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幻灯片 - FERC
• 就是否批准、发回重审或要求更改 NERC 提出的可靠性标准提供建议 • 监督大容量电力系统 (BPS) 的用户、所有者和运营商是否遵守批准的标准；审查 NERC 提出的处罚 • 为费率申报提供工程支持，重点关注潜在的可靠性影响 • 监控 BPS 的状态，让委员会随时了解事件的发展 • 审查停电和重大事件，以查找可能违反或存在可靠性标准的漏洞 • 更多信息请参阅《电力可靠性入门》
186 联邦能源管理委员会 ¶ 61216
SPP 代表 Central Power 并应其要求提交了该文件。Central Power 提议修改其模板以反映其在 SPP 中的基本 ROE 10.29% 和 50 个基点加成。Central Power 表示，其 ROE 分析采用了意见书第 569 号等中概述的方法框架，但有一处例外。6 具体而言，Central Power 表示，它采用了折现现金流模型和资本资产定价模型，但没有使用基于美国哥伦比亚特区巡回上诉法院在其撤销意见书第 569 号等的命令中对该模型的讨论的风险溢价模型点估计，导致基本 ROE 为 10.29%。7 Central Power 表示，将其初始和持续区域输电组织 (RTO) 成员资格的 50 个基点加成纳入委员会先前批准的 8 可使总 ROE 达到 10.79%。
189 联邦能源管理委员会 ¶ 61216
以及与网络升级、独立网络升级和配电升级（统称为网络升级）相关的维护（O&M）成本。5 RENEW 还要求委员会认定 ISO-NE 必须根据管理这些公式费率年度审查的本地网络服务（LNS）6 和区域网络服务（RNS）7 公式费率协议中该术语的定义将 RENEW 视为利益相关方，或者直接 ISO-NE 和 NE PTO 修改利益相关方的定义以包括 RENEW 等实体。最后，RENEW 要求，在网络升级 O&M 成本的直接分配仍然有效的范围内，委员会应指示 NE PTO 通过额外的报告要求和披露，提高网络升级 O&M 成本的透明度。
185 联邦能源管理委员会 ¶ 61110
SPP 代表 Basin Electric 并应其要求提交了该文件。Basin Electric 提议修改其模板，以反映其在 SPP 中成员资格的 9.69% 基本 ROE 和 50 个基点加法器。Basin Electric 声称其 ROE 分析应用了意见书第 569 号等中概述的方法框架，但有一例外。6 Basin Electric 解释说，它采用了折现现金流 (DCF) 模型和资本资产定价模型 (CAPM)，但没有使用基于美国哥伦比亚特区巡回上诉法院在其撤销意见书第 569 号等的命令中对该模型的讨论的风险溢价模型点估计。7 Basin Electric 表示，根据其分析，它计算出综合合理区间为 8.65% 至 11.12%，DCF 和 CAPM 模型产生的中位数结果的平均值是 9.69%。因此，Basin Electric 表示，在其初始和持续的区域输电中采用 50 基点加法器
180 联邦能源管理委员会 ¶ 61025
在本命令中，我们发现奥马哈公共电力区（奥马哈电力）根据西南电力联盟（SPP）开放接入输电费率（SPP OATT）1 制定的公式费率协议似乎不公正、不合理、过度歧视或优惠，或在其他方面违法。因此，我们根据《联邦电力法》（FPA）第 206 条 2 提起诉讼，并指示 SPP 在本命令发布之日起 60 天内：(1) 说明奥马哈电力根据 SPP OATT 制定的公式费率协议为何仍然公正合理，且不存在过度歧视或优惠；或 (2) 解释 SPP 认为对奥马哈电力公式费率协议进行哪些更改可以解决已发现的问题，如果委员会认定公式费率协议实际上已变得不公正、不合理或过度歧视或优惠，因此 SPP 将着手制定替代公式费率协议。此外，我们批准对 2022 年 5 月 19 日在案卷编号 EL22-47-000 3 中发布的命令进行重新审理的请求，并撤销奥马哈电力出庭令。
