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2.3（ECP-2.3）2022类别A批次2023年6月
简介该声明规定了Eirgrid的使用费用，用于使用从2024年10月1日起适用的传输系统，直到此时，委员会根据1999年《电力法规法》第36条批准了另一项声明。根据2024年收入（CRU/2023/104）和20025年收入（CRU/2024/82），该声明中发布的系统费用的传输使用使用（CRU）（CRU）允许。这些关税可能会发生变化，在这种情况下，Eirgrid应通知供应商和发电机。全年连接到传输系统或分配系统的任何其他发电机都将对收费负责，这些费用应在派生时发表。根据SEM委员会的决定，互连器不收取TUOS（请参阅SEM/11/078）。这符合欧盟立法（第714/2009号法规）。本文件是由Eirgrid根据第35条准备的，并考虑到2022年9月20日的CRU的指示（参考D/22/21374）。此声明包括对DTS-T关税承担的任何客户的高峰和非高峰TUOS关税（包括适用的ATS-T和GTS-T关税集团的需求部分）。这将继续在2024/25关税年度申请此类客户。该文件已根据1999年《电力法规法》第36条提交并由CRU批准。此语句列出以下内容：
天然气在欧洲电价中的作用
本文基于 2015 年至 2021 年期间使用开放的、按小时/小时计算的电力系统数据的历史数据，量化了化石燃料与低碳发电在影响欧洲各国批发电价方面的作用。我们发现，尽管发电份额下降，但化石燃料仍然是“边际”主要发电厂，因此决定了批发电价。通过更新分析，我们发现，2021 年整个欧洲的平均水平是，化石燃料在 58% 的时间内决定了价格，而每年仅产生 34% 的电力。这比 2019 年的值略有下降（当时化石燃料在 66% 的时间内决定了价格，发电量占 37%）。然而，英国的趋势却相反：2021 年，天然气在 98% 的时间内决定了电价，而发电量略高于 40%；非化石能源在其余 2% 的时间内决定了价格。这与 2015 年至 2019 年相比发生了显著变化，当时天然气在 80% 至 90% 的时间里决定着电价，其余时间则通过互连器以低成本进口电价。总体而言，2021 年，由于各种因素增加了天然气价格的作用，化石燃料在七个欧洲国家中决定电价的时间超过 90%。由于大多数欧洲国家（包括英国）的大部分天然气都是从欧洲以外进口的，这加剧了电价对天然气供应地缘政治风险以及货币兑换和天然气价格波动的经济风险的暴露。
100% 可再生能源价格发现文献综述
• 如何推动可再生能源投资和热电退役——基于预期现货和合同市场结果的商业决策，或通过政府政策（例如上网电价 (FiT)、战略储备）。在许多关于现货价格行为 1 和投资信号的国际研究中，上网电价、补贴和其他投资激励措施的存在可能是为新西兰电力市场提供见解方面最受限制的因素，而不是任何其他因素。正如 Joskow (2019)、Lynch (2021) 和 Newbery (2018) 所指出的那样，可变可再生能源的成本结构和市场影响都导致投资越来越依赖补贴中嵌入的信号。我们将在下文进一步考虑这些限制。• 价格是否受到重大监管控制（例如价格/报价上限）？• 如何激励和维护供应安全——例如，仅能源市场激励措施或通过容量补偿机制。具有容量补偿机制的司法管辖区模糊了增加间歇性可再生能源发电对供应安全的影响，因为——几乎按照定义——这些机制通常旨在直接实现一定程度的供应安全，并且通常与远低于损失负荷价值的现货市场上限相结合（Joskow，2019 年）。• 市场是否已经拥有大量中期可再生能源存储，或者在未来情景建模中考虑了这一点？• 所考虑的市场是否能够通过与其他市场（国家或州）的互连来补充供应。
2022-23 年 TNUoS 最终电费
图表列表 表 1 发电电价汇总 ............................................................................................................................................. 10 表 2 发电范围电价 ............................................................................................................................................. 11 表 3 发电范围电价变化 ............................................................................................................................................. 12 表 4 本地变电站电价 ............................................................................................................................................. 14 表 5 陆上本地电路电价 ............................................................................................................................................. 15 表 6 需缴纳一次性费用的电路 ............................................................................................................................. 