แนวทางปฏิรูปโครงสร้างพลังงาน : ก๊าซธรรมชาติและไฟฟ้า

1. แนวทางปฏิรูปโครงสร้างพลังงาน: ก๊าซธรรมชาติและไฟฟ้า รศ.ดร.วิชิต หล่อจีระชุณห์กุล คณะสถิติประยุกต์ มิถุนายน 2557

2. อัตราค่าบริการส่งก๊าซธรรมชาติอัตราค่าบริการส่งก๊าซธรรมชาติ • อัตราค่าบริการส่งก๊าซธรรมชาติ ประกอบด้วย 2 ส่วน คือ ค่าบริการส่วนของต้นทุนคงที่ (Demand Charge) และค่าบริการส่วนของต้นทุนผันแปร (Commodity Charge) ดังนี้ • 1. ค่าบริการส่วนของต้นทุนคงที่ (Td):คำนวณจากค่าใช้จ่ายการให้บริการที่คงที่ของระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ ประกอบด้วย ค่าใช้จ่ายการลงทุน และค่าดำเนินการในการให้บริการที่คงที่ การคิดค่าบริการจะคิดตามปริมาณก๊าซธรรมชาติที่ตกลงในสัญญา โดยมีหน่วยเป็นบาทต่อล้านบีทียู • 2. ค่าบริการส่วนของต้นทุนผันแปร (Tc):คำนวณจากค่าใช้การให้บริการส่วนผันแปรของระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ โดยการคิดค่าบริการจะคิดตามปริมาณก๊าซธรรมชาติที่มีการรับส่งจริง มีหน่วยเป็นบาทต่อล้านบีทียู

3. โครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติโครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติ โครงสร้างราคาก๊าซธรรมชาติจากแนวท่อสำหรับภาคขนส่ง หมายถึง ราคาก๊าซที่จำหน่ายให้แก่โรงไฟฟ้าของ กฟผ. ผู้ผลิตไฟฟ้าอิสระ ผู้ผลิตไฟฟ้ารายเล็ก และผู้ใช้ก๊าซอื่นๆ ประกอบด้วยก๊าซจากอ่าวไทยที่เหลือจากการจ่ายให้โรงแยกก๊าซ ก๊าซจากสหภาพพม่าแหล่งยาดานาและแหล่งเยตากุน ก๊าซธรรมชาติเหลว (LNG) และก๊าซจากแหล่งอื่นๆในอนาคต มีหน่วยเป็นบาทต่อล้านบีทียู หมายถึง อัตราค่าบริการสาหรับการจัดหาและค้าส่งก๊าซธรรมชาติ มีหน่วยเป็นบาทต่อล้านบีทียู (ปัจจุบันเท่ากับ 1.75% ของ Pool Gas) หมายถึง อัตราค่าบริการส่งก๊าซทางท่อในส่วน Demand Charge สาหรับระบบท่อนอกชายฝั่งที่ระยอง (Zone 1) และระบบท่อบนฝั่ง (Zone 3) มีหน่วยเป็นบาทต่อล้านบีทียู หมายถึงอัตราค่าบริการส่งก๊าซทางท่อในส่วน Commodity Charge มีหน่วยเป็นบาทต่อล้านบีทียู หมายถึง ค่าบริหารจัดการในการขายส่งก๊าซธรรมชาติจากแนวท่อสาหรับภาคขนส่งตามที่ภาครัฐกาหนด ปัจจุบัน เท่ากับ 3.7336 บาทต่อล้านบีทียู

