中國儲能網訊：7號法案
如果說SB373是開山之作、“初試牛刀”，那么1999年提出的《7號法案》（Senate Bill 7，SB7）就是“大刀闊斧”。
SB7開宗明義，只有一個目的：重組電力工業(yè)。
《7號法案》主要起草者為州議員David Sibley，是推動德州電力工業(yè)去管制化的中堅力量，參議員Steve Wolens也是去管制化的支持者。以二人為代表的去管制化推動者認為競爭引入有利于降低德州人用電成本，讓德州的企業(yè)在國際上更有競爭力，在州內創(chuàng)造更多價值；可以推動能源依賴產業(yè)以及服務業(yè)的發(fā)展。
去管制化的支持者們還預言聯(lián)邦政府會很快啟動全國范圍內的零售側改革，而且他們還認為，德州率先通過了售電側改革法案后，可以不再受制于聯(lián)邦政府——事實上后來德州電力工業(yè)的發(fā)展的確非常獨立。
1999年1月，德州第76屆立法會開始審議SB7。1999年3月8日，參議院委員會一致通過了這一法案。3月17日，全體參議員投票通過。州長布什在6月18日正式簽署SB7，并聲稱電力工業(yè)的競爭將讓德州人每月的電費降低。
此番簽署的SB7可謂現(xiàn)在德州電力格局的奠基之作，之后德州電力市場的一切改變幾乎都源于SB7的簽署，德州電力工業(yè)今日之貌也是SB7所塑造的。
SB7涉及52項utility code修改、補充、新增、刪減，明確規(guī)定了市場該怎么去管制化、如何過渡、以后的電力市場運作依據什么。
最為核心的內容體現(xiàn)在3個方面，擱淺成本、批發(fā)市場、零售市場。
擱淺成本是指公用事業(yè)公司在管制環(huán)境下可以從用戶身上收回的投資成本在競爭環(huán)境下或將難以彌補的部分，由于輸配部分仍處于管制之下，因此主要體現(xiàn)在發(fā)電資產上。公用事業(yè)公司抵觸改革的最大原因就是擱淺成本負擔。SB7對此大力著墨。
SB7要求在2002年1月1日之前，所有費率凍結。在此期間，公用事業(yè)公司需要上報所有購買能源、提供發(fā)電服務產生的成本，一旦這些成本得到確認，且不可在后續(xù)的拆分、整合中抵消掉，公用事業(yè)公司可以100%收回這些成本。PUC根據公共事業(yè)公司上報的成本和準許的利潤，確定公用事業(yè)公司可以分攤到用戶身上的擱淺成本——當然，這是市場未真正開放情況下的估算值，真實的擱淺成本會在SB7所要求的2002-2004年擱淺成本核定期（True Up Process）內得到最終確定。
SB7中擱淺成本的邏輯就是一旦在去管制化過程中的資產貶值無法彌補，用戶應當承擔起這部分支出。擱淺成本在用戶身上如何分配，則是一個多方協(xié)商以給居民用戶造成最小負擔為基礎的妥協(xié)方案。分配方式是，50%給予不同用戶的按電量承擔，50%由公用事業(yè)公司按以往已經采用的發(fā)電要求承擔。此外，對于分攤在負荷可中斷的工業(yè)用戶身上的擱淺成本應是原有設定的150%。具體準則應由PUC在1999年5月1日前出臺，SB7要求PUC設計一個監(jiān)管模型來確定這期間的擱淺成本，并考慮整合、拆分、新能源增加、環(huán)境成本等等帶來的影響。
另外，SB7還允許公用事業(yè)公司在費率解凍期之后的任何時間可以將其最多100%的管制化資產證券化，可以將最多75%的擱淺成本證券化。
解決擱淺成本的用意在于，一邊拆分、一邊穩(wěn)住曾經獨霸市場的“巨頭們”。
擱淺成本是針對改革前市場主體——公用事業(yè)公司的過渡性政策，解決了市場主體的問題。接下來就是市場——批發(fā)市場和零售市場。
批發(fā)市場早在SB373中已經啟動，但在1999年的時候沒有真正實現(xiàn)集中交易，真正的市場尚未形成。為了催生完全競爭的好市場，到1999年SB7時最為注重的有兩個問題：
——產生足夠的市場參與者，以形成競爭；
——限制市場力。
德克薩斯大學電力學者Baldick Ross就曾提到，創(chuàng)造足夠多的參與者最有效的辦法是先進行拆分。