15 表 7 2022/23 年海上本地电价 ............................................................................................................................. 16 表 8 需求电价汇总 ............................................................................................................................................. 18 表 9 需求电价 ............................................................................................................................................. 19 表 10 半小时需求电价 ............................................................................................................................................. 19 表 11 嵌入式出口电价 ............................................................................................................................................. 20 表 12非半小时需求电价的变化 ...................................................................................................................................... 22 表 13 合同 TEC .............................................................................................................................................. 24 表 14 互连器 .............................................................................................................................................. 25 表 15 允许收入 ............................................................................................................................................. 26 表 16 发电和需求收入比例 ............................................................................................................................. 27 表 17 发电收入误差幅度计算 ............................................................................................................................. 28 表 18 充电基础 ............................................................................................................................................. 29 表 19 残差和调整组件计算 .............................................................................................................................31 表 20 2022/23 年 HH 需求关税的位置要素 ...................................................................................................... 42 表 21 2022/23 年嵌入式出口关税的要素 ...................................................................................................... 42 表 22 通用 ALF ...................................................................................................................................... 44 表 23 合同发电变化 ...................................................................................................................................... 46 表 24 NGESO 收入细目 ............................................................................................................................. 49 表 25 NGET 收入细目 ............................................................................................................................. 50 表 26 SPT 收入细目 ............................................................................................................................. 51 表 27 SHETL 收入细目 ............................................................................................................................. 52 表 28 离岸收入 ............................................................................................................................................. 53
NGV LionLink响应-IPA nicola.meyrick@ecotricity.co.uk发送到 影响评估指南
ofgem 10，南柱廊金丝雀码头伦敦E14 4PU 2024年5月31日，Dear ofgem，NGV对Ofgem的帽子和地板政权的咨询的反应：离岸混合资产飞行员项目的初步项目评估，感谢您对上述咨询的机会。国家电网风险投资（NGV）欢迎有机会回应OFGEM对OHA飞行员项目的IPA决定。NGV与我们的欧洲TSO合作伙伴一起成功运营了六个点对点（P2P）互连器，将五个北海国家的电网连接到GB。这包括前往荷兰互连的GB，我们与Tennet共同开发和运营。由于英国和欧盟的发电部门的脱碳化，这是具有法律约束力的目标的基础，因此在北海开发了更多的海上风能资产，为北海国家提供了巨大的可再生能源资源。以协调和协作为基础的北海网格的开发以及基础设施（例如离岸混合资产）对于实现这些目标至关重要。此反应代表NGV相对于狮子链接（Lionlink），这是为Ofgem的CAP和FLOOR OHA PILOT计划选择的两个离岸混合资产（OHA）项目之一。ngv正在与Elia提交第二个OHA项目Nautilus的共同响应。请认为这是公众回应，除了那些标有机密的附件。NGV欢迎Ofgem的胸怀批准在狮子链接上的IPA立场。ngv该项目为GB消费者提供了巨大的长期价值，在战略上对英国和荷兰都至关重要。
决定和指示允许国家电网电力系统运营商有限公司在 2024 年 3 月 31 日之前发布其电力十年声明 (ETYS) 附录，并在 2024 年 3 月 31 日之前发布更新的网络选项评估 (NOA) 报告。
尊敬的公司秘书，决定和指示允许国家电网电力系统运营商 (ESO) 有限公司在 2025 年 3 月 31 日之前向管理局提交网络选项评估 (NOA) 方法和 NOA 报告的形式，并在 2026 年 1 月 31 日之前发布更新的 NOA 报告。背景标准许可条件许可证的 SLC C27(5)(b) 要求 ESO 在每个财政年度的 8 月 1 日之前或管理局指定的其他日期向管理局提交 NOA 方法和下一个 NOA 报告的形式以供批准。许可证的 SLC C27(12)(b) 要求 ESO 审查上一财政年度编制和发布的 NOA 报告，并在 1 月 31 日或管理局指定的其他日期之前更新和发布 NOA 报告。这必须基于并包括管理局批准的最新 NOA 方法。 ESO 的网络选项评估 (NOA) 建议加强和增加英国电力系统的互连容量，以满足《电力十年声明》(ETYS) 中确定的需求，并促进高效、协调和经济的电力传输系统的发展。ETYS 以 ESO 的未来能源情景 (FES) 为依据，该情景列出了实现净零排放的能源生产和需求路径。ESO 和 Ofgem 一直在推进集中战略网络计划 (CSNP) 1 的制定，该计划将采取协调和长期的方法对英国的网络进行规划，这将为投资者提供确定性并有助于加快监管资金决策，以提高网络容量。这将支持政府的净零排放目标，也是 NOA 流程的重大发展。NOA 报告中的互连元素包含在单独的“互连器 NOA”报告中，其方法已纳入 SLC C27(5)(b) 中规定的 NOA 方法中。
状态审查 TSO/DSO 拆分
