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法國電力市場改革與監管

作者:中國儲能網新聞中心 來源:全國能源信息平臺 發布時間:2020-11-17 瀏覽:
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一 、法國電力市場情況

1.法國電力改革情況

與歐洲統一電力市場建設推進相適應,法國于1999年開始市場化改革。

改革第一階段,1999年、2000年零售市場分別放開至20%和30%比例;2000—2001年法國將指導文件轉變為國家法規;2000年3月,法國能源監管委員會CRE成立;2001年電力交易公司Powernext成立。

改革第二階段,2003年RTE平衡市場建立;2004年零售市場向100%非家庭用戶(220萬用戶)放開,同年EDF成為國企,輸配逐步走向獨立;2005年EDF上市,法國輸電公司(RTE)獨立;2006年出臺區域市場創建協議,作為統一電力市場的過渡階段;2007年零售市場向所有家庭用戶(2700萬用戶)放開,設立過渡期監管電價調整機制TARTAM;2008年法國配電網公司(Enedis)獨立。

改革第三階段,2009年成立ENTSO-E;2010年結束過渡期監管電價調整機制TARTAM,RTE實施認證制度;2011年歐盟能源監管局ACER成立,法國ARENH制度出臺(要求EDF核電發電量按照成本價格向競爭對手出售);2012年加強對弱勢消費者的保障;2013年法國能監會NRA執行操作市場及內部交易處罰權力;2015年首部歐洲電網法規落地,法國能源變革法規出臺;2016年36kVA容量以上的注冊用戶(3700萬用戶,約436TWh電量)結束管制電價制度。

2.法國電力產業分離

2004年8月,原屬于法國電力公司的發電、輸電、配電和售電四個行業分別從中分離出來,輸電與配電產業仍然保持國有壟斷,主要目的是保證電力運輸的可靠性與電力的質量,但兩個行業不再由法國電力公司管理,輸電由法國輸電公司(RTE)管理,配電由法國配電公司(Enedis,原名:ERDF)和法國地方配電公司(ELD)管理。

其中,法國輸電公司和法國配電公司都是法國電力公司的子公司。隨著售電產業開放競爭,供電商分成了傳統供電商和可選供電商兩類。傳統供電商是指法國電力公司和法國地方配電公司,而可選供電商是指其他所有新進入市場的公司。這些供電商在電力市場中形成了競爭關系。

3.能源監管委員會(CRE)

法國于2000年3月24日成立了能源監管委員會(CRE),旨在對法國電力和天然氣市場進行監督,保證市場的良好運作,維護終端用戶的權益。CRE是獨立監管機構,決議的制定與執行均由自身獨立完成,具有公平性與客觀性。同時,CRE會向公眾發布許多有關電力和天然氣市場與系統的報告,以公開市場與系統的相關信息,提高其透明度。

在諸多報告中,反映零售市場和批發市場的報告是《電力與天然氣市場報告》,這份報告每季度都會發布,利用數據與圖表披露市場政策的發展進程,描述市場的現狀,分析能源價格變化的原因,向所有市場的參與者展現出一個完整而透明的市場。歐洲能源監管機構理事會(CEER)的團隊會對這份報告提出意見。

為了更好地完成市場監管任務,CRE與其他相關機構保持著密切的合作關系,例如,國家信息和自主權委員會(CNIL)、競爭、消費者事務和反欺詐總局(DGCCRF)等。同時,CRE與歐盟的相關機構也有合作,如歐盟能源監管合作局(ACER)和歐洲能源監管機構理事會(CEER)。

CRE主要監管職責:一是保證公共電網和天然氣管網及設備的公平接入;二是參與電力技術、安全、定額和質量標準的制定并監督檢查,負責電力安全監督管理工作;三是確保電網和天然氣管網的運營發展以及經營者的獨立性監管;四是頒發和管理電力業務許可證,協同環保部門對電力行業執行環保政策、法規和標準進行監督檢查;五是依法對電力市場、電力企業違法違規行為進行調查,處理電力市場糾紛。

4.法國電力市場主要參與者

TSO。法國輸電公司(RTE)是法國唯一的TSO,其主要職責包括:擁有并運行輸電網絡,確保供需實時平衡,通過市場機制確保供電可靠性,計算網絡損耗,開展歐洲跨國電力交易。

