美国太平洋天然气和电力公司(PG&E)日前向加利福尼亚州公用事业委员会(CPUC)申请批准四个储能项目，其容量合计为567兆瓦/2270兆瓦时。而加利福尼亚州公用事业委员会为储能设立了新的基准，但基准的一些细节却不太清楚。
　　
　　PG&E公司部署的储能项目将取代三个天然气发电厂，这些发电厂需要获得加州独立系统运营商(ISO)的可靠性要求必须运行(RMR)合同才能继续运营，但目前尚不清楚它们是否具有成本竞争力。
　　
　　显而易见的是，这些项目规模很大，有一些是有史以来最大的储能项目。同样清楚的是，这些储能项目至少部分将取代对天然气调峰发电厂的需求。
　　
　　然而，对于储能成本缺乏透明度是加利福尼亚反补贴倡导者办公室(ORA)关注的问题。
　　
　　向加利福尼亚州公用事业委员会(CPUC)提交的有关储能合同的许多文件都需要经过严格修改，以确保机密性，这是一种常见做法，但它也限制了征求过程的可见性以及该过程产生的奖励。
　　
　　ORA正在询问PG&E公司是否将其公共成本公之于众，ORA办公室主管Karin Hieta表示，ORA还担心缺乏透明度可能会损害竞争性储能市场的发展，从而有助于控制成本。
　　
　　等待批准的四个储能项目中，其中包括PG&E公司计划建设的一个182.5兆瓦/728兆瓦时储能项目，以及由Vista能源公司在蒙特雷县MossLanding工厂现场建造和拥有的300兆瓦/1200兆瓦时的储能项目。这些项目分别被认为是公用事业公司所拥有的最大的储能项目。
　　
　　　　
　　其部署储能项目旨在取代Calpine公司拥有的三座天然气发电厂，而这三家发电厂都申请并获得了加州ISO的可靠性要求必须运行(RMR)合同。一年期的RMR合同将会提供给加州独立系统运营商(ISO)认为可靠性所必需的发电厂，否则将被迫退役，因为它们运营并不经济可行。
　　
　　在为储能项目提交的文件中，CPUC和PG&E公司都反对授予RMR合同。CPUC对RMR合同执行以及是否延期对纳税人的影响表示担忧，并表示合同是在正常资源充足流程和CAISO的能力采购机制(CPM)之外发展的。
　　
　　其推论是储能项目将为纳税人节省更多的费用。简而言之，RMR合同似乎为制定储能合同的价格设定了标准，但所面临的问题是对储能合同知之甚少。
　　
　　合同和能见度
　　
　　在授权征集储能项目的决议中，CPUC解决了ORA的透明度问题。ORA认为储能合同应提交给CPUC批准申请，而不是使用CPUC批准的建议书流程。
　　
　　但CPUC表示，在某些情况下，建议书流程是可接受的采购审查和合同审批工具。CPUC指出，建议书已被用于各种合同批准，其中包括可再生拍卖机制，需求响应拍卖机制试点，以及南加州爱迪生和圣地亚哥天然气和电力公司的储能采购所产生的合同。
　　
　　Hieta说，CPUC完全有权使用建议书流程，但申请流程为利益相关者和干预者提供了更长的时间框架和更多机会参与这一过程。
　　
　　“我们知道CPUC因为可靠性需求而关注时间的可靠性，但我们认为这有助于深入研究。”Hieta说。
　　
　　重组电力市场的成本
　　
　　与加州独立系统运营商(ISO)一样，CPUC旨在确保可靠性，但它也支持该州政策目标，例如减少温室气体排放。
　　
　　PG&E公司的业务发展与这些目标保持一致，但它也有一个加州法律AB2514规定的储能目标。其目前的框架旨在满足所有这些需求，同时保持费率合理。
　　
　　在储能项目取代燃气发电机的情况下，它们可以降低温室气体排放量。而且，如果当前的储能项目获得批准，它们可以使PG&E公司能够实现其到2020年拥有580兆瓦储能装机容量的目标。此外，PG&E公司还将拥有182兆瓦储能项目。
　　
　　“在发电方式替换方面，这些正是有意义的应用类型。”GTM Research储能总监Ravi Manghani表示。储能系统正在取代不需要的固定成本资源，可以提供容量，也可以满足其他电力需求。
　　
　　合同要求为储能设备的容量支付费用，并参与独立系统运营商(ISO)的能源和辅助服务市场。例如，Vistra公司的储能项目可以通过资源充足(RA)合同支付其容量，而PG&E公司项目可以通过费率基础支付。这些安排如何最终影响客户利率仍有待观察。正如Manghani指出的那样，事情“开始变得有点混乱”。
　　
　　在PG&E公司提交给CPUC的申请建议书中，确定了它将拥有的Moss Landing储能项目的资金需求为8020万美元。
　　
　　虽然这不是一个精确的比较，但Calpine公司向美国联邦能源监管委员会提交的Metcalf工厂的RMR费率规定了4300万美元的固定收入要求和800万美元的投资。该工厂还因其可变的运营和维护成本(包括燃料成本)而获得补偿。
　　
　　编译：Harris