186 FERC 61237
3。NYISO指出，在2023年，它参与了一个项目的早期阶段，以替换支持能源管理系统（EMS）（EMS）和业务管理系统（BMS）平台的硬件和软件，其中包括运行NYISO批发市场的硬件和软件。4 NYISO断言其订单号的合规计划881需要对EMS/BMS Technologies升级项目影响的EMS和BMS软件套件中相同关键应用程序的基本更改。NYISO指出，EMS/BMS Technologies升级项目的早期阶段显示，该项目最初预计将在2023年底完成，需要多年才能完成。NYISO解释说，NYISO的EMS/BMS平台运行的操作系统将于2024年到达生命的尽头，扩展的供应商支持将于2026年6月结束。NYISO指出，它预计EMS/BMS Technologies升级项目将于2025年完成。
180 联邦能源管理委员会 ¶ 61141
规划资源有资格将非强制容量 (UCAP) 10 转换为 ZRC，ZRC 表示给定市场参与者可以参与拍卖、双边销售或通过 FRAP 提交的容量单位（以 MW 为单位）。11 MISO 目前根据资源类型确定规划资源的 UCAP 值。例如，MISO 将根据对互连服务的类型和容量、发电机验证测试容量 (GVTC) 12 值以及此类发电资源的强制停机评级的评估来确定发电资源的 UCAP。13 MISO 根据历史性能、可用性以及互连服务的类型和容量，根据 MISO 的资源充足性业务实践手册 (BPM) 确定可调度间歇性资源或间歇性发电的 UCAP。14
173FERC¶61045
此案件是在上述程序中发布的2018年10月1日的初步决定的委员会。1委员会面前的中心问题是太平洋天然气和电力公司（PG＆E）在其第十八次修订的传输所有者关税（TO18）提出的申请中提出的利率是否是合理的，并且不是过于歧视性或优惠。按照此顺序，我们部分逆转并部分确认了本文讨论的最初决定。我们还指导有关PG＆E的股本回报率（ROE）的进一步简报。初始简介应从本订单之日起60天到期。对这些初始摘要的响应应在30天后到期。不允许答案或其他摘要。最后，我们指示PG＆E根据该命令和ROE问题的未来命令重新计算其TO18利率，并在下面讨论的ROE问题上在佣金命令后60天内提交修订后的税率。
订单22
公式费用协议是Evergy KC，KEPCO和其他批发客户之间的结局，该委员会于2009年8月21日接受。根据公式费率协议，KEPCO购买能力和企业能源，以满足其零售成员合作社的需求，少于Kepco自己的一代和某些其他电力购买。Evergy KC根据公式费率协议提供的电力服务率是根据公式率模板，即公式汇率协议附件D中包含的发电公式速率（GFR）计算的。GFR是一种基于成本的费率，旨在收回Evergy KC向KEPCO提供服务的所有合理成本，并包括需求费，能源费和Kepco自己资源的信用。协议指导Evergy KC每年的6月1日或之前发布即将到来的合同年度的年度更新，该年度的年度更新基于Evergy KC和Evergy KS的上一年日历年的FERC表格号1个文件。2020年度更新设置了2020年6月1日至2021年5月31日合同年度的服务成本率，并基于Evergy KC和Evergy KS的FERC表格号2019日历年的1个文件。
172 联邦能源管理委员会 ¶ 61027
SPP 表示，其提议的市场设计变更解决了这些问题，即采用基于市场的方法来系统地采购未来间隔的爬坡能力，以便管理一小时内预期和不可预见的重大爬坡事件。根据提议的设计，SPP 的调度引擎将根据对生产成本的影响来评估使用能够遵循设定点指令的资源来提供爬坡能力或能源的权衡。SPP 建议根据适用的爬坡产品的清算价格来补偿资源，该清算价格将计算为边际资源的机会成本。6 SPP 表示，这种方法将使资源在经济上对提供爬坡能力或能源无动于衷。7 为确保发电机遵循调度指令，SPP 提出了一种机制，当具有清除的实时爬坡能力的资源在其运行容差之外运行时，将为每个调度间隔计算费用。8 SPP 建议根据负载比率份额将采购爬坡能力的成本分配给负载和出口。9