配電運營商。主要有三類。一是法國配電公司(Enedis),運營約95%的城市配電網;二是地區性配電公司,運用特定區域配電網;三是海外配電公司。

售電商。法國電力市場售電商約120家,但較為活躍的售電商約為20家。

交易中心。法國現貨交易在EPEX Spot開展,此外,法國與周邊國家存在跨國電力交易。

5.法國電力批發市場及其運行機制

法國批發電力市場處于法國電力系統的中心位置:它保障了電力的供求平衡。供應側有95%的電量來自發電廠,其余部分由其他歐盟國家進口。需求側有75%的電量提供給終端用戶,其余用于出口。

(1)交易機構

EPEX Spot的電力現貨交易,在法國區域主要包括日前競價(Day-ahead Auction)、 日前連續交易(Day- ahead Continuous)以及日內連續交易(IntradayContinuous),這些交易通過法國輸電公司RTE進行交付。EPEX Spot也可以為日內柜臺交易(OTC)通過交易系統進行登記結算。

EPEX Spot的49%股份為電網企業持有,電網企業代表占董事會12個席位當中的6個。法國目前主要的交易機構為Powernext,其經營品種包括燃氣現貨交易、燃氣期貨交易、節能證書交易、電力衍生品交易、電力現貨交易等。EEX打算在2020年1月1日將Powernext業務并入EEX,但須獲得必要的批準。

通過整合,Powernext將在單一市場提供所有產品,同時簡化新參與者的準入,成員將能夠輕松地交易量更大的EEX投資組合,包括天然氣、電力和排放配額等,客戶將獲得更多的交易機會和不斷增長的流動性性,同時繼續受益于交叉保證金效應,因為ECC仍將提供清算交易服務。

(2)批發市場產品分類

批發市場的產品分為中長期合同(場外實現)、現貨和期貨。現貨的參考EPEX SOPT交易所日前產品的價格,這個價格每天12點半到13點間通過拍賣競價的方式確定。在RTE實時地進行調整之前,這個價格可以反映出短期的供求平衡,但價格水平波動較大。市場買賣雙方可以簽署一份中長期的協議,期限可以是幾周,幾個月或者幾年。期貨適用于標準化產品,價格要穩定很多,通常作為給終端用戶定價的參考。

(3)交易流程與收費

EPEX Spot的日前市場于每天中午12:00出清,全年365天不間斷交易。競價結果于當天中午12:50起公布在EPEX Spot網站上。日內市場于實際發電前一天下午3時開始交易,一直持續至實際生產前30分鐘。在每日10:30前,各國TSO需向EPEX Spot發布跨區傳輸容量的數據,供市場出清使用。在完成競價后,市場成員根據成交結果安排發用電計劃,并以平衡單元的形式上報給TSO進行安全校核。EPEX Spot的收費結構與Nord Pool相似,均分為固定費用和變動費用。目前,變動部分的收入約占EPEX Spot年度總收入的67.6%,而固定費用(包括一次性入場費及會員年費)占23%左右。

(4)結算機制

期貨交易結算。對于期貨交易,Powernext通過與ECC綜合結算平臺的接口,將初始交易細節信息傳到ECC的clearinghouse。收市后Powernext將成交信息傳送給ECC,ECC會將收到的信息記入結算會員的賬戶(包括自營賬戶和代理客戶賬戶),ECC針對會員賬戶進行凈額清算,會員資金交收為凈應付的,ECC將資金從會員的銀行賬戶劃出,并劃入ECC 在銀行開設的賬戶內;會員資金交收為凈應收的,結算公司從其銀行賬戶將有關資金劃入會員的銀行賬戶。

中短期交易結算。交易雙方通過雙邊協商簽訂雙邊交易合約,通過Powernext將交易合約信息傳遞給ECC,按照規定的交割點,經系統運行機構確認交易完成,ECC直接完成款項劃轉。

平衡電量結算。針對雙邊交易,發電商或售電商協商確定交易計劃,并提前提交給RTE。市場參與者在Powernext開展日前集中競價,報出可供調度平衡調節電量、時段和價格。運行過程中,RTE根據發電成本、系統安全約束等,進行運行,被調用的電量即為結算平衡電量,日前市場中所報價格即為平衡電量的結算價格,RTE根據具體信息進行結算。由于法國以核電為主的發電結構,火電機組份額較少而且大部分為EDF所有,政府對EDF的監管嚴格,因此市場運行平穩,很難出現發電合謀報價使得平衡電量價格畸高的情況,也未對平衡電量價格設定價格上限。