SB7規(guī)定，在2002年以前，各個公用事業(yè)公司必須拆分其發(fā)電、售電和輸配電業(yè)務，形成關聯(lián)（Affiliated）或非關聯(lián)（Non-Affiliated）的發(fā)電、售電和輸配電公司。輸配電公司不允許買賣電力、不許發(fā)電。
而限制市場勢力最有效的方法就是限制市場份額，SB7要求自2002年1月1日競爭開始之后，在一個供電區(qū)域內，發(fā)電公司不能擁有或控制超過20%的裝機容量，亦不能控制超過輸向該電力區(qū)域20%的容量。PUC應當時刻監(jiān)管各個發(fā)電企業(yè)裝機容量的市場份額，以防任何公司超過20%。
在2002年1月1日至少60天前，每個關聯(lián)發(fā)電公司應當拍賣出其至少15%的裝機容量。電力公用事業(yè)公司可以出售比該要求更多的裝機容量，或在該要求失效后繼續(xù)拍賣其容量——也就是說，SB7鼓勵原來的各大巨頭自行縮減。
SB7定的這些拆分規(guī)則，誰來執(zhí)行？PUC。
SB7要求PUC必須嚴格監(jiān)管市場力濫用的各類行為，包括限制競爭（諸如提供產品和服務時存在歧視、將非管制化產品或服務鏈接到管制化產品及服務）、掠奪性定價、相互勾結、阻止新進入者。PUC對違規(guī)行為的罰款可達1000-5000美元/天，PUC也可提出行政處罰，吊銷其營運資格。
在售電側，SB7也有兩個側重點：
——提出競價底限（Price To Beat）限制關聯(lián)供電商的競價靈活性；
——要求原有關聯(lián)售電商成為當?shù)囟档坠╇娚?，保障用電?
何為競價底限？2002年1月1日售電競爭一開始，某一供電區(qū)域內的關聯(lián)售電商應當為當?shù)匚催x擇新供電商的用戶供電。關聯(lián)供電商在此區(qū)域內供電，必須提供比費率凍結期間（1999-2002年）低6%的電價，即為競爭低價（PTB）。如果PTB影響到關聯(lián)供電商的財務完整性或該供電商可以證明市場存在燃料價格因素在天然氣價格以及能源購買中未能體現(xiàn)導致其受到影響，PUC可以據此調整PTB。
很明顯，SB7意在限制關聯(lián)售電商定價，為新進入者降低門檻。
所有的關聯(lián)零售商必須執(zhí)行PTB，直到某一供電區(qū)域40%的用戶是由競爭性電力零售商供應或2005年1月1日（競爭開始后36個月），以二者中先到來者為準。在擱淺成本實際核定期（true process）結束后，PUC有權適當調整PTB。
此外，SB7還要求絕大部分零售商進入居民用電市場，以防止其不接納居民用戶——電力零售商總供應量超過300MW的應當在競爭開始后36個月內，保證其負荷的5%是來自居民用戶。如果不能達到此要求，供電商應當為系統(tǒng)收益基金（system benefit fund）支付一定金額，數(shù)量根據實際售賣給居民用戶的電力和應當售賣給居民用戶的電力之間的一個比較公式而得出。
SB7對新進入的零售商費率制定沒有底限限定，只要求其不高于兜底服務商電價。
以PTB卡住原有巨頭費率，防止其擠走新進入者，而對新進入者沒有下限，這在售電開放之初為售電市場創(chuàng)業(yè)提供了非常寬松的環(huán)境。
而且，經過幾年準備，PUC早已設定好輸配費率，輸配電無歧視放開在1995年的SB373就已經寫入法律，新售電商進入市場的技術障礙也已經被掃除。
電力工業(yè)改革，終端用戶往往是被動接受者，能發(fā)出的聲音十分有限，立法會意識到，用戶的保護必須從立法與監(jiān)管層面自上而下提供保障。
SB7對此亦是籌謀周到，除了上文所述的兜底供電商，它還要求PUC在2002年1月1日之前出臺保護零售電側消費者的具體方案，必須考慮到零售電力用戶的14項權利：安全、可靠以及合理的費率；極端天氣下、醫(yī)療急救等情況下供電得到保證；重組后供電服務的一致性等。
