美国联邦能源监管专员积极推动电网运营商设计储能市场产品

美国联邦能源监管专员Neil Chatterjee日前在华盛顿举行的一次行业会议上呼吁，美国的区域电网运营商需要设计新的市场规则，允许电池储能系统提供电网服务，以作为未来储能应用的一部分。

Chatterjee表示，电网运营商多年来一直在努力设计适合于储能的规则，但近年来在频率响应等服务影响了电池储能系统的市场增长。

Chatterjee表示，电池价格的降低将使储能系统（特别是与可再生能源配套使用）的部署快速增长，但仍存在一些监管的不确定因素，如美国联邦能源监管委员会（FERC）实施其具有里程碑意义的储能命令，以及对该委员会对储能分布连接的管辖权的担忧。

Chatterjee日前在Storage East会议上的演讲阐述了美国政府的能源政策制定者如何接受储能项目。

美国联邦能源管理委员会（FERC）指出，美国许多电网运营商多年来一直在计划部署新产品，这些产品可以让电池储能系统提供必要的电网服务。但是Chatterjee表示，在PJM公司部署的Reg D产品之外，其他的部署行动一直很缓慢。

“例如，德克萨斯州电力可靠性委员会几年前选择推进一套新的辅助服务产品。”他说。 “同样，MISO正在考虑创建一个快速频率产品，但没有推进实施，加利福尼亚ISO继续研究对基于市场的主要频率响应产品的需求。”

Chatterjee说，电网上不断增加的可再生能源将有助于为这些努力带来额外动力，无论如何，这都将对提供储能机会产生重大影响。

Chatterjee表示，批发市场运营商如何处理最近的FERC行动可以提供其他储能机会。电网运营商目前正在为2月批准的FERC 841号订单制定实施计划，该计划要求在批发市场中为储能系统提供一个公平的竞争环境。

“由于第841命令提供了高层次的需求，每个电网运营商解释这些需求的方式可能在塑造各个地区的储能机会方面发挥重要作用。”Chatterjee说。

与实施计划一样，FERC第841号命令的时间表仍不清楚。Chatterjee指出，电网运营商的申请将于12月3日到期，而美国联邦能源监管委员会可能需要几个月的时间才能对其进行评估。

“如果美国联邦能源监管委员会（FERC）发现RTO的备案不符合要求，将其返回进行进一步的修改，可能会在实施这些更改之前推迟几个月的时间。”他说。

关于第841命令本身也可能存在延误和不确定性。包括MISO在内的许多州和电网运营商已经申请重新审理订单，并质疑FERC对电网连接储能的管辖权。FERC将召开一次技术会议，讨论如何处理集中分布的能源问题。

Chatterjee没有说明FERC何时可以对841命令重新审理请求作出裁决，但一旦作出裁决。“当事人可以在上诉法院寻求复审。”他说。

尽管存在这些不确定因素，Chatterjee对储能的未来持乐观态度，尤其是可再生能源。

“与可再生能源共存的储能当然有好处，但是将可再生能源与储能设施共存部署能否成为标准做法？这个问题的答案可能会对储能产生重大影响。”他说，“我们有证据表明，共存部署具有更好的成本效益，有利于增加储能量。”

FERC强调了来自科罗拉多州Xcel 公司的2017年资源征集活动，该报告为独立的可再生能源和电池供应的资源提供了更低的价格。

Chatterjee指出，“与电池储能共存部署的风力发电和太阳能发电的报价分别为21美元/兆瓦时和36美元/兆瓦时。这比传统的风能和太阳能成本分别高出3美元/兆瓦时和7美元/兆瓦时。”

批发电力市场中发电机可靠性要求可能使其对可再生能源开发商部署电池储能系统更具吸引力。此外，还有今年4月批准的FERC第845号命令，该命令要求所有发电机能够提供必要的电网服务。

Chatterjee说：“当人们考虑市场激励措施，如绩效支付，PJM和ISO-NE的产能结构，共存部署可能会极大地有利于可再生能源避免性能损失。”

FERC之前的待决问题也可能影响批发电力市场以外的共存储能的可行性。

今年夏天，蒙大拿州公用事业公司西北能源公司要求FERC根据“公用事业监管政策法案”（PURPA）废除特殊的“合格设施”状态，用于开发商试图在其服务区安装的四个风力发电的电池储能系统。

该案例可能会影响FERC如何处理PURPA下的配套使用的储能设施，这迫使公用事业公司从小型可再生能源生产商购买电力。

Chatterjee在演讲中并没有提到蒙大拿州案件或PURPA审查。然而在上个月末，他表示这个审查仍处于早期阶段。

“FERC处理工作的方式是工作人员整理选项备忘录，列出可用的选项，我们只是在等待备忘录。”Chatterjee说，“而将采取何种形式或采取何种时间表，我们尚未明确得知。”