輸電損耗結算。RTE采用市場公開招標方式購買輸電網損電量,按照中標價格和具體調用電量完成結算。

(5)有平衡責任

法國(及多少歐洲國家)市場設計是基于平衡責任人模式上的雙邊合同,但并不是集中電力庫。平衡責任人應將其實際的發電計劃與合同中約定的供給向匹配,達到實時平衡,因此需要執行自行優化調度,通過雙邊交易或日前或日內電力交易市場,補充電量買賣。每一個用戶與發電商帶有平衡責任,只有具有平衡責任才可以在市場上進行交易。平衡責任人每天在日前向法國輸電公司提交他們的生產計劃以及在各時期進行的電力交易遠期合同,之后,法國輸電公司對每個平衡責任人的實時誤差進行核算,平衡責任人向法國輸電公司支付誤差的結算。

(6)平衡責任人的日前調整

發電設備預調度,根據市場情況進行資產調度排程優化,簽訂補充電量合同,考量輸電公司發布的實施平衡相關信息,發電商向輸電公司提供的平衡市場相關產品(如輔助服務)。

(7)基于輸電公司的平衡機制

法國全國范圍內的供需平衡由輸電公司通過運營實時平衡機制(RTE)來保證,可實現:全國范圍內的發用電實時平衡(包括線損)、調用快速發電容量儲備及其他系統輔助服務、解決電網阻塞。所有市場主體都可以參與平衡機制:所有法國的發電機組都有提供平衡服務的義務,必須向電網公司提供所有技術上可行的發電計劃變更;國外發電機組以及用戶(降負荷)也是重要的平衡機制參與者。輸電公司是平衡機制的唯一買房,并按照提供者的報價進行支付(而非出清價格)。輸電公司根據平衡市場上坪的技術與經濟性擇優進行選擇,平衡機制產生的價格將用于之后對平衡負責人的誤差結算。

(8)信息披露制度

歐盟委員會規定歐洲所有輸電運營商(TSO)必須將關于發電、負荷、輸電和電力系統平衡等基本信息及時報送給歐洲輸電運營商聯盟(ENTSO-E),由ENTSO-E通過統一信息透明發布平臺由互聯網向公眾免費進行發布,所有信息應至少保留五年時間,該平臺已于2015年1月5日開始正式運營。信息發布的主要內容包括:總負荷數據、關于用戶不可用容量的信息、年預測裕度、輸電網基礎建設信息、輸電網的不可用性、跨區輸電能力評估及供給、區域間傳輸能力的使用信息、阻塞管理方法的信息、發電預測信息、發電廠和機組的不可用性相關信息、實際發電量、平衡信息等。

(9)調度運行及監管

法國采用調度與電網合一的模式,在EDF的輸電子公司RTE內部設有國家調度運行中心(CNES),負責對400KV系統和跨國聯絡線進行調度;下設7個區域控制中心,負責對各自管轄的高壓或超高壓電網(225KV、90KV和63KV)進行調度。調度運行監管包括接入監管和質量監管兩方面。2000年,為了推進電力市場化改革,輸電系統運營商(TSO)成立,獨立于法國電力公司,專職負責法國境內高壓、超高壓電能輸送和電網的投資運行維修。該機構受CRE的監督,投資需經能監會審批,其機構負責人由政府任命。法國對輸配電網的運行質量進行了嚴格監管,CRE基于客觀、定量以及可證實的原則,對電網運行服務質量進行評估。

6.法國電力批發市場監管

從2011年12月28日起,CRE所負責的對能源批發市場的監管任務被歸入“關于能源批發市場的整合與透明化的歐盟條例”中,也叫REMIT法規。REMIT法規嚴禁市場單位在能源批發市場中濫用權力。此法規旨在保證能源批發市場的整體性和運作的透明度,規定禁止對市場進行操控,禁止內幕人員交易;要求各個市場單位公布其持有的相關信息。能源批發市場由CRE監管,從而保證對內幕人員交易的禁止,確保對相關信息發布的義務,防止市場被操控。專業交易組織人(PPAT)也會按照CRE的要求,對市場的違規情況進行監視和匯報。依靠歐盟能源監管合作局(ACER)對信息的集中和分享,REMIT得以在歐洲推行。歐盟能源監管合作局、國家監管機構和批發市場的專業交易組織人共同督促市場單位遵守規則,使市場能夠得到更加全面的監管。