4. มติคณะกรรมการนโยบายพลังงานแห่งชาติครั้งที่ 7/2550 (ครั้งที่ 116) • การทบทวนหลักเกณฑ์การคำนวณอัตราค่าบริการส่งก๊าซธรรมชาติ ค่าบริการส่งก๊าซฯ ประกอบด้วย 2 ส่วน คือ 1) Demand Charge ซึ่งคำนวณจากค่าใช้จ่ายการให้บริการที่คงที่ และ 2) Commodity Charge ซึ่งคำนวณจากค่าใช้จ่ายการให้บริการส่วนผันแปร • อัตราผลตอบแทนการลงทุนที่แท้จริงในส่วนของทุน (IRR on Equity) เห็นควรปรับจากที่กำหนดไว้ที่ร้อยละ 16 เป็นร้อยละ12.5 โดยพิจารณาจากค่าเฉลี่ยผลตอบแทนการลงทุนในส่วนของกิจการสาธารณูปโภคประเภทเดียวกัน ร่วมกับการพิจารณาถึงผลต่างระหว่างผลตอบแทนการลงทุนกับต้นทุนเงินกู้ของ ปตท. ในปัจจุบัน • อัตราดอกเบี้ยเงินกู้ระยะยาวเห็นควรปรับจากร้อยละ 10.5 เป็นร้อยละ 7.5 โดยพิจารณาจากสภาพตลาดเงิน และคำนึงถึงอัตราดอกเบี้ยเงินกู้ที่ ปตท. ได้กู้มาลงทุนในช่วง 5 ปีที่ผ่านมา • อัตราส่วนหนี้สินต่อทุน เห็นควรปรับจากที่ระดับ 75:25 เป็น 55:45

5. สูตรการคำนวณค่าบริการส่งก๊าซธรรมชาติส่วนของต้นทุนผันแปรสูตรการคำนวณค่าบริการส่งก๊าซธรรมชาติส่วนของต้นทุนผันแปร • = ค่าใช้จ่ายดำเนินงานส่วนที่แปรผันโดยตรงที่เกิดขึ้นจริงตามปริมาณก๊าซที่ส่งผ่านระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติ มีหน่วยเป็น บาทในปีที่แล้วได้แก่ - ค่าวัสดุในกิจการก๊าซธรรมชาติ เช่น ค่าสารเติมกลิ่น และน้ำยาป้องกันการผุกร่อน -ค่าก๊าซธรรมชาติที่ใช้เป็นเชื้อเพลิงในสถานีเพิ่มแรงดัน -ค่าไฟฟ้าใช้สำหรับ Onshore Compressor 2 (OCS#2) • = ปริมาณก๊าซธรรมชาติที่ส่งผ่านระบบท่อส่งก๊าซธรรมชาติที่เกิดขึ้นจริงในปีที่แล้วมีหน่วยเป็นล้านบีทียู • = ดัชนีราคาผู้บริโภคที่ประกาศโดยกระทรวงพาณิชย์ ณ ปี t-1 • = ราคาก๊าซธรรมชาติเฉลี่ยปีปัจจุบันที่ประมาณการ มีหน่วยเป็นบาทต่อล้านบีทียู • = ราคาก๊าซธรรมชาติเฉลี่ยปีก่อน มีหน่วยเป็นบาทต่อล้านบีทียู • X = ดัชนีการเพิ่มประสิทธิภาพเท่ากับร้อยละสองต่อปี

6. ค่าบริการส่วนของต้นทุนคงที่ (Demand Charge) • ขึ้นอยู่กับพื้นที่การใช้ก๊าซธรรมชาติของลูกค้า - พื้นที่นอกชายฝั่งระยอง อัตราค่าบริการ 8.5899 บาทต่อล้านบีทียู - พื้นที่นอกชายฝั่งขนอม อัตราค่าบริการ 14.2177 บาทต่อล้านบีทียู - พื้นที่บนฝั่ง อัตราค่าบริการ 12.0654 บาทต่อล้านบีทียู โดยจะต้องชำระอัตราค่าบริการรวมกับพื้นที่นอกชายฝั่งระยอง - พื้นที่บนฝั่งที่จะนะ อัตราค่าบริการ 2.4855 บาทต่อล้านบีทียู - พื้นที่บนฝั่งที่น้ำพอง อัตราค่าบริการ 1.1299 บาทต่อบ้านบีทียู

7. ค่าบริการส่วนต้นทุนผันแปร (Commodity Charge) • พื้นที่นอกชายฝั่งระยอง/นอกชายฝั่งขนอม/บนฝั่ง อัตราค่าบริการ 1.3380 บาทต่อล้านบีทียู • พื้นที่บนฝั่งที่จะนะ อัตราค่าบริการ 0.0145 บาทต่อล้านบีทียู • พื้นที่บนฝั่งที่น้ำพอง อัตราค่าบริการ 0.0000 บาทต่อล้านบีทียู

8. การทบทวนค่าผ่านท่อ • อัตราค่าบริการส่งก๊าซธรรมชาติในส่วนของต้นทุนคงที่ (Td) จะทบทวนทุก 3-5 ปี • อัตราค่าบริการส่งก๊าซธรรมชาติในส่วนของต้นทุนผันแปร (Tc) จะทบทวนทุกๆ ปี