此外，SB7要求PUC在2002年1月1日之前必須開發(fā)并執(zhí)行售電側試點項目、“消費者普及計劃”（向普通用戶普及電力供應商可選）、“低收入保障計劃”。
可再生能源也占據了SB7的一席之地，法案提出了數(shù)個目標，包括到2009年1月1日，可再生能源裝機容量新增2000MW，達到整體裝機容量的3%，并設定了數(shù)個相關時間表。要求PUC成立可再生能源憑證交易機制（Renewable Energy Credit Trading Program）；要求零售電商、市政公用事業(yè)公司以及其他電力公司如果不能通過直接擁有或購買可再生能源技術來滿足上述要求的，可以通過購買足夠的可再生能源憑證來保證其滿足所要求的可再生能源容量。
SB7勢如破竹。但是在實時市場正式運作、售電側正式開放之前，德州電力工業(yè)上上下下對此高度重視，議員作為代表也在試圖以提出議案的形式補充或修訂SB7。
根據德州立法會文件，在2001年與售電側開放相關的提案約有6個，分別為HB918、HB1692、HB2107、HB2151、HB2505以及HB2661。其中5個被否決或擱置，只有提出非ERCOT的部分地區(qū)可推遲售電側開放的HB1692獲得了通過。
唯一獲得通過的HB1692提出對電網標準做出修改。與擱淺成本相關的HB918由州議員Sylvester Turner提出，在尚未準備好應對競爭的區(qū)域推遲2002年1月1日開放售電市場。然而HB918在眾議院委員會提出之后，未走出委員會就已經被否決。隨后，Sylvester Turner又提出了HB2107，指出公用事業(yè)公司所提的擱淺成本過高，而且隨著市場的開放，公用事業(yè)公司資產的市場價值可能高于理論價值，屆時就會產生“負擱淺成本”，既然如此，則不應該讓德州居民負擔按原來SB7所要求的測算出的70億美元的擱淺成本。這一提案遭到了公用事業(yè)公司的激烈反對，公用事業(yè)公司紛紛表示不可能產生負擱淺成本。PUC對此不置可否，表示這是一個開放性問題。HB2107順利過了眾議院，然而在參議院委員會討論中遭到拒絕，止步參議院。
HB2151則提出包括縣、社區(qū)、學校、醫(yī)院、特區(qū)等其他行政機構都可以參與到天然氣和電力零售中來，代表居民向公用事業(yè)公司買賣天然氣或電，但HB2151沒能走出眾議院內部的委員會。同樣未走出眾議院內部委員會的HB2505和HB2661，前者提出修改公用事業(yè)公司標準，讓PTB延期到2007年1月之后失效；后者提出在售電側改革進程中，應進一步加強消費者保護，減少不必要的征費，避免被誤導。
在反復的討論、爭取、否定之后，SB7基本上沒有改變，售電側開放的主線在立法層面沒有任何動搖。
PUC開工
SB7為市場全面開放提供法律基準，然而SB7是立法會層面的法律文件，提出了時間表和要求，是宏觀層面對于電力工業(yè)去管制化的規(guī)劃。具體細節(jié)則需要PUC確定。
顯而易見，SB7的很多要求都是直接提給監(jiān)管者、政策設定者PUC的。
按照SB7的要求，PUC需要為新的市場設立新的監(jiān)管手段，包括市場定義和設計、監(jiān)測和控制市場勢力、新進入者審核和注冊、消費者保護、環(huán)境保護、健康與安全。
從1999年第三季度開始，PUC就陸續(xù)展開了一系列規(guī)則制定項目，每年年底，當年的規(guī)則制定項目都會依次結項，到了2000年底，已經有16項規(guī)則制定項目完成。
PUC根據德州管理條例執(zhí)行具體職能，其中Chapter25是專門適用于電力工業(yè)的具體準則（Substantive Rules），新的Chapter25逐漸形成。
在批發(fā)市場方面，PUC的要求寫在Chapter 25.501中，英文版僅兩頁，并未涉及具體細節(jié)，只是簡明扼要地對ERCOT設計批發(fā)市場提出了要求，涉及12個方面——雙邊市場及能源和輔助服務違約條款、日前能量市場、運營信息公開、阻塞定價、ERCOT應為交易中心、區(qū)域能源價格、阻塞收益權、定價保護、輔助服務的同步優(yōu)化、電能和輔助服務的多結算系統(tǒng)、儲能。