ACER的對標準信息(比如與交易所或者中間經紀人有關的訂單與交易)集中收集于2015年10月啟動,對非標準信息(比如雙邊合同)的集中收集于2016年4月啟動。如果國家監管機構滿足歐盟能源監管合作局的信息安全標準,這些監管機構便可以與歐盟能源監管合作局共享這些信息。CRE于2015年底滿足信息安全標準,從2016年起開始接收數據。ACER與CRE接下來的工作便是建立數據庫。2018年ACER提出在建立REMIT信息系統時受到了人力和資金資源短缺的限制。而CRE在不斷延長有關數據收集的政策,防止數據中斷。ACER與CRE之間的數據傳輸與對數據完整性和質量的檢測工作目前仍在進行。CRE積極參與到推行REMIT的歐盟團體的工作中。它也因此成為了ACER協調組的成員,保證了歐盟各國共同主持ACER和歐洲能源監管機構理事會(CEER)對REMIT法規的執行工作。這些團體和一些相關的專門小組致力于執行REMIT法規。他們也會參與ACER指南的編寫。

CRE的監管工作在2017年覆蓋了1035TWh(510億歐元)的電力和570TWh(100億歐元)的天然氣,向市場單位要求信息與數據共26次。CRE的監管工作依靠內外兩方面,內部監視工作由批發市場監管部完成,外部監視工作由ACER、監管機構、專業交易組織者或其他市場單位共同完成。根據REMIT第15條規定,CRE與專業交易組織者在批發市場中要保持一致性。專業交易組織者監督市場交易的措施是需要進行被審核的,通過后方可監督交易,并且要及時地告知能監局市場是非是否存在違規情況。專業交易組織者與歐盟能源監管合作局和相關的監管機構同樣有著密切的合作。這一層次的監管在CRE看來非常重要,這樣大大提高了監管效率。

2018年4月9日,CRE公布了2018年3月22日的關于能源批發市場整體性和透明度的決議。在這個決議中,CRE強調了市場單位在執行REMIT法規中的義務。在禁止內幕人員交易方面,CRE鼓勵市場單位,特別是同時擁有發電活動或電力天然氣基礎設備與參與協商交易的團體,去執行有關相關信息的流通與使用的監管行動(建立內幕人員名單,安裝合適的設備等)。這種措施能夠有效地預防內幕人員進行交易。如果市場單位在批發市場遇到異常事件,可以聯系CRE以解決問題。在有違反REMIT法規嫌疑的情況下,依據能源法,CRE主席可以決定是否對其展開調查,并指派專門的調查員。在必要情況下,調查工作可以移交給糾紛解決與懲罰協會(CoRDiS)。

7.法國電力零售市場

(1)電力市場改革前

在電力市場改革前,法國電力產業由法國電力公司實行一體化壟斷經營,電價由法國政府和法國電力公司共同制定。根據不同用戶的認購容量和電壓等級,電價分為藍色、黃色、綠色三種電價,這三種電價根據不同的條件,又具有不同的計費方式。

藍色電價適用于認購容量在36kVA及以下的居民、小工商業等小型用戶,分為普通電價、峰谷電價、削峰日電價和藍白紅電價。采用藍色電價的用戶都要簽訂合同,實行兩部制電價,由電量電價和取決于認購容量大小的底費構成。

黃色電價適用于認購容量在36~250kVA的用戶,分為普通電價和削峰日電價兩種。普通電價按用戶對電力的利用小時數劃分為中等利用小時數(低于2000h)和較長利用小時數(超過2000h)兩類,每一類電價的基本形式均由一種與容量有關的基本電價和幾種電量電價構成,而削峰日電價的電價只為較長利用小時數用戶提供。

綠色電價適用于認購容量大于250kW的大用戶,分為A、B和C三類,主要還是采用兩部制電價形式,與黃色電價基本相同,只是擇綠色電價用戶的用電量占全法國總用電量50%左右,因此綠色電價對時段劃分得更加細致。

(2)電力市場改革后

電力市場改革后,電價的設置隨之發生了變化,市場出現了兩種電價,分別是監管價和市場價。監管價基本沿襲了改革前的定價方式,包含藍色電價、黃色電價和綠色電價,監管價只能由傳統供電商提供,價格由經濟與能源部門根據CRE的建議來制定。而市場價由供電商自行制定,傳統供電商和可選供電商均可提供市場價。

