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World File Search System线路损耗
ERCOT 超高压 (EHV) 基础设施计划
– 增加负荷中心之间的传输能力 – 发电资源选址的灵活性 – 停电协调能力 – 由于通行权要求减少，减少了对德克萨斯州消费者的影响 – 降低线路损耗 – 可能淘汰串联补偿装置 – 一些当前通用传输约束的潜在退出策略
巴基斯坦案例研究 - 拉合尔 - 索引 / - LUMS
净能量计量 (NEM) 已经成为在全球范围内推广分布式发电 (DG) 的有力监管工具。NEM 帮助公用事业公司减少电力限制和线路损耗，并通过整合可再生能源实现积极的经济收益。在巴基斯坦，目前的 NEM 市场仅限于三相用户，尽管单相客户占所有住宅连接的 90%，相当于 2800 万，并且可以显著影响巴基斯坦的 NEM 增长。因此，进行的研究为单相消费者提供了 NEM 的技术经济评估。本文提出了政策建议，以鼓励配电公司 (DISCO) 和单相客户采用 NEM，实现双赢。进行技术分析以了解单相 NEM 如何影响电压调节、系统不平衡和线路损耗。评估了当前上网电价对于单相 NEM 消费者的可行性，以分析其经济影响。结果表明，如果仅允许 5% 的单相 NEM，则可以将 7.54 TWh 可再生能源添加到电网中，从而减少 4.95 百万吨二氧化碳排放量。此外，本文还介绍了一个案例研究，说明消费者和配电公司如何从多个 NEM 渗透中受益。本文提出的分析和政策建议可能会帮助巴基斯坦和其他具有相同社会人口特征的国家。
Richard G. Webster, Jr. 电话 215.841.5777 副总裁 传真 215.841.6208 监管政策与战略 www.peco.com dick.webster@peco-ene
负载高达 100KW 适用性：2021 年 6 月 1 日，此调整将适用于所有从公司获得默认服务且需求高达 100 kW 的客户。此处包含的费率应精确到千分之一美分。GSA 应包含每个关税率的发电供应成本。除非客户自愿要求并有资格参与如下所述的分时定价选项，否则公司将采用标准定价。标准定价：标准定价为未选择或没有资格使用 PECO 的分时定价选项的客户提供默认服务。以下费率应包括采购电力以服务默认服务客户的成本，包括遵守《替代能源组合标准法》（“AEPS”或“法案”）的成本，以及获取电力和获得任何采购战略和计划的监管批准所产生的相关行政费用。默认服务的标准定价将代表从截至 2021 年 8 月 31 日的三个月开始的下一季度服务特定关税费率的成本估计。此关税中的费率应从 2021 年 6 月 1 日起于 6 月 1 日、9 月 1 日、12 月 1 日和 3 月 1 日每季度更新一次，不按比例分配。如果超额/（不足）回收的余额过大，公司可以提交对账以减轻后续影响。标准发电服务费应使用以下公式计算：标准 GSA(n) = (C-E+A)/S*1/(1-T)* (1-ALL)/(1-LL) +AEPS/S*1/(1 - T) + WC，其中：C = 支付给提供季度电力的全额需求供应商的金额、季度现货市场采购金额加上季度获取的任何其他能源的成本之和。成本应包括能源、容量和辅助服务、配电线路损耗、遵守替代能源组合标准的成本以及除网络传输服务和区域传输扩展计划下分配的成本之外的任何其他负荷服务实体费用。辅助服务应包括 PJM 分配给 PECO 的任何违约服务，这些服务与 PJM 成员未能向 PJM 支付账单以及《供应主协议》附件 D 中列出的作为供应商责任的负荷服务实体费用有关。此部分应包括 PJM 授予 PECO 的拍卖收入权的行使所得和成本。T = 当前有效的总收入税率。AEPS = 在每个采购类别的季度期间，遵守上述 C 部分未包括的《替代能源组合标准法案》（“AEPS”或“法案”）的预计总成本。成本包括为遵守该法案而购买的替代能源和/或替代能源信用（“AEC”）所支付的金额、管理和进行任何替代能源和/或 AEC 采购的成本、向 AEC 计划管理员支付的管理替代能源信用计划的成本、向第三方支付的运营 AEC 注册表的成本、PECO 区域输电运营商为确保替代能源的可靠性而征收的任何费用、计算期间出售的任何 AEC 的销售信用，以及委员会认为可收回的替代合规支付成本，加上获取替代能源和/或 AEC 并遵守 AEPS 法规的任何其他直接或间接成本。E = 根据关税的对帐规定计算的超额或不足收款，该规定每半年生效一次，并在当年 3 月 1 日至 8 月 31 日以及当年 9 月 1 日至次年 2 月 28 日 (29) 期间收回。A = 行政费用 - 包括独立评估员的费用、为制定采购计划提供指导的顾问的费用、获得计划批准所产生的法律费用以及与设计和实施采购计划相关的任何其他费用，包括估计根据此关税可收回成本所需的定价预测费用。此部分还应包括实施实时定价或其他时间敏感定价（如公司要求或在其第 129 号法案备案中批准的动态定价）的成本。管理费用还包括委员会在卷宗号为I-2011-2237952 或任何其他适用的卷宗，这些卷宗未从 EGS 或通过其他费率收回。S = 费率适用期间的估计销售额。E 因子使用六个月的销售额，有效期为当年 3 月 1 日至 8 月 31 日以及当年 9 月 1 日至次年 2 月 28 日（29 日）。n = 正在计算 GSA 的采购类别。ALL = 采购类别的平均线路损耗。LL = 公司电力供应商协调关税规则 6.6 中规定的具体费率类别的线路损耗。WC = 0.00021 美元/千瓦时，代表购买电力的现金营运资本。拍卖收入权 (ARR) = PJM 每年分配给固定输电客户，ARR 允许公司选择特定输电路径的权利，以避免拥堵费。一般而言，线路损耗调整仅适用于采购类别 2，因为这些类别包含具有三个不同线路损耗因子的费率类别：当前费用：
2021 年系统、本地和灵活资源充足性 (RA) 申报指南
（公用事业运行的 DR）或未分配（例如 DRAM）。DR 选项卡的前几行会自动从 LSE 分配选项卡中提取 IOU DR 计划（DR 分配）的信用额度，LSE 会在分配下方的行中手动输入任何未分配的 DR 容量。具体而言，LSE 应使用此选项卡在年度 RA 文件中手动输入未分配 DR 资源的系统容量值，并在月度 RA 文件中手动输入未分配 DR 资源的系统和本地容量值。（LSE 应仅列出已接受负载影响协议且具有 CAISO 资源 ID 的 DR 资源。）需求响应选项卡将输电和配电 (T&D) 线路损耗添加到第三方 DR 资源的容量中，这些资源尚未将这些损耗嵌入其 NQC 值中。然后，总 DR 容量（已分配和未分配）流入摘要选项卡，其中添加了 15% 的 PRM 以实现合规性。
H289 逐节摘要.docx
