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德州电力风云20年（二）
eo记者 王倩倩
如果说SB373是开山之作、“初试牛刀”，那么1999年提出的《7号法案》（Senate Bill 7，SB7）就是“大刀阔斧”。
SB7开宗明义，只有一个目的：重组电力工业。
《7号法案》主要起草者为州议员David Sibley，是推动德州电力工业去管制化的中坚力量，参议员Steve Wolens也是去管制化的支持者。以二人为代表的去管制化推动者认为竞争引入有利于降低德州人用电成本，让德州的企业在国际上更有竞争力，在州内创造更多价值；可以推动能源依赖产业以及服务业的发展。
去管制化的支持者们还预言联邦政府会很快启动全国范围内的零售侧改革，而且他们还认为，德州率先通过了售电侧改革法案后，可以不再受制于联邦政府——事实上后来德州电力工业的发展的确非常独立。
1999年1月，德州第76届立法会开始审议SB7。1999年3月8日，参议院委员会一致通过了这一法案。3月17日，全体参议员投票通过。州长布什在6月18日正式签署SB7，并声称电力工业的竞争将让德州人每月的电费降低。
此番签署的SB7可谓现在德州电力格局的奠基之作，之后德州电力市场的一切改变几乎都源于SB7的签署，德州电力工业今日之貌也是SB7所塑造的。
SB7涉及52项utility code修改、补充、新增、删减，明确规定了市场该怎么去管制化、如何过渡、以后的电力市场运作依据什么。
最为核心的内容体现在3个方面，搁浅成本、批发市场、零售市场。
搁浅成本是指公用事业公司在管制环境下可以从用户身上收回的投资成本在竞争环境下或将难以弥补的部分，由于输配部分仍处于管制之下，因此主要体现在发电资产上。公用事业公司抵触改革的最大原因就是搁浅成本负担。SB7对此大力着墨。
SB7要求在2002年1月1日之前，所有费率冻结。在此期间，公用事业公司需要上报所有购买能源、提供发电服务产生的成本，一旦这些成本得到确认，且不可在后续的拆分、整合中抵消掉，公用事业公司可以100%收回这些成本。PUC根据公共事业公司上报的成本和准许的利润，确定公用事业公司可以分摊到用户身上的搁浅成本——当然，这是市场未真正开放情况下的估算值，真实的搁浅成本会在SB7所要求的2002-2004年搁浅成本核定期（True Up Process）内得到最终确定。
SB7中搁浅成本的逻辑就是一旦在去管制化过程中的资产贬值无法弥补，用户应当承担起这部分支出。搁浅成本在用户身上如何分配，则是一个多方协商以给居民用户造成最小负担为基础的妥协方案。分配方式是，50%给予不同用户的按电量承担，50%由公用事业公司按以往已经采用的发电要求承担。此外，对于分摊在负荷可中断的工业用户身上的搁浅成本应是原有设定的150%。具体准则应由PUC在1999年5月1日前出台，SB7要求PUC设计一个监管模型来确定这期间的搁浅成本，并考虑整合、拆分、新能源增加、环境成本等等带来的影响。
另外，SB7还允许公用事业公司在费率解冻期之后的任何时间可以将其最多100%的管制化资产证券化，可以将最多75%的搁浅成本证券化。
解决搁浅成本的用意在于，一边拆分、一边稳住曾经独霸市场的“巨头们”。
搁浅成本是针对改革前市场主体——公用事业公司的过渡性政策，解决了市场主体的问题。接下来就是市场——批发市场和零售市场。
批发市场早在SB373中已经启动，但在1999年的时候没有真正实现集中交易，真正的市场尚未形成。为了催生完全竞争的好市场，到1999年SB7时最为注重的有两个问题：
——产生足够的市场参与者，以形成竞争；
——限制市场力。
德克萨斯大学电力学者Baldick Ross就曾提到，创造足够多的参与者最有效的办法是先进行拆分。
SB7规定，在2002年以前，各个公用事业公司必须拆分其发电、售电和输配电业务，形成关联（Affiliated）或非关联（Non-Affiliated）的发电、售电和输配电公司。输配电公司不允许买卖电力、不许发电。