為了讓電力市場的改革更加徹底,2006年1月1日,法國正式取消了黃色電價和綠色電價,這也意味著電力市場對容量需求大于36kVA的用戶中完全開放,如今監管價只包含藍色電價,而且新用戶也只能選擇其中的普通電價和峰谷電價。市場價大體分為三類,第一類是固定價,電價在合同期內不受電力市場的影響而保持不變;第二類是參考價,在合同期內,無論監管價上漲還是下跌,電價總能保證比監管價便宜一定百分比;第三類是綠色電力,即電力百分之百來源于新能源發電。

用戶的電費由每年固定不變的底費和電量電價兩部分組成。電量電價又由三部分組成,至2018年一季度分別是售電費(36%)、輸配電費(27%)和稅與分擔額(37%)。

售電費主要用來抵消發電成本、從發電商批發購電成本和商業管理成本。這部分是電價整體中唯一由供電商來決定的部分,這為電力市場的競爭提供了可能性。

輸配電費由公共輸電網費(TURPE)組成,這部分費用完全由終端用戶承擔,供電商負責收取這部分費用,并轉交給配電公司(GRD)。配電公司將保留其中的四分之三,剩下四分之一再轉交給輸電公司(GRT)。輸配電費由CRE制定,能監局每四年會對公共輸電網費進行一次審核。

稅與分擔額由(國家、地方)政府制定,共包含四種稅,即輸電稅、電力公共服務稅、電力最終消費稅和增值稅(CTA、CSPE、TCFE和TVA)。除增值稅外,其他三種稅均與電力有關。電力公共服務稅(CSPE)在三種與電力有關的稅中占比最大,主要用于補償電力的公共服務,即對新能源發電的資助、對未并網地區的稅費的均攤等;電力最終消費稅(TCFE)與用電量有關;輸電稅(CTA)用來資助電力產業中退休人員的養老金;增值稅(TVA)是電量電價、電力公共服務稅、電力最終消費稅的20%加上底費、輸電稅的5.5%的總和。

(3)用戶類型

至2016年市場化用戶類型如下表所示:

至2016年,84%戶數與39%電量執行管制電價,16%戶數與61%電量執行市場化電價。這其中,居民用戶87%戶數和89%電量采用管制電價,非居民用戶70%戶數和13%電量采用管制電價。

(4)供應商與電費收繳

供應商方面,法國擁有39家供應商,市場內三大供應商的市場占比指標達95%,市場十分集中,競爭性較弱。例如法國配電網公司Enedis負責用戶側抄表,并負責把表計數據傳遞給RTE的TSO部門、售電公司。同時在用戶側,部分國家通過估算電量來收費,一般2-3個月繳一次費,每半年或一年抄一次表根據實際數據調整一次,多針對居民用戶等。

8.法國電力零售市場監管

(1)CRE的監管

從2004年起,能源監管委員會(CRE)開始對零售市場的進行考察。能源法L.131-1號文件賦予了CRE促進電力和天然氣市場的良好發展,保障終端用戶權益的任務。法律規定,從2004年起,CRE應向市場單位提升市場的透明度和可讀性。CRE也因此發布了一系列指南,旨在衡量市場競爭的發展。

自2010年底,CRE的任務發了生變化。2010年12月7號的2010-1488號法規關于電力市場新組織法(NOME)的第16條規定拓展了CRE的監管任務,并修正了2000年2月10日的2000-108號法規的第28條規定,指出“CRE應當監管發電商、批發商和供電商報價的合理性,其中包括對容量保證的報價,需要重點監督針對終端用戶的報價。購電商在經濟和技術的限制條件下,可以在一定條件下購買ARENH提供的電力。CRE可以提供意見并建議有利于零售市場正常運行,提高市場透明度的措施,尤其是針對價格方面。”

CRE的監管不斷地適應著零售市場的變化,目前,CRE所監管的市場由傳統供電商統治著。隨著市場的開放和監管價的逐漸取消,CRE需要在市場變化中開發出新的監管思路,并時刻留意可能損害市場健康發展的行為。2017年,CRE為了豐富針對零售市場的監管報告,開始向供電商收集更加全面數據。這些資料內容比以往會更加豐富,一方面可以給市場單位提供更加全面的有關未來市場競爭發展的信息,另一方面,能夠強化CRE的對市場單位監管工作。