本 CEER 文件 (C22-LAC-25-04) 介绍了根据清洁能源一揽子计划 (“CEP”) 修改的第三能源一揽子计划中输电系统运营商 (TSO) 和配电系统运营商 (DSO) 拆分条款实施情况的最新情况审查，重点关注自 2018 年夏季以来的新发展。它还简要讨论了最近达成的氢气和脱碳天然气市场一揽子计划中出现的与拆分相关条款相关的主要变化和新颖之处。根据欧盟能源指令和法规，能源网络受拆分要求的约束，这些要求要求成员国确保垂直整合的能源公司分离，从而分离能源供应链的各个阶段（发电、输电、配电和零售）。本状态审查评估了 DSO 和 TSO 拆分的状态，重点介绍了自 2018 年夏季以来规则实施的新发展由 CEP 介绍，并简要概述了最近达成的氢气和脱碳天然气市场一揽子计划中出现的拆分相关条款的主要新内容。目标受众 欧盟委员会、能源供应商、贸易商、天然气/电力客户、天然气/电力行业、消费者代表团体、网络运营商、成员国、学术界和其他相关方。关键词 拆分；跨部门；网络；第三揽子计划；市场监测；国家监管机构 (NRAs)；输电系统运营商 (TSOs)；配电系统运营商 (DSOs)；所有权拆分；独立系统运营商 (ISO)；独立输电运营商 (ITO)；互连器；全欧洲清洁能源一揽子计划（清洁能源一揽子计划，CEP）；氢气和脱碳天然气市场一揽子计划 如果您对本文有任何疑问，请联系：CEER 秘书处电话。+32 (0)2 788 73 30 电子邮件：brussels@ceer.eu
解释性说明 2023 年能源法
第 1 和第 2 部分：二氧化碳捕获、运输和储存等以及氢气生产、运输和储存 15 第 3 部分：氢气管道项目 18 第 4 部分：新技术 18 低碳供热方案 18 氢气试验 18 氢气 19 可再生运输燃料 19 可再生液体加热燃料义务 20 第 5 部分：独立系统运营商和规划师 20 第 6 部分：天然气和电力行业规范的治理 21 第 7 部分：市场改革和消费者保护 21 国务卿和天然气和电力市场管理局的主要目标 21 电力项目的竞争性招标 22 能源网络企业的合并 22 多用途互连器 23 能源密集型产业 24 电力存储 24 能源公司义务 25 智能电表 26 第 8 部分：热网 26 第 9 部分：能源智能家电和负荷控制 27 第 10 部分：场所 28 场所的能源绩效 28 第 11 部分：能源节约机会计划 29 第 12 部分：核心燃料行业恢复力 30 第 13 部分：海上风力发电、石油和天然气 31 海上风力发电 31 海上石油和天然气（栖息地和应对海洋石油污染的安排） 31 石油和天然气成本回收 32 许可证持有人的控制权变更 32 第 14 部分：民用核能行业 32 海底地质处置设施的许可 32 核设施退役 33 除外处置设施 34 核损害补充赔偿公约 34 民用核能警察 35 相关核能养老金计划 35 英国核能 36
2023 年至 2030 年运营政策路线图
背景 EirGrid 和 SONI 正在安全运行全岛系统，该系统具有世界领先的可变可再生能源渗透率，主要来自风能。2020 年，岛上使用的 43% 的能源来自可再生资源。2022 年，全岛系统可容纳高达 75% 的非同步资源（主要是风能和高压直流互连）的瞬时发电量。然而，虽然这些成就在全球范围内处于领先地位，但为了在未来几年实现越来越雄心勃勃的脱碳目标，电力系统将需要容纳更多的可再生能源。这意味着需要放宽运营限制，以促进可再生能源资源容纳的另一个重大变化。塑造我们的电力未来爱尔兰和北爱尔兰政府最近分别出台了与气候行动有关的立法。能源和电力使用将是各自气候行动立法和实施计划的核心要素。2021 年，EirGrid 和 SONI 发布了塑造我们的电力未来路线图——以使 EirGrid 和 SONI 能够增强我们在市场、网络、参与和运营方面的能力。 “塑造我们的电力未来”路线图中的一项关键承诺是制定运营政策路线图。该路线图概述了运营政策领域中的关键行动，这些行动将需要在继续安全运营电力系统的同时实现气候行动目标。从现在到 2030 年，该系统将经历彻底的转变，包括：连接至少两个新的高压直流互连器（英国和法国）、大型海上风电场和太阳能发电、氢能生产、需求响应和能源存储创新、与欧洲市场的耦合和预期的市场发展，以及由社会电气化和大型能源用户推动的需求大幅增长。该路线图旨在规划一条运营政策演变的道路，以促进这些根本性的转变，同时保持和加强爱尔兰岛客户的供应安全、可靠性和弹性。该运营政策路线图列出了我们到 2030 年的计划，以适应可变、非同步可再生能源发电的持续增长。它概述了每个运营政策领域所需的背景、驱动因素、时间表、里程碑、行动和利益相关者影响，以实现政府对电力行业脱碳目标的期望。
为未来提供燃料：优先考虑天然气转型以实现净零排放
为未来提供燃料：推进天然气向净零排放转型 天然气在发电中的作用 这是英国能源公司和碳捕获与储存协会 (CCSA) 发布的系列简报中的第二篇，探讨了天然气在向净零经济转型中的作用。本次简报特别关注天然气在发电中的作用。该系列的第一篇简报探讨了天然气在整个经济中的广泛作用。请访问为未来提供燃料网页阅读更多简报。 显然，我们需要对电力供应进行脱碳，为此，我们需要在未来几十年用低碳替代品取代未减排的天然气（未捕获和储存排放物的天然气）。这将主要通过增加可再生能源，尤其是风能和太阳能来实现。天然气目前在发电中发挥着重要作用，是最大的单一发电来源。天然气目前用于发电具有灵活性和弹性，因此必须谨慎管理发电用天然气的不可避免的减少。为了满足英国的能源需求，英国政府提出，由于低碳基础设施（如碳捕获、利用和储存 (CCUS)）的开发延迟，英国在 2030 年代甚至更久以后将需要有限数量的未减排天然气。因此，我们需要考虑更广泛的技术来替代未减排天然气，以复制其作用，其中包括利用灵活需求、电力储存和与欧洲的互连。对于英国来说，确保尽快、有效地部署这些技术至关重要。由于拥有使用燃料的低碳和可调度电力来源的重要性，碳捕获和储存 (CCS) 天然气以及氢能发电 (H2P) 也可能发挥独特的作用。CCS 和 H2P 提供了一种方式，可以实现天然气目前为电力系统带来的好处，但排放量减少（称为“减排”天然气）。这是电池等储存技术的补充。政府需要明确电力系统脱碳的目标，并进一步加快开拓新市场，继续开发替代天然气的商业模式。天然气对电力为何如此重要？尽管可再生能源正日益成为我们电力结构的重要组成部分，但天然气通常只占英国总发电量的三分之一左右，比任何其他单一能源都要多。从广义上讲，天然气扮演着两种不同的角色：