而限制市场势力最有效的方法就是限制市场份额，SB7要求自2002年1月1日竞争开始之后，在一个供电区域内，发电公司不能拥有或控制超过20%的装机容量，亦不能控制超过输向该电力区域20%的容量。PUC应当时刻监管各个发电企业装机容量的市场份额，以防任何公司超过20%。
在2002年1月1日至少60天前，每个关联发电公司应当拍卖出其至少15%的装机容量。电力公用事业公司可以出售比该要求更多的装机容量，或在该要求失效后继续拍卖其容量——也就是说，SB7鼓励原来的各大巨头自行缩减。
SB7定的这些拆分规则，谁来执行？PUC。
SB7要求PUC必须严格监管市场力滥用的各类行为，包括限制竞争（诸如提供产品和服务时存在歧视、将非管制化产品或服务链接到管制化产品及服务）、掠夺性定价、相互勾结、阻止新进入者。PUC对违规行为的罚款可达1000-5000美元/天，PUC也可提出行政处罚，吊销其营运资格。
在售电侧，SB7也有两个侧重点：
——提出竞价底限（Price To Beat）限制关联供电商的竞价灵活性；
——要求原有关联售电商成为当地兜底供电商，保障用电。
何为竞价底限？2002年1月1日售电竞争一开始，某一供电区域内的关联售电商应当为当地未选择新供电商的用户供电。关联供电商在此区域内供电，必须提供比费率冻结期间（1999-2002年）低6%的电价，即为竞争低价（PTB）。如果PTB影响到关联供电商的财务完整性或该供电商可以证明市场存在燃料价格因素在天然气价格以及能源购买中未能体现导致其受到影响，PUC可以据此调整PTB。
很明显，SB7意在限制关联售电商定价，为新进入者降低门槛。
所有的关联零售商必须执行PTB，直到某一供电区域40%的用户是由竞争性电力零售商供应或2005年1月1日（竞争开始后36个月），以二者中先到来者为准。在搁浅成本实际核定期（true process）结束后，PUC有权适当调整PTB。
此外，SB7还要求绝大部分零售商进入居民用电市场，以防止其不接纳居民用户——电力零售商总供应量超过300MW的应当在竞争开始后36个月内，保证其负荷的5%是来自居民用户。如果不能达到此要求，供电商应当为系统收益基金（system benefit fund）支付一定金额，数量根据实际售卖给居民用户的电力和应当售卖给居民用户的电力之间的一个比较公式而得出。
SB7对新进入的零售商费率制定没有底限限定，只要求其不高于兜底服务商电价。
以PTB卡住原有巨头费率，防止其挤走新进入者，而对新进入者没有下限，这在售电开放之初为售电市场创业提供了非常宽松的环境。
而且，经过几年准备，PUC早已设定好输配费率，输配电无歧视放开在1995年的SB373就已经写入法律，新售电商进入市场的技术障碍也已经被扫除。
电力工业改革，终端用户往往是被动接受者，能发出的声音十分有限，立法会意识到，用户的保护必须从立法与监管层面自上而下提供保障。
SB7对此亦是筹谋周到，除了上文所述的兜底供电商，它还要求PUC在2002年1月1日之前出台保护零售电侧消费者的具体方案，必须考虑到零售电力用户的14项权利：安全、可靠以及合理的费率；极端天气下、医疗急救等情况下供电得到保证；重组后供电服务的一致性等。
此外，SB7要求PUC在2002年1月1日之前必须开发并执行售电侧试点项目、“消费者普及计划”（向普通用户普及电力供应商可选）、“低收入保障计划”。
可再生能源也占据了SB7的一席之地，法案提出了数个目标，包括到2009年1月1日，可再生能源装机容量新增2000MW，达到整体装机容量的3%，并设定了数个相关时间表。要求PUC成立可再生能源凭证交易机制（Renewable Energy Credit Trading Program）；要求零售电商、市政公用事业公司以及其他电力公司如果不能通过直接拥有或购买可再生能源技术来满足上述要求的，可以通过购买足够的可再生能源凭证来保证其满足所要求的可再生能源容量。