● “现有可再生能源”和“新可再生能源”的定义已更新，现在包括从 2010 年初开始（而不是 2015 年中期）开始才符合“新”可再生能源工厂的条件。如果公用事业公司选择退出这些工厂的 REC，这一变化将允许根据佛蒙特州标准报价和 SPEED 计划建造的旧工厂（主要是一些大型太阳能发电场和佛蒙特州近期建造的风力发电场）产生的可再生能源计入这些要求。请注意，这一变化不会减少该法案将产生的“额外性”（即新可再生能源）的数量，但它确实为公用事业公司提供了额外的灵活性，这可能有助于降低遵守 RES 的成本。● “净计量系统”的定义已更新，将其限制为产生“将在与工厂所在地块相同的地块或相邻地块上使用”的能源的系统。这项规定消除了所谓的“场外组净计量”或“虚拟净计量”。 ● 法规中以前没有定义“负荷”和“负荷增长”，但现在在此处进行了定义。可再生能源法案目前仅要求每家公用事业公司的零售销售中一定比例为可再生能源。该措辞以及法案中从基于零售销售的要求到基于负荷的要求的转变，将该要求更新为总负荷的一定百分比，总负荷在此处定义为零售销售加上线路损耗和公用事业公司本身使用的任何电力（比零售销售本身多出约 5% 的电力）。这一变化确保公用事业公司在实现可再生能源法案定义的 100% 可再生能源时，不会继续使用少量不可再生能源。
约旦马安市可再生能源智能电网设计与仿真：可行性研究
化石燃料使用带来的成本、传输损耗和环境影响不断上升，促使人们在发电方面转向可再生能源 (RES)。智能电网 (SG) 技术本质上依赖于 RES 专属电力框架，它促进了高效的能源消耗和分散能源资源的分配。这项调查强调了 RES 在 SG 基础设施中的整合，以及约旦向 SG 未来转型的潜力。马安市位于一个以太阳辐射充足和风速显著为特征的地区，是部署 RES 的最佳案例研究。一个融合的 RES 系统，包括风能和光伏 (PV) 模块，总容量为 180 兆瓦，经过精心设计，以满足马安的电力需求。马安的负荷要求是通过分析该市的年平均能源消耗并根据人口增长预测进行调整来确定的。为了提高系统的可靠性并满足紧急负载需求，集成了存储解决方案。利用 MATLAB Simulink 平台，通过数学建模和仿真分析证实并评估了所提设计的性能。模拟考虑了影响每个系统生产能力的因素，包括输电线路损耗。此外，还结合了比例-积分-微分 (PID) 控制器，并在模拟故障条件下进行了评估，确保在故障检测后五秒内断开系统。模拟结果与数学模型预测一致。从经济角度来看，安装所提出的系统是合理的，预计每年可节省约 8000 万约旦第纳尔 (JD)，有利的回收期为 14 个月。平准化电力成本具有竞争力，为 14.41 JD/MWh。研究结果主张在约旦扩大可再生能源整合，表明在全国范围内实施基于可再生能源的 SG 是可行的。
决定 - 新斯科舍省公用事业及审查委员会
1.0 摘要 ................................................................................................................ 6 2.0 背景 ................................................................................................................ 11 3.0 董事会根据《公共事业法》的权力 ........................................................ 15 4.0 《公共事业法》修订（2022 年 10 月） ........................................................ 22 5.0 法定解释原则 ............................................................................................. 24 6.0 和解协议 ...................................................................................................... 27 6.1 双方的和解协议 ............................................................................. 27 6.2 董事会对和解协议的处理方式 ............................................................. 31 7.0 分析和调查结果 ............................................................................................. 33 7.1 是否应批准 GRA 和解协议？ ............................................................. 33 7.1. 1 调查结果 ................................................................................................ 38 7.2 延期还款利息 .............................................................................................. 44 7.2.1 调查结果 .............................................................................................. 48 7.3 2023 年和 2024 年 6.9% 的利率增长 ........................................................ 52 7.3.1 总体增长 ...................................................................................... 58 7.3.2 燃料增长 ...................................................................................... 62 7.3.3 非燃料增长 ...................................................................................... 67 7.3.4 调查结果 ............................................................................................. 83 7.4 资本成本和收益分享 ................................................................................ 87 7.4.1 公平回报要求和标准 .............................................................................. 