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134112，Haryana案号HERC/Petiti 在Haryana 的电气监察员之前 在Haryana 的电气监察员之前 哈里亚纳邦政府公报 哈里亚纳邦电力监管委员会
“关于该主题的议程，对2019年10月31日发布的HERC MYT法规进行了详细讨论，促进HPGCL促进HPGCL要求降级，辅助消耗，辅助消耗，辅助消耗和次要燃料消耗的降级，并且由于单位的多次启动/停止，但通过单元的多次启动/停止，但经过同样的pets批准。MD/UHBVN指出，2019年的HERC MYT法规规定，除了panipat的HPGCL动力工厂以外，针对单位或单位单位运行的技术最低限度应为MCR负载或单位装置的生成站的55％。MD/HPGCL声称正在遵守上述法规。SCPP considered the agenda and acknowledged that finalization of procedure may take time so it was decided that provisional payment may be made to HPGCL, duly certified by SLDC HVPNL, on account of compensation for degradation of heat rate, auxiliary consumption and secondary fuel consumption due to part load operation and multiple start/ stop of units of their plants except Panipat TPS, as per the draft procedure submitted by HVPN to HERC，有可能与HERC批准的上述程序适用性的对帐/调整。”
MEPDCL_TARIFF_ORDER_2023-24.PDF
A&G Administration & General ARR Aggregate Revenue Requirement APTEL Appellate Tribunal For Electricity AT&C Aggregate Technical & Commercial losses CAGR Compound Annual Growth Rate CD Contract Demand CoD Commercial Operation Date CERC Central Electricity Regulatory Commission CGS Central Generating Stations CoS Cost of Supply CWIP Capital Work In Progress DE Debt Equity EHT Extra High Tension FY Financial Year GOM Government of Meghalaya GFA Gross Fixed Assets HT High Tension KV Kilo Volt KVA Kilo Volt Amps KVAh Kilo Volt Ampere hour KW Kilo Watt kWh kilo Watt hour LT Low Tension MVA Million Volt Amps MU Million Unit MW Mega Watt MYT Multi Year Tariff MeECL Meghalaya Energy Corporation Limited MePGCL Meghalaya Power Generation Corporation Limited MePDCL Meghalaya Power Distribution Corporation Limited MePTCL Meghalaya电力传输公司有限公司MSERC MEGHALAYA州电力监管委员会NER NER NER NER NOR EASTERT EASTERN EASTERN EASTERN CALICE＆VAINTANTION PGCIL POWER GRID CORPORATION INDIA IMINGILL ROE ROE股权R＆M R＆M RE＆M维护和维护SOA帐户SLDC国家负载中心SBR Pastatch Center SBAR dist Center SBAR州立SBAR国家银行的预付款时间
134112，哈里亚纳邦
1. 委员会为征求利益相关者和公众的意见和建议而制定的法规草案提供了维护无功能源池账户的方法，用于管理州际和州内无功能源费用产生的资金。 2. 委员会通过其 2017 年 9 月 13 日的指示指示 HVPNL，即输电许可证持有者，通知为 STU 和 SLDC，提交维护无功能源池账户的方法，用于管理州际和州内无功能源费用产生的资金。因此，作为补充信息的一部分，HVPNL 于 2019 年 2 月 21 日通过备忘录编号 Ch 58/SE/RAU/F-161/Vol-II 提交了一份法规草案。 3. 委员会于 2019 年 8 月 16 日、2019 年 8 月 29 日以及随后的 2019 年 10 月 1 日发出指示，要求配电公司和 HPGCL 提交对哈里亚纳邦无功能源池账户条例草案的意见。4. 为遵守规定，HPGCL 于 2019 年 10 月 1 日致函，未提交任何意见。UHBVNL 代表两家配电公司于 2019 年 11 月 4 日致函，提出了以下修订：
年度能源审计报告
BEE：能源效率局 CAPEX：资本支出 CERC：中央电力监管委员会 CGPs：自备发电厂 CKT：电路公里 CTU：中央输电设施 CT：电流互感器 DC：指定消费者 DISCOM：配电公司 DT：配电变压器 EA：能源审计师 EHT：超高压 EHV：超高压 EM：能源经理 FY：财政年度 HT：高压 HVDS：高压配电系统 KVA：千伏安 LT：低压 MoP：电力部 MU：百万单位 MW：兆瓦 NO：节点官员 OA：开放存取 OERC：奥里萨邦电力监管委员会 OPTCL：奥里萨邦输电有限公司 POC：连接点 PT：电压互感器 PVC：聚氯乙烯 PX：电力交易所 RE：可再生能源 RLDC：区域负荷调度中心 SDA：国家指定机构 SLD：单线图 SLDC：国家负荷调度中心 T&D：输配电 TPCODL：塔塔电力中央奥里萨邦配电有限公司 TPWODL：塔塔电力北奥里萨邦配电有限公司 TPWODL：塔塔电力南奥里萨邦配电有限公司 TPWODL：塔塔电力西奥里萨邦配电有限公司 XLPE：交联聚乙烯
特伦甘纳邦电力监管委员会