SB7势如破竹。但是在实时市场正式运作、售电侧正式开放之前，德州电力工业上上下下对此高度重视，议员作为代表也在试图以提出议案的形式补充或修订SB7。
根据德州立法会文件，在2001年与售电侧开放相关的提案约有6个，分别为HB918、HB1692、HB2107、HB2151、HB2505以及HB2661。其中5个被否决或搁置，只有提出非ERCOT的部分地区可推迟售电侧开放的HB1692获得了通过。
唯一获得通过的HB1692提出对电网标准做出修改。与搁浅成本相关的HB918由州议员Sylvester Turner提出，在尚未准备好应对竞争的区域推迟2002年1月1日开放售电市场。然而HB918在众议院委员会提出之后，未走出委员会就已经被否决。随后，Sylvester Turner又提出了HB2107，指出公用事业公司所提的搁浅成本过高，而且随着市场的开放，公用事业公司资产的市场价值可能高于理论价值，届时就会产生“负搁浅成本”，既然如此，则不应该让德州居民负担按原来SB7所要求的测算出的70亿美元的搁浅成本。这一提案遭到了公用事业公司的激烈反对，公用事业公司纷纷表示不可能产生负搁浅成本。PUC对此不置可否，表示这是一个开放性问题。HB2107顺利过了众议院，然而在参议院委员会讨论中遭到拒绝，止步参议院。
HB2151则提出包括县、社区、学校、医院、特区等其他行政机构都可以参与到天然气和电力零售中来，代表居民向公用事业公司买卖天然气或电，但HB2151没能走出众议院内部的委员会。同样未走出众议院内部委员会的HB2505和HB2661，前者提出修改公用事业公司标准，让PTB延期到2007年1月之后失效；后者提出在售电侧改革进程中，应进一步加强消费者保护，减少不必要的征费，避免被误导。
在反复的讨论、争取、否定之后，SB7基本上没有改变，售电侧开放的主线在立法层面没有任何动摇。
SB7为市场全面开放提供法律基准，然而SB7是立法会层面的法律文件，提出了时间表和要求，是宏观层面对于电力工业去管制化的规划。具体细节则需要PUC确定。
显而易见，SB7的很多要求都是直接提给监管者、政策设定者PUC的。
按照SB7的要求，PUC需要为新的市场设立新的监管手段，包括市场定义和设计、监测和控制市场势力、新进入者审核和注册、消费者保护、环境保护、健康与安全。
从1999年第三季度开始，PUC就陆续展开了一系列规则制定项目，每年年底，当年的规则制定项目都会依次结项，到了2000年底，已经有16项规则制定项目完成。
PUC根据德州管理条例执行具体职能，其中Chapter25是专门适用于电力工业的具体准则（Substantive Rules），新的Chapter25逐渐形成。
在批发市场方面，PUC的要求写在Chapter 25.501中，英文版仅两页，并未涉及具体细节，只是简明扼要地对ERCOT设计批发市场提出了要求，涉及12个方面——双边市场及能源和辅助服务违约条款、日前能量市场、运营信息公开、阻塞定价、ERCOT应为交易中心、区域能源价格、阻塞收益权、定价保护、辅助服务的同步优化、电能和辅助服务的多结算系统、储能。
在售电侧，PUC做的则多得多。它需要“白手起家”兴建一个售电市场——新进入者注册、市场培育，让ERCOT进行售电开放试点。
在PUC工作二十余年的Terry Hadley表示，PUC在当时对售电侧监管并没有经验，也没有可以借鉴的样板，监管者的难题在于，管得太严，市场难有吸引力；而如果管得太宽，市场势力滥用者会钻空子。
PUC在售电侧有3个章节的规定——比批发市场要繁复得多。给出了“零售电商（REP）”明确的定义——Retail Electric Provider，REPs为在德州境内竞争性售电区域向用户售卖电力的实体，通过QSE（授权计划实体，Qualified scheduling entities）在批发市场买电，通过TDSP（输配服务提供商）输送电力，为终端用户提供电力服务，通过各自竞争手法争取用户。PUC也规定了其义务、权利以及准入条件、财务标准、惩罚机制。