在售電側，PUC做的則多得多。它需要“白手起家”興建一個售電市場——新進入者注冊、市場培育，讓ERCOT進行售電開放試點。
在PUC工作二十余年的Terry Hadley表示，PUC在當時對售電側監(jiān)管并沒有經驗，也沒有可以借鑒的樣板，監(jiān)管者的難題在于，管得太嚴，市場難有吸引力；而如果管得太寬，市場勢力濫用者會鉆空子。
PUC在售電側有3個章節(jié)的規(guī)定——比批發(fā)市場要繁復得多。給出了“零售電商（REP）”明確的定義——Retail Electric Provider，REPs為在德州境內競爭性售電區(qū)域向用戶售賣電力的實體，通過QSE（授權計劃實體，Qualified scheduling entities）在批發(fā)市場買電，通過TDSP（輸配服務提供商）輸送電力，為終端用戶提供電力服務，通過各自競爭手法爭取用戶。PUC也規(guī)定了其義務、權利以及準入條件、財務標準、懲罰機制。
如果想在德州成為售電商，必須先在PUC注冊，提交《電力零售商認證申請》，提供注冊的詳細信息向PUC證明其符合要求，PUC在受理申請后20日內必須給出該資料是否充分的判定，資質審核最多不超過90天，通過審核后，該實體成為REP，才有資格進入市場。如果24個月之后仍沒有進入市場售電，其售電資格可能會被取消。
PUC除了需要對各項費率進行審核和批準，還需根據SB7的要求審核通用事業(yè)公司拆分方案，重新核定輸配費率，保證新進入者無歧視接入原有公用事業(yè)公司的輸配網絡。
SB7要求原有公用事業(yè)公司不得按原有方式供電，要么接納新進入者，要么自行成立電力供應商，PUC就針對這幾項法律要求，要求公用事業(yè)公司在2000年3月之前拿出方案。拿到方案之后，PUC又把這些交給州聽證辦公室（SOAH），對方案進行試驗和聽證。到2001年初之前，PUC已經通過了幾大公用事業(yè)公司的改組和轉型計劃，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，當時Reliant Energy 和 TXU Electric Company的計劃暫緩通過。
擱淺成本的要求SB7已經明確提出，PUC需要接受公用事業(yè)公司報告、確認擱淺成本，進行擱淺成本證券化（Securitization of Stranded Costs）審核，并為它們收回擱淺成本設定的恰當收回方式和相應的費率標準。在2001年，PUC通過了Central Power &Light、TXU Electric和Reliant Energy等幾大公用事業(yè)公司的資產證券化申請。
德州東部部分地區(qū)、Panhandle和El Paso地區(qū)是不包含在ERCOT覆蓋范圍內，SB7中也有涉及此部分市場的零售側開放規(guī)定——可以保持一體化直到2005年。德州東部包含在SPP范圍內，接受SPP規(guī)劃；Panhandle原有的公用事業(yè)公司SPS起初歸屬于SPP，后來SPS經過系列合并和整合，到NSP旗下，NSP則意欲從屬于MISO。當時，區(qū)域輸電系統(tǒng)運營商RTO在FERC的要求下剛剛起步不久，MISO尚未拿出明確的、統(tǒng)一的市場方案，PUC在2001年的報告中也提到，對此尚待觀望。
作為政府部門，PUC監(jiān)管市場勢力、設準入門檻的初衷是保護消費者權益，因而售電市場開放前，售電開放的用戶普及計劃SB7也是交給PUC去完成。
根據SB7的要求，PUC也開始督促ERCOT進行售電開放試點。
一切蓄勢待發(fā)。
加州電改狼狽中斷，而SB7的時間表缺沒有中斷，那市場到底怎么開始的？試點項目為何一拖再拖？
資料：德州電力工業(yè)現(xiàn)狀及變遷
Texas
【市場概況】