第 4 个控制期 2019-20 财年至 2023-24 财年 第 5 个控制期 2024-25 财年至 2028-29 财年 A&G 行政和一般 APR 年度绩效评估 ARR 总收入要求 CAG 印度审计长 CERC 中央电力监管委员会 FCC 财务完成证书 FY 财政年度 GoI 印度政府 GoTG 特伦甘纳邦政府 GFA 固定资产总额 I&CAD 灌溉与指挥区开发 IEGC 印度电网代码 IND AS 印度会计准则 ISTS 州际输电系统 kV 千伏 LIS 提水灌溉计划 MAT 最低替代税 MoP 电力部 MVA 兆伏安 MW 兆瓦 MYT 多年期关税 NLDC 国家负荷调度中心 O&M 运营与维护 OP 原始请愿书 OCFA 固定资产原始成本 PPA 购电协议 NCE非传统能源 PGCIL 印度电网公司 R&M 维修和保养 ROCE 资本使用回报率 RoE 股本回报率 RoW 通行权 RRB 监管利率基准 卢比 SLDC 国家负荷调度中心 SRLDC 南部区域负荷调度中心 STU 国家输电公司 TGERC 特伦甘纳邦电力监管委员会 TGTransco 特伦甘纳邦输电公司 WACC 加权平均资本成本
请愿书编号 355/MP/2022 和 358/ 中的命令......
“3. 程序分步说明 3.1. 步骤 - 1：合格实体应向中央机构提出可再生能源证书签发申请。合格实体应根据能源注入报告（SLDC 签发的 EIR/SERC 签发 REC 的建议）中提供的详细信息，在基于 Web 的应用程序中申请签发 REC，并应向中央机构提交纸质形式的相同信息。只有所有方面都完整的在线申请才会被中央机构接受。颁发证书的实物申请应包括：(i) 可再生能源项目的能源注入报告 (EIR) / SERC 关于向配电许可证持有人颁发 REC 的建议，并应采用指定格式（FORMAT-3.1：“向合格实体颁发可再生能源证书申请”/配电许可证持有人的 FORMAT-3.1.1）（ii）由授权签字人正式签字和盖章的在线申请的打印件（iii）可再生能源发电机的调试证书，仅在注册后的第一个月颁发。申请应附上 CERC 不时确定的颁发证书所需费用和收费的支付详情。在申请颁发 REC 时，申请人（合格实体）应引用中央机构在注册时为其分配的唯一注册号码。3.2.步骤 2：在收到合格实体的可再生能源证书发放申请后，中央机构应在 6 个工作日内进行初步审查，以确保申请表各方面均完整，并附有必要的文件和适用的费用和收费。作为初步审查的一部分，中央机构应确保可再生能源发电商或配电许可证持有人（视情况而定）满足以下条件：a)
257-TL-2021.pdf
帕蒂亚拉 5. Himachal Sorang Power Pvt.有限公司，901 B，9 楼，时间大厦， MG 路，古尔冈 - 122 009 6. Adani Power Limited，蒙德拉，3 楼，Achalraj，对面。 Mayors Bungalow，Law Garden，艾哈迈达巴德 - 380 006 7. 斋浦尔 Vidyut Vitran Nigam 有限公司，Vidyut Bhawan，Janpath，斋浦尔 - 302 005 8. 阿杰梅尔 Vidyut Vitran Nigam 有限公司，Vidyut Bhawan，Panchsheel Nagar，Makarwali Road，阿杰梅尔 - 305 004 9. 焦特布尔 Vidyut Vitran Nigam 有限公司，新发电站，工业区，焦特布尔 - 342 003 10. Lanco Anpara Power 有限公司，Plot no. 397，Udyog Vihar，第3阶段，古尔冈 - 122 016 11 Amuna Power Limited，2楼，B街区，Shakti Kiran大楼，Karkardoorna，新德里 - 110 09215。BSESRAJDHANI POWER LIMITED，BSES BHAWAN，BSES BHAWAN，B BLOCK，NEHRU PLACE，NEHRU PLACE，新德里新德里市政公司，
FY24-25 RST 订单.pdf
第 2 章 备案摘要 13 2.1 备案摘要 13 2.2 能源销售和损失 13 2.3 销售预测 14 2.4 电力购买要求 16 2.5 能源可用性 19 2.6 TG GENCO 的固定成本 29 2.7 TG GENCO 的可变成本 31 2.8 养老金债券利息 32 2.9 中央发电站的固定成本 33 2.10 中央发电站的可变成本 34 2.11 PGCIL 费用（州际输电费用） 35 2.12 非传统能源 (NCE)来源 36 2.13 胜科能源印度有限公司(SEIL) 37 2.14 双边/州际采购 38 2.15 剩余电力销售 39 2.16 DD 采购/销售 39 2.17 2023-24 财年、2024-25 财年至 2028-29 财年的电力采购摘要 40 2.18 州内输电费用 44 2.19 SLDC 费用 44 2.20 配送成本 45 2.21 消费者存款利息 46 2.22 总收入要求 47 2.23 2024-25 财年收入预测 47 2.24 非关税收入2023-24 财年及 2024-25 财年预测 48 2.25 交叉补贴附加费和额外附加费收入 49 2.26 服务成本 (COS) 50 2.27 当前关税下的收入赤字/（盈余） 52 2.28 2023-24 财年的拟议关税 53 2.29 其他关税提案 56 2.30 交叉补贴附加费 (CSS) 57 2.31 拟议关税下的收入及收入缺口/盈余 60
请愿书316/TL/2024 Page 1
5。BSES Yamuna Power Limited，Shakti Kiran大楼，二楼，Karkardooma，新德里-110 032。6。新德里市议会，AAO（商业），19楼，NDMC，Palika Kendra，Sansad Marg，新德里-110001 7。tata Power Delhi Distribution Limited，Power Management Group，技术中心，PP-3 Grid Sub Station，Opp。PP珠宝商，Netaji Shubhash Place，Pitampura，新德里110034。8。喜马al尔邦州电力委员会，PR＆ALDC，HPSEB Ltd，132 KV S/S Tutu，Shimla-171011（喜马al尔邦）。9。哈里亚纳邦（Haryana）电力购买中心，Shakti Bhawan，Haryana Panchkula的能源交易所。10。电力发展部，查mu，查mu SLDC大楼，IST Floor，Gladni，Power House Narwal，Jammu，J＆K。11。旁遮普国家电力公司有限公司，棚子T-1A，热设计，Patiala-147001（旁遮普邦）。12。HVDC Dadri，PowerGrid，PowerGrid B -9，Qutub机构区，Katwaria Sarai，新德里-110016。13。HVDC Rihand，PowerGrid，PowerGrid B -9，Qutub机构区，Katwaria Sarai，新德里-110016。14。Ajmer Vidyut Vitran Nigam Limited，Rajasthan Urja Vikas Nigam Limited，132 KV，Calgiri Road Road Malviya Nagar，Jaipur-302017（Rajasthan）。15。Jodhpur Vidyut Vitran Nigam Limited，Rajasthan Urja Vikas Nigam Limited，132 KV，Calgiri Road Road Malviya Nagar，Jaipur-302017（Rajasthan）。16。Jaipur Vidyut Vitran Nigam Limited，Rajasthan Urja Vikas Nigam Limited，132 KV，子站大楼，