如果想在德州成为售电商，必须先在PUC注册，提交《电力零售商认证申请》，提供注册的详细信息向PUC证明其符合要求，PUC在受理申请后20日内必须给出该资料是否充分的判定，资质审核最多不超过90天，通过审核后，该实体成为REP，才有资格进入市场。如果24个月之后仍没有进入市场售电，其售电资格可能会被取消。
PUC除了需要对各项费率进行审核和批准，还需根据SB7的要求审核通用事业公司拆分方案，重新核定输配费率，保证新进入者无歧视接入原有公用事业公司的输配网络。
SB7要求原有公用事业公司不得按原有方式供电，要么接纳新进入者，要么自行成立电力供应商，PUC就针对这几项法律要求，要求公用事业公司在2000年3月之前拿出方案。拿到方案之后，PUC又把这些交给州听证办公室（SOAH），对方案进行试验和听证。到2001年初之前，PUC已经通过了几大公用事业公司的改组和转型计划，包括American Electric Power（Central Power& Light company、 West Texas Utilities Company、Southwestern Public Service Company的新持有者）、Entergy Gulf States Inc、Southwestern Public Service Company、Texas-New Mexico Power Company以及Sharyland Utilities，当时Reliant Energy 和 TXU Electric Company的计划暂缓通过。
搁浅成本的要求SB7已经明确提出，PUC需要接受公用事业公司报告、确认搁浅成本，进行搁浅成本证券化（Securitization of Stranded Costs）审核，并为它们收回搁浅成本设定的恰当收回方式和相应的费率标准。在2001年，PUC通过了Central Power &Light、TXU Electric和Reliant Energy等几大公用事业公司的资产证券化申请。
德州东部部分地区、Panhandle和El Paso地区是不包含在ERCOT覆盖范围内，SB7中也有涉及此部分市场的零售侧开放规定——可以保持一体化直到2005年。德州东部包含在SPP范围内，接受SPP规划；Panhandle原有的公用事业公司SPS起初归属于SPP，后来SPS经过系列合并和整合，到NSP旗下，NSP则意欲从属于MISO。当时，区域输电系统运营商RTO在FERC的要求下刚刚起步不久，MISO尚未拿出明确的、统一的市场方案，PUC在2001年的报告中也提到，对此尚待观望。
作为政府部门，PUC监管市场势力、设准入门槛的初衷是保护消费者权益，因而售电市场开放前，售电开放的用户普及计划SB7也是交给PUC去完成。
根据SB7的要求，PUC也开始督促ERCOT进行售电开放试点。
一切蓄势待发。
加州电改狼狈中断，而SB7的时间表缺没有中断，那市场到底怎么开始的？试点项目为何一拖再拖？
资料：德州电力工业现状及变迁
Texas
【市场概况】
ERCOT覆盖德州85%的负荷，区域内最高输电电压350kv，区域内有超过2400万用户，550余个发电机组，43000英里高压输电线，尖峰需求下有74000MW可用容量（每兆瓦容量可满足200户用电），历史最高负荷出现在2011年8月3日，达到69305MW，2014年总体电力消耗达到340太瓦时，较2013增长2.5%。
根据ERCOT数据，2014年装机天然气发电55%、煤电24%、风电14%、核电6%、水电等1%。2014年德克萨斯州发电量为38052MWh，位列全美第一。
批发市场有超过1100个发电、售电、输电、配电等活跃实体，售电市场有114个零售电商，75%的负荷处于竞争性售电市场，拥有供电商自由选择权。