9. ค่าบริการส่วนของต้นทุนคงที่ (Td) • ความเหมาะสมของ Discount rate • หลักการที่ใช้กำหนด discount rate ที่เหมาะสม • ความถูกต้องที่ใช้ปริมาณก๊าซธรรมชาติที่ตกลงในสัญญาในการคำนวนค่าบริการส่วนของต้นทุนคงที่ • ข้อเสนอ: 1. ปรับ Discount rate ให้สอดคล้องกับอัตราดอกเบี้ยอ้างอิงของ ธปท. และ อัตราเงินเฟ้อ • ลดจาก ร้อยละ 12.5 เป็น ร้อยละ 10 Td จะลดลง ร้อยละ 14.94 จะลดจาก 20.6553 เป็น17.5694 บาท/ล้าน BTU • ลดจาก ร้อยละ 12.5 เป็น ร้อยละ 8 Td จะลดลง ร้อยละ 26.25 จะลดจาก 20.6553 เป็น15.2333 บาท/ล้าน BTU 2. ค่าบริการส่วนต้นทุน ควรเป็นไปตามปริมาณก๊าซธรรมชาติที่ใช้จริง ไม่ใช่ปริมาณก๊าซธรรมชาติที่ตกลงในสัญญา

10. ค่าบริการส่วนของต้นทุนคงที่ (Td)

11. ค่าบริการส่งก๊าซธรรมชาติส่วนของต้นทุนผันแปร (Tc) • ผลประโยชน์ที่ประมาณการราคาก๊าซธรรมชาติเฉลี่ยปีปัจจุบัน • คลาดเคลื่อน จะไม่มีการคืนให้ผู้ใช้ก๊าซธรรมชาติเลยหรือ? • ข้อเสนอ:ประมาณการราคาก๊าซธรรมชาติเป็นรายไตรมาส และปรับส่วนขาดส่วนเกินเป็นรายไตรมาส

12. ปริมาณการใช้ก๊าซธรรมชาติปริมาณการใช้ก๊าซธรรมชาติ ณ 1,000 BTUต่อ ล.บ.ฟุต การใช้ ก๊าซธรรมชาติ เท่ากับ 4.147 ล้านล้าน BTU/วัน

13. ระดับผลกระทบของ Td • หาก ต่างไป 1 บาท/ล้าน BTU รายได้จากค่าผ่านท่อจะเปลี่ยนไป 4.147ล้านบาท/วัน หรือประมาณ 1,500 ล้านบาท/ปี

14. โครงสร้างราคา LPG ราคาก๊าซปิโตรเลียมเหลวที่จ้าหน่ายออกจากคลังก๊าซ ซึ่งมีองค์ประกอบดังนี้ ราคาขายส่ง ราคา ณ โรงกลั่น + ภาษีสรรพสามิต + ภาษีเทศบาล + อัตราเงินส่งเข้ากองทุนน้ามันเชื้อเพลิง + ภาษีมูลค่าเพิ่ม

15. ราคา LPG ณ 20 มิถุนายน 2557

16. ราคา LPG ณ 20 มิถุนายน 2557ในกรณียกเว้น VAT ที่เก็บจากกองทุนฯ

17. ปริมาณการใช้ LPG หมายเหตุ: * หมายถึงประมาณการ

18. ขนาดตลาดไฟฟ้าในประเทศไทยขนาดตลาดไฟฟ้าในประเทศไทย

19. ขนาดตลาดไฟฟ้าในประเทศไทยขนาดตลาดไฟฟ้าในประเทศไทย

20. การผลิตและการซื้อของ กฟผ. ช่วงมกราคม-เมษายน 2557 กฟผ. ผลิตเอง 45 % ซื้อ 55% IPP, SPP 48% ลาว และมาเลเซีย 7%

21. สัดส่วนการใช้พลังงาน บ้านอยู่ อาศัย

22. Independent Power Producer (IPP) • การแข่งขันภาคเอกชนในการผลิตไฟฟ้า • ผลประโยชน์ตกแก่ใคร • นโยบาย Front end pricing ทำเพื่อใคร • Power Purchase Agreement (PPA) สร้างภาระแก่ผู้ใช้ไฟฟ้าอย่างไร • สถานภาพปัจจุบันของผู้ผลิตไฟฟ้าภาคเอกชน