商业计划和多年期关税令
表 102：HPSEBL 提交文件 - 2024-25 财年非关税收入（千万卢比）........................................ 105 表 103：HPSEBL 提交文件 - 2024-25 财年拟议的 ARR 详情（千万卢比）........................................ 106 表 104：现有关税下电力销售收入（千万卢比）......................................................................... 107 表 105：HPSEBL 提交文件 - 2024-25 财年收入缺口（千万卢比）............................................................. 107 表 106：HPSEBL 提交文件 - 惠灵和零售供应中 ARR 分配的基础............................................................. 108 表 107：惠灵供应 2025 财年的 ARR......................................................................................... 108 表 108：零售供应 2025 财年的 ARR......................................................................................... 108 2022-23 财年和 2023-24 财年的夜间时间缺口 .............................................................. 109 表 110：2024-25 财年拟议的 O&M 费用 .............................................................................. 115 表 111：2024-25 财年的 RoE（单位：千万卢比） ............................................................................. 115 表 112：2024-25 财年拟议的 ARR ............................................................................................. 115 表 113：开放接入 (OA) 消费者购买的电力（MU） ............................................................. 117 表 114：4 月 23 日至 9 月 23 日发电站的闲置能源（MU） ............................................................. 117 表 115：考虑收取额外附加费的项目的固定成本 ............................................................................. 118 表 116：与电网和 HPPTCL 输电系统相关的固定成本（在注入点） ........................................................................................................................................... 118 表 117：额外附加费的计算 ...................................................................................................... 119 表 118：分配的能源销售 ...................................................................................................... 120 表 119：2025 财年估计的电压销售额 ...................................................................................... 120 表 120：用于计算转网费用的电压销售额 ............................................................................. 120 表 121：电压成本分配（单位：%） ............................................................................................. 120 表 122：每个电压等级连接的发电机容量（单位：MW） ............................................................................. 121 表 123：每个电压等级处理的估计能源流和功率 ............................................................................. 121 表 124：为中/长期开放接入消费者计算的转网费用 ............................................................................. 122 表 125：HPSEBL 提出的交叉补贴附加费 ............................................................................. 122 126：开放获取消费者/客户的损失程度...................................................................... 123 表 127：反对者详情............................................................................................................... 