โครงการวิจัยนี้นำเอาดัชนีความเชื่อถือได้มาผนวกเข้ากับกลไกราคาค่าบริการระบบส่ง ไฟฟ้า ทำให้สะท้อนต้นทุนในการดำเนินกิจการระบบส่งไฟฟ้าได้อย่างเป็นธรรม ภายใต้สมมติฐานที่ว่า ผลกระทบเมื่อสายส่งหลุดออกจากระบบสามารถกำหนดและวัดได้ด้วยดัชนี LOIF – Line Outage Impact Factor ซึ่งนำมาใช้เป็นปัจจัยในการจัดสรรต้นทุนของสายส่งไฟฟ้าโดยรักษาความเชื่อถือได้ของระบบให้อยู่ ในเกณฑ์มาตรฐาน ภายใต้ข้อจำกัดทางกายภาพของระบบไฟฟ้า การจัดสรรต้นทุนระบบส่งนั้นทำได้หลาย วิธีขึ้นอยู่กับลักษณะเฉพาะของอุตสาหกรรมไฟฟ้าในแต่ละพื้นที่ ในปัจจุบันระบบส่งไฟฟ้ามีความซับซ้อน มากขึ้นเนื่องจากมีปริมาณของผู้ใช้บริการระบบส่งเป็นจำนวนมาก ดังนั้นจึงควรมีการจัดสรรความจุของสาย ส่งให้เหมาะสมกับการใช้งานของผู้ใช้บริการทั้งในสภาวะปกติ ในขณะเดียวกันกับที่ต้องมีการสำรองความจุ ของสายส่งให้เพียงพอในกรณีฉุกเฉินหรือโอเวอร์โหลดด้วย กลไกราคาค่าบริการระบบส่งไฟฟ้าที่ใช้กันอยู่ใน ปัจจุบันมิได้คำนึงถึงผลตอบแทนหรือบทลงโทษที่เกิดจากการเพิ่มหรือลดความเชื่อถือได้ของระบบไฟฟ้า ดังนั้นโครงการวิจัยนี้จึงได้ผนวกดัชนีความเชื่อถือได้ซึ่งได้จากการสำรองความจุของสายส่ง ทั้งในเส้นทาง (Transmission Internal Reliability Margin - TIRM) และ นอกเส้นทาง (Transmission External Reliability Margin - TERM) เข้ากับวิธีสืบหาเส้นทางการไหลของกำลังไฟฟ้า (Power Flow Tracing) ทำให้สามารถ ทราบได้อย่างชัดเจนว่า ขนาดพิกัดสายส่งเส้นหนึ่งจะได้รับการจัดสรรไปยังผู้ผลิตและผู้ใช้ไฟฟ้าในสัดส่วน เท่าใด ยังผลให้ผู้ใช้ระบบส่ง (ทั้งโรงไฟฟ้าและผู้บริโภคไฟฟ้า) ได้รับรู้ต้นทุนที่แท้จริงของการใช้ระบบส่งนั้น วิธีการที่นำเสนอในโครงการวิจัยนี้ได้ถูกนำไปทดสอบกับระบบไฟฟ้ากำลัง 6 บัสวงจรขนานหลายวงจร และ ยังได้นำไปทดสอบกับระบบทดสอบกำลังไฟฟ้าจริงขนาด 50 บัสในส่วนภาคเหนือของ กฟผ. ผลการทดสอบ ชี้ให้เห็นว่าอัตราค่าบริการที่ได้รับจากวิธีที่นำเสนอนี้มีความเป็นธรรม ทำให้มีรายได้ที่ต้องการ (Revenue Requirement) ครอบคลุมต้นทุนของระบบส่ง นอกจากนี้ยังสะท้อนให้เห็นถึงประสิทธิภาพการใช้ระบบส่ง ของผู้ผลิตและผู้ใช้ไฟฟ้า รวมทั้งช่วยให้การตัดสินใจกำหนดที่ตั้งโรงไฟฟ้า หรือที่ตั้งอุตสาหกรรมเพื่อบริโภค ไฟฟ้าเป็นไปอย่างเหมาะสม ซึ่งมีประโยชน์มากสำหรับใช้ในการวางแผนขยายระบบส่งในอนาคต Transmission cost allocation methods have been varied depending on local context of electricity supply industry. There is a common principle that transmission line capacity should be properly allocated to accommodate electric power delivery with adequate reliability margin. This project, therefore, proposes a method that allocates transmission embedded cost to both generators and loads in an equitable manner, incorporating probability indices to allocate transmission reliability margin among users in both supply and demand sides. Probabilistic indices so called TIRM – Transmission Internal Reliability Margin, and TERM – Transmission External Reliability Margin, decomposed from TRM – Transmission Reliability Margin, are introduced, making true cost of using overall transmission facilities. Numerical examples on a simple six-bus system with multiple-circuit transmission lines representing a characteristic of practical transmission system and a real fifty-bus EGAT’s transmission system drawn from northern area also presented to illustrate the application and robustness of the proposed method. The test results reveal that pricing transmission services based on the proposed method meets the revenue requirement covering entire transmission embedded cost in a fair and non-discriminatory fashion. In addition, it also provides proper signals to transmission users for the efficient usage of the system including the sitting of power plant type or load connection which is beneficial for future transmission expansion and planning