23. ความเป็นมา IPP • กฟผ. ได้ออกประกาศรับซื้อไฟฟ้าตั้งแต่วันที่ 15ธันวาคม 2537 จำนวน 3,800 MW แต่ครม.ได้มีมติให้เพิ่มอีก 1,600 MW โดยให้อำนาจกฟผ. พิจารณาปรับลดได้ร้อยละ 20 • โครงสร้างค่าไฟฟ้ามี 2 ส่วน • ค่าพร้อมจ่าย (Availability payment) เป็นค่าใช้จ่ายที่กฟผ. ต้องจ่ายไม่ว่าจะสั่งเดินเครื่องหรือไม่อัตราแลกเปลี่ยนที่สูงกว่า 29บาทต่อเหรียณสหรัฐสามารถส่งต่อให้กฟผ. เป็นผู้รับผิดชอบแทน • ค่าพลังงานไฟฟ้า (Energy payment) เป็นต่าใช้จ่ายแปรผันตามปริมาณพลังงานไฟฟ้าที่กฟผ.สั่งเดินเครื่องและราคาเชื้อเพลิง การเปลี่ยนแปลงราคาเชื้อเพลิงจากที่กำหนด ส่งผ่านไปยัง Ft • ค่า บำรุงรักษาครั้งใหญ่ กฟผ. เป็นผู้รับผิดชอบในค่าใช้จ่าย ส่งผ่านไปยัง Ft

25. Demand Forecast

26. สัดส่วนการผลิตไฟฟ้า แหล่งข้อมูล: กฟผ.

27. การมีส่วนร่วมภาคเอกชนในการผลิตไฟฟ้าการมีส่วนร่วมภาคเอกชนในการผลิตไฟฟ้า • การแข่งขันได้เกิดขึ้นในช่วงการเสนอราคา • การเสนอราคาในโครงการลงทุนขนาดใหญ่เป็นที่รู้กันโดยทั่วไปว่าเอกชนทุกรายกำหนดข้อสมมติฐานที่เป็นไปได้อย่างแน่นอน จึงทำให้ข้อเสนอราคาอยู่ในทิศทางและลักษณะเดียวกัน discount rate ที่ใช้คำนวน ไม่ต่ำกว่าร้อยละ 18 และในปัจจุบันใช้ discount rate ไม่ต่ำกว่าร้อยละ 15 ซึ่งนับว่าสูงมากในสภาพอัตราดอกเบี้ยอ้างอิงต่ำอย่างในปัจจุบัน • ราคาค่าไฟฟ้าได้ถูกกำหนดอย่างชัดเจนใน PPA จึงทำให้ประสิทธิภาพในการดำเนินงานที่เกิดขึ้นจริงไม่มีผลกระทบต่อราคาค่าไฟฟ้าผลประโยชน์ที่เกิดขึ้นจากประสิทธิภาพที่สูงกว่าในข้อสมมติฐานจึงตกแก่ผู้ผลิตไฟฟ้าภาคเอกชนทั้งหมด • การผลิตไฟฟ้าของ IPP เป็นกิจกรรมที่ปราศจากความเสี่ยงใดๆ ไม่ต้องมีแผนการตลาด ไม่ต้องมีการโฆษณา ไม่ต้องมีบริการหลังขาย

28. Typical front end pricing • ราคาต่อหน่วย ปี 15 25 0

29. โรงไฟฟ้าใหม่ย่อมมี plant factor สูงกว่าค่าเฉลี่ยตลอดอายุของโรงไฟฟ้านโยบาย front end pricing จึงเพิ่มผลประโยชน์ให้แก่ผู้ผลิตไฟฟ้าภาคเอกชนเพิ่มเติมจากการประมาณการจากประสิทธิภาพที่สูงกว่าข้อสมมติฐานโดยไม่มีการส่งคืนให้ผู้ใช้ไฟฟ้าแม้แต่น้อย

30. ความเป็นมาของ Ft สตางค์ต่อหน่วย

31. โครงสร้างภาคไฟฟ้า ESB กฟผ. ซื้อจากตปท. องค์กรกำกับฯ ซื้อจากเอกชน ระบบผลิต IPP SPP กฟผ.: SO ระบบควบคุมและระบบส่ง กฟน. กฟภ. ระบบจำหน่าย ผู้ใช้ไฟฟ้าซื้อตรง ผู้ใช้ไฟฟ้าในเขต จำหน่าย กฟน. ผู้ใช้ไฟฟ้าในเขต จำหน่าย กฟภ. ผู้ผลิตไฟฟ้า VSPP