(2)TARTAM與ARENH

電力市場開放后,雖然市場價比監管價更低,但只有很少一部分用戶離開監管價,選擇市場價。因為大部分用戶還是更加信任已經選擇多年的監管價,況且,這種選擇在當時是不可逆的,一旦選擇了市場價,便不能在回到監管價了。

自2005年以來,化石燃料價格不斷上漲,導致火電廠的發電成本提高,由于市場價所出售電力主要來源于火電廠,所有市場價也隨化石燃料價格的上漲而上漲,然而監管價所出售的電力主要來自于核電和水電,價格并不會受到化石燃料價格變化的影響。從2004年到2008年,市場價從每MWh的批發價格從24歐漲到了87歐,遠高于在30歐附近保持穩定的監管價。許多之前離開監管價的用戶也因此希望重新回到監管價。

為此,法國政府于2006年12月7日制定了“市場調整暫行監管價”(TARTAM),簡單地說就是“回歸價”,這一價格只適用于之前離開了監管價,現在希望重新回歸監管價的用戶。回歸價比監管價要高一些,對于容量小于36kVA的用戶,回歸價比監管價高10%;對于容量大于36kVA的低壓輸電用戶,回歸價高20%;對于高壓輸電用戶,回歸價高23%。這一措施并沒有解決市場價上漲的問題。

為了降低市場價,法國政府于2010年12月7日頒布了電力市場新組織法(NOME),規定了法國電力公司有義務向可選供電商低價出售其部分核電,即監管獲取傳統核電(ARENH),允許用戶自由地選擇監管價和市場價,并取消了回歸價。這舉措不僅降低了市場價,提升了它的競爭力,讓可選供電商得以發展,而且促進了核電的銷售,推動了核電的發展。

二、輸配電監管

法國能源法令。規定基本的使用公共電網的計費原則;監管規則的制定權交給能源監管委員會(CRE);能源部長可根據不符合能源政策和公共權力的目標而要求更改。

監管基本情況。

法國輸電、配電價格由CRE制定,采用基于績效管制模式的定價方法,監管期4年。法國輸電和配電價格按“郵票法”制定,全國統一標準,與距離無關,城鄉之間、地區之間存在電價交叉補貼。

CRE規定了法國電力公司運營成本的總上限,且每年降低5%,企業實際超出部分不予調整;同時,通過制定激勵條款,對供電可靠性、運營效率、電網損耗、研發投入及服務質量等進行激勵性監管,每年視績效完成情況將獎懲金額納入當年電價調整,以促進電網提高績效。

此外,上網電價執行“雙軌制”,既有通過市場達成的價格,又有政府部門核定的管制價格。法國設立平衡性基金面向所有用戶收取,占電費的6%左右,作為EDF的收入,用于彌補居民欠費損失、綠色電力損失以及公共用電損失等。

監管收入構成。包括運營成本(覆蓋配電收入70%,每年上限90億歐元)、資本成本(覆蓋配電收入30%,每年上限40億歐元)、激勵或處罰措施(不超過總收入2%)、調節賬戶(CRCP)。

運營成本中,一是運營支出(51%),包括網絡運行維護成本、客戶管理成本、地方當局及資產所有者關系維護成本、其他運營支持成本等;二是輸電費(38%);三是網損(10%)。

資本成本由股權回報(乘數4.1%)、資產回報(乘數2.6%)、折舊和攤銷、折舊續期以及債務利息(3.0%)構成。

激勵及懲罰,對運行成本、投資、供電質量、服務質量、損耗、創新研發等,新TURPE框架下的激勵監管得到進一步強化。

調節賬戶(CRCP)不由電網公司控制,每年8月調整,正負2%偏差,但超過2%部分分兩年調整,其范圍包括:價格收入、輸電費、網損購買(受價格風險激勵)、連接、資產損失的凈賬面價值、研發費用、與激勵監管相關的財務激勵、資本費(部分激勵)、價格對其他服務收入的影響(如果與計劃索引公式不同),新TURPE5將調試供應商、未付賬單范圍(分配部分)、許可費、與電力均等基金有關的費用納入范圍。

配電價格組成。包括運營成本(按固定價)、計量成本(按固定價)、用電成本(與電量和報裝容量有關)、其他服務項目成本(平衡性基金約占6%,用于彌補居民欠費損失、綠色電力損失以及公共用電損失等)。

關鍵字:電力市場

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