在售电开放之初，售电商分为两类，来自原有公用事业公司的关联售电商（Affiliated Retailers）和新进入市场的非关联售电商（Non-Affiliated Retailers），自2002年至今，Non-Affiliated Retailers所服务的用户比例逐年升高，目前二者服务的用户占比如图1所示。
ERCOT电力市场是单一电能市场，系统竞价上限（Price Cap）从最初的1000美元/MW不断提升（没有容量市场，PUC为了刺激投资），目前为9000美元/MW，拥有辅助服务、以月度或年度进行拍卖的阻塞金融权（Congestion Revenue Rights，CRR）、协同优化（co-optimize）电能和辅助服务的日前市场、实时安全约束经济调度（Real Time Security Constrained Economic Dispatch，SCED）。
【发电及批发市场价格】
自1996年至2013年12月31日，德州（包括ERCOT区域和非ERCOT区域）新增装机容量59699MW，新增机组236个，来自99个发电企业，新增装机容量在1000MW以上的公司有20个。
传统燃料机组共新建123个，39158MW。其中，新增核电机组2个，共计286MW；新增煤电机组9个，4193MW；建成燃气机组111个，共计41167MW；完成石油焦发电机组1个，300MW，1个198MW机组退役。
这期间，煤电机组退役2个，共计1935MW（取消计划建设煤电机组15个，共10694MW）；燃气机组退役51个，共计15651MW，两个蒸馏燃料油发电机组退役，共计11MW。
可再生能源新建113个，共计13752 MW；建成风场96个，共计13298MW，计划兴建52个，共计11878MW，3处共计76MW风电装机退役；建成生物质能发电机组7个，共244MW；建成太阳能电站8处，共计170MW，2015-2016年计划兴建8处，共计618MW；完成储能2处，共计40MW。
1995年的SB373即要求德州开始批发市场，直至2001年，区域市场才开始集中交易。自2001年至2010年，ERCOT电力市场是区域市场。2010年之后，ERCOT进入节点市场。
2001-2013实时市场平均价格（Average Balancing Energy Market Prices）如下图2所示，红线为天然气价格（参考Houston Ship Channel）。天然气机组是ERCOT市场的边际机组，天然气价格是实时市场价格的主要影响因素。2005年夏季电价大幅增长，IMM报告提到，是由于飓风影响海湾地区天然气产出，导致整体天然气价格在下半年飙高，实时市场电价随时上涨。到2006年，下半年天然气结算价格明显下降，是实时市场价格下降的主要原因。
2011年实时市场价格上升的原因则主要因为2月和8月德州气候状况极端，实时市场价格分别比去年2月和8月高67%和160%，实时市场价格曾一度达到3000美元/MWh。天然气价格的下降则缓和了价格上涨的幅度。
【售电及居民电价】
在ERCOT范围内，自2002年售电侧开放以来，90%的居民用户转换过供电商，小型非居民用户转换率为91%，大型工业用户转换率为97%。各大输配电商服务区域内零售商数目如图3所示。
各个输配服务提供商区域内的售电商数量自2002年售电侧开放以来有明显的增长（包括关联供电商和非关联供电商），如图4所示。
2014年德州各个输配服务商区域内的最低年度合约电价比售电侧开放之前要低8%至22%，如果将2001年至今34.4%的通胀率考虑在内，各个输配电区域年度合约最低电价比售电开放前低32%到42%。
1990年到2000年，德州整体居民电价低于全美水平，2001年以后，德州居民电价整体呈缓慢上升趋势直至2010年前后，且售电侧开放后的十年居民电价稍高于全美平均水平。2009年以后，居民电价有所下降，2010年之后低于全美平均水平。
虽然在售电侧开放后的数年中，德州电价经历了上涨且高于全美平均水平，但相较于其他市场化改革的电力市场，德州平均居民电价仍较低，远低于加州和纽约州。