32. โครงสร้างภาคไฟฟ้าปัจจุบันโครงสร้างภาคไฟฟ้าปัจจุบัน กฟผ. ซื้อจากตปท. องค์กรกำกับฯ ซื้อจากเอกชน ระบบผลิต IPP SPP กฟผ.: SO ระบบควบคุมและระบบส่ง กฟน. กฟภ. ระบบจำหน่าย ผู้ใช้ไฟฟ้าซื้อตรง ผู้ใช้ไฟฟ้าในเขต จำหน่าย กฟน. ผู้ใช้ไฟฟ้าในเขต จำหน่าย กฟภ. ผู้ผลิตไฟฟ้า VSPP

33. โครงสร้างภาคไฟฟ้าในระยะใกล้โครงสร้างภาคไฟฟ้าในระยะใกล้ กฟผ. ซื้อจากตปท. องค์กรกำกับฯ ซื้อจากเอกชน ระบบผลิต IPP SPP กฟผ.: SO ระบบควบคุมและระบบส่ง กฟน. กฟภ. ระบบจำหน่าย ผู้ใช้ไฟฟ้าซื้อตรง ผู้ใช้ไฟฟ้าในเขต จำหน่าย กฟน. ผู้ใช้ไฟฟ้าในเขต จำหน่าย กฟภ. ผู้ผลิตไฟฟ้า VSPP

34. ตลาดกลางซื้อขายไฟฟ้าในอนาคตตลาดกลางซื้อขายไฟฟ้าในอนาคต ผู้ซื้อ ตปท. กฟผ. ผู้ขาย เอกชน offers ตลาดกลางซื้อขายไฟฟ้า bids กฟน. กฟภ. ผู้ใช้ไฟฟ้ารายใหญ่ ตปท. .

35. โครงสร้างภาคไฟฟ้าในอนาคตโครงสร้างภาคไฟฟ้าในอนาคต กฟผ. ตปท. ระบบผลิต เอกชน องค์กรกำกับฯ SO ระบบควบคุมและระบบส่ง กฟน. กฟภ. ระบบจำหน่าย ผู้ใช้ไฟฟ้าซื้อตรง ผู้ใช้ไฟฟ้าในเขต จำหน่าย กฟน. ผู้ใช้ไฟฟ้าในเขต จำหน่าย กฟภ. ผู้ผลิตไฟฟ้า VSPP

36. โครงสร้างราคาค่าไฟฟ้าปัจจุบันโครงสร้างราคาค่าไฟฟ้าปัจจุบัน Ft 3.21 บาท/หน่วย ค่าเชื้อเพลิงของ กฟผ. ค่าซื้อไฟฟ้าจากภาคเอกชน และประเทศเพื่อนบ้าน ค่า Adder ค่านำส่งกองทุนพัฒนาไฟฟ้า ณ ก.ค. 2554 2.23 บาท/หน่วย ค่าลงทุน: โรงไฟฟ้าและระบบส่งของ กฟผ. ระบบจำหน่ายของ กฟน. และกฟภ. ค่าใช้จ่าย O&M ROIC: กฟผ. ร้อยละ 7.50 กฟน. และกฟภ. ร้อยละ 5.73 0.98 บาท/หน่วย

37. อัตราการจ่ายเงินเข้ากองทุนฯอัตราการจ่ายเงินเข้ากองทุนฯ โรงไฟฟ้าที่ขายเข้าระบบ ตั้งแต่ 6 MW ขึ้นไป ต้องนำส่งเงินเข้ากองทุนฯตามประเภทเชื้อเพลิง ดังนี้ โรงไฟฟ้าที่จ่ายไฟฟ้าเข้าระบบ หลัง 1 ม.ค. 2554 นำส่งกองทุนฯเข้าในระหว่างก่อสร้าง 50,000 บาท/MW/ปีหรือไม่ต่ำกว่า 500,000 บาท/ปี