124 表 128：23 财年按类别划分的调整后销售额（MU） ......................................................... 180 表 129：23 财年按类别划分的电力销售调整后收入（千万卢比） ......................................... 180 表 130：23 财年州外电力销售调整后收入（千万卢比） ......................................................... 181 表 131：23 财年 MU 的 T&D 损失（MTPR 批准、由请愿人提议并由委员会调整） ............................................................................................................................. 182 表 132：HPSEBL 为 23 财年提交的 SLDC 和其他费用（千万卢比） ......................................................... 183 表 133：23 财年免费电力回收对账（千万卢比） ......................................................................... 183 23 财年电力购买成本（不包括 PGCIL、SLDC 和其他相关电力购买成本）（千万卢比）...................................................................................................... 184 表 135：请愿人提交的 23 财年通过交易所购买电力成本详情（千万卢比）。 Cr.) ................................................................................................................................................ 185 表 136：委员会计算的 2023 财年从自有发电站购买的电力 ........................................................................................................................ 187 表 137：2023 财年资产明细 HPPTCL 费用（千万卢比） ............................................................................. 188 表 138：2023 财年批准的总购电成本（千万卢比） ............................................................................. 189 表 139：2023 财年因 T&D 损失未达标而受到的抑制 ............................................................. 190 表 140：2023 财年因 T&D 损失未达标而受到的抑制 ............................................................................. 190 表 141：2023 财年实际购买的电力总成本（千万卢比） ............................................................................. 191 表 142：请愿人提交的 2023 财年 RPPO 状态(千万卢比) .................................... 191 表 143：请愿人提交的 23 财年分部门员工费用（千万卢比） Cr.) ......................................................................................... 193 表 144：22 财年 True Up 中扣除并在 23 财年支付的 DA（千万卢比）........................................ 194 表 145：调整后 23 财年员工成本比较（千万卢比）........................................................ 195 表 146：请愿人提交的 23 财年 IT 工程 R&M 费用（千万卢比）............................................. 196 表 147：23 财年批准的 R&M（千万卢比）............................................................................. 196 表 148：23 财年批准的法律费用（千万卢比）............................................................................. 197 表 149：23 财年批准的 A&G 费用（千万卢比）.............................................................................198 表 150：2023 财年批准的总运营和维护费用（千万卢比） .............................................................. 198 表 151：2023 财年营运资本的实际利息（千万卢比） .............................................................. 198 表 152：2023 财年消费者保证金的实际利息（千万卢比） ............................................................. 199 表 153：2023 财年的实际利息和财务费用（千万卢比） ............................................................. 199 表 154：2023 财年的资本支出和资本化提交（千万卢比） ............................................................. 199 表 155：2023 财年批准的折旧和股本回报率（千万卢比） ............................................................. 200