88 7.4.2 资本成本证据概述 .............................................................................. 92 7.4.3 公用事业法修正案 .............................................................................. 97 7.4.4股权 ................................................................................ 100 7.4.5 资本结构 .............................................................................. 103 7.4.6 超额收益 .............................................................................. 108 7.4.7 调查结果 ................................................................................ 108 7 .5 脱碳延期账户.. ........................................................................ 110 7.5.1 调查结果 ................................................................................ 115 7.6 风暴骑士和气候变化适应计划 ...................................................... 122 7 .6.1 调查结果 ................................................................................ 127 7.7 DSM 骑士. ................................................................................................................... 133 7.7.1 调查结果 .............................................................................. 137 7.8 服务成本研究和线路损耗研究 .............................................................. 138 7 .8.1 调查结果 .............................................................................. 140 7.9 会计和财务事项 .............................................................................. 141 7 .9.1 实质性门槛 ............................................................................. 141 7.9.2 折旧研究 ............................................................................. 142 7.9.3 税费 ............................................................................. 143 7 .10 安纳波利斯潮汐发电设施摊销 ............................................................. 145 7.10.1 调查结果 ............................................................................. 147 7 .11 海上连接输电 - 资本工作订单 ............................................................. 14 7 7.11.1 调查结果 ............................................................................. 155 7 .12 账单付款、贷记和收款事宜 ...................................................................... 157 7 .12.1 调查结果 .............................................................................. 158
截至 2024 年 3 月 31 日的全年业绩
• Openreach 客户对 FTTP 的需求强劲，第四季度净增 39.7 万户；目前连接的总场所超过 480 万，使用率提升至 34% • 由于价格上涨以及 FTTP 数量和组合增加，Openreach 宽带 ARPU 在 2024 财年同比增长 10% 至 15.1 英镑；Openreach 宽带线路损耗为 49.1 万，宽带基数下降 2%，因为 2024 财年宽带市场增长低于预期未能抵消与 2023 财年相当的竞争对手的损失；我们预计宽带市场将在中期内复苏，但如果未来 12 个月仍然疲软，那么我们可以预计 Openreach 的宽带基数将受到竞争对手损失略高的影响 • 2024 财年消费者宽带 ARPU 同比增长 5% 至 41.2 英镑；消费者后付费移动 ARPU 同比增长 9% 至 19.4 英镑；在宽带和后付费移动均为 1.1% 的竞争市场中，今年的月流失率保持稳定 • 企业财务业绩继续受到投入成本增加、遗留问题下降、一次性收入调整和去年一次性支出的影响，但被成本转型和中小型企业 (SMB) 和安全业务的增长部分抵消 • 零售 FTTP 基数同比增长 40% 至 260 万，其中消费者 240 万，企业 20 万；5G 基数 1110 万，同比增长 29% • 自 2020 年 5 月以来，成本转型目标为 30 亿英镑的年度总成本节约，提前 12 个月实现，实现成本为 15 亿英镑，比目标低 1 亿英镑。宣布到 29 财年末，年度总成本节约将进一步达到 30 亿英镑，实现成本为 10 亿英镑 • BT 集团 NPS 为 24.0，同比增长 1.0 个百分点，进一步改善了客户体验 • 展望未来，BT 集团将专注于英国；我们将探索所有选项来优化我们的全球业务