38. กองทุนพัฒนาไฟฟ้า • ในปี 2556 กองทุนพัฒนาไฟฟ้า เพิ่มภาระผู้ใช้ไฟฟ้าประมาณ 2,000 ล้านบาท และจะเพิ่มขึ้นทุกปี ตามการเพิ่มขึ้นของความต้องการพลังงานไฟฟ้า • ควรเปิดเผยการใช้จ่ายของกองทุนพัฒนาไฟฟ้า

39. อัตราค่าไฟฟ้าเดียวทั้งประเทศ(Uniform Power Tariff) • วิธีการกำหนดให้อัตราค่าไฟฟ้าเดียวทั่วประเทศ • ผลกระทบจากนโยบายอัตราค่าไฟฟ้าเดียวทั่วประเทศต่อผู้ใช้ไฟฟ้าและต่อการไฟฟ้า • มาตรการแก้ไขฐานะการเงินของกฟภ.จากผลกระทบนโยบายอัตราค่าไฟฟ้าเดียวทั่วประเทศ • การทบทวนนโยบายอัตราค่าไฟฟ้าเดียวทั่วประเทศและหลักการถ่ายเทชดเชย

40. อัตราค่าไฟฟ้าขายส่งของ กฟผ.ให้ กฟน. และ กฟภ. ราคาเฉลี่ยค่าไฟฟ้าที่ กฟภ. ซื้อจาก กฟผ. ก่อนบวก Ft ขายส่ง จะเท่ากับ 2.7094 บาทต่อหน่วยเมื่อรวมค่า Ft ขายส่งอีก 0.4708 บาท/หน่วยในช่วงเวลาเดียวกันแล้ว จะเท่ากับ 3.1802 บาท/หน่วย เมื่อเปรียบเทียบกับค่าซื้อไฟฟ้าจาก IPP ของ กฟผ. ในช่วงมกราคม–เมษายน 2557 ซึ่งมีค่าเฉลี่ย 3.1322 บาทต่อหน่วยจะสูงกว่าค่าซื้อไฟฟ้าเฉลี่ยจาก IPP ของ กฟผ. อยู่ .0480 บาท/หน่วย ซึ่งเท่ากับร้อยละ 52.12 ของเงินชดเชยที่ได้รับจาก กฟน.

41. แนวทางการปรับโครงสร้างภาคไฟฟ้าในระยะสั้นแนวทางการปรับโครงสร้างภาคไฟฟ้าในระยะสั้น • ยกเลิก นโยบาย ESB ให้ กฟภ. และ กฟน. สามารถซื้อไฟฟ้าจากผู้ผลิตเอกชน และต่างประเทศได้ • ยกเลิกให้ผู้ผลิตไฟฟ้าต้องนำเงินส่งเข้ากองทุนฯ • เจรจาลด discount rate ของ IPP จากระดับร้อยละ 15-21 ลงมา • เจรจาลด discount rate ในค่าผ่านท่อลงจากระดับร้อยละ 12.5 ลงมาในระดับ ร้อยละ 8 • แก้ไขการคำนวนค่า Td จากปริมาณตามสัญญา เป็นตามปริมาณที่ใช้จริง

42. แนวทางการทบทวน PPA • ยกเลิกนโยบาย ESB • เจรจาทบทวน PPA และเปิดโอกาศให้ IPP สามารถขายไฟฟ้าให้ผู้ใช้ไฟฟ้ารายใหญ่ ซึ่งจะได้ในอัตราที่สูงกว่า ขายให้ กฟผ. แต่ต่ำกว่าที่ซื้อไฟฟ้า จาก กฟภ. หรือ กฟน. โดยส่งไฟฟ้าผ่านระบบส่งได้

43. แนวทางการปรับโครงสร้างภาคไฟฟ้าในระยะยาวแนวทางการปรับโครงสร้างภาคไฟฟ้าในระยะยาว • จัดตั้งองค์การอิสระรับผิดชอบ PDP ของประเทศ ปฏิบัติงาน system operation และระบบสายส่ง • จัดตั้งตลาดกลางซื้อขายไฟฟ้าที่เป็น supply-demand market แบบ Nord pool ไม่ใช่ supply market แบบใน อังกฤษ • ยกเลิก นโยบาย ESB และเปิดระบบส่งให้ผู้ซื้อขายไฟฟ้าจากตลาดกลางใช้ได้โดยมี wheeling charge ที่เหมาะสม

44. คำถาม/คำตอบ