ERCOT覆蓋德州85%的負荷，區(qū)域內最高輸電電壓350kv，區(qū)域內有超過2400萬用戶，550余個發(fā)電機組，43000英里高壓輸電線，尖峰需求下有74000MW可用容量（每兆瓦容量可滿足200戶用電），歷史最高負荷出現(xiàn)在2011年8月3日，達到69305MW，2014年總體電力消耗達到340太瓦時，較2013增長2.5%。
根據ERCOT數(shù)據，2014年裝機天然氣發(fā)電55%、煤電24%、風電14%、核電6%、水電等1%。2014年德克薩斯州發(fā)電量為38052MWh，位列全美第一。
批發(fā)市場有超過1100個發(fā)電、售電、輸電、配電等活躍實體，售電市場有114個零售電商，75%的負荷處于競爭性售電市場，擁有供電商自由選擇權。
在售電開放之初，售電商分為兩類，來自原有公用事業(yè)公司的關聯(lián)售電商（Affiliated Retailers）和新進入市場的非關聯(lián)售電商（Non-Affiliated Retailers），自2002年至今，Non-Affiliated Retailers所服務的用戶比例逐年升高，目前二者服務的用戶占比如圖1所示。
ERCOT電力市場是單一電能市場，系統(tǒng)競價上限（Price Cap）從最初的1000美元/MW不斷提升（沒有容量市場，PUC為了刺激投資），目前為9000美元/MW，擁有輔助服務、以月度或年度進行拍賣的阻塞金融權（Congestion Revenue Rights，CRR）、協(xié)同優(yōu)化（co-optimize）電能和輔助服務的日前市場、實時安全約束經濟調度（Real Time Security Constrained Economic Dispatch，SCED）。
【發(fā)電及批發(fā)市場價格】
自1996年至2013年12月31日，德州（包括ERCOT區(qū)域和非ERCOT區(qū)域）新增裝機容量59699MW，新增機組236個，來自99個發(fā)電企業(yè)，新增裝機容量在1000MW以上的公司有20個。
傳統(tǒng)燃料機組共新建123個，39158MW。其中，新增核電機組2個，共計286MW；新增煤電機組9個，4193MW；建成燃氣機組111個，共計41167MW；完成石油焦發(fā)電機組1個，300MW，1個198MW機組退役。
這期間，煤電機組退役2個，共計1935MW（取消計劃建設煤電機組15個，共10694MW）；燃氣機組退役51個，共計15651MW，兩個蒸餾燃料油發(fā)電機組退役，共計11MW。
可再生能源新建113個，共計13752 MW；建成風場96個，共計13298MW，計劃興建52個，共計11878MW，3處共計76MW風電裝機退役；建成生物質能發(fā)電機組7個，共244MW；建成太陽能電站8處，共計170MW，2015-2016年計劃興建8處，共計618MW；完成儲能2處，共計40MW。
1995年的SB373即要求德州開始批發(fā)市場，直至2001年，區(qū)域市場才開始集中交易。自2001年至2010年，ERCOT電力市場是區(qū)域市場。2010年之后，ERCOT進入節(jié)點市場。
2001-2013實時市場平均價格（Average Balancing Energy Market Prices）如下圖2所示，紅線為天然氣價格（參考Houston Ship Channel）。天然氣機組是ERCOT市場的邊際機組，天然氣價格是實時市場價格的主要影響因素。2005年夏季電價大幅增長，IMM報告提到，是由于颶風影響海灣地區(qū)天然氣產出，導致整體天然氣價格在下半年飆高，實時市場電價隨時上漲。到2006年，下半年天然氣結算價格明顯下降，是實時市場價格下降的主要原因。
2011年實時市場價格上升的原因則主要因為2月和8月德州氣候狀況極端，實時市場價格分別比去年2月和8月高67%和160%，實時市場價格曾一度達到3000美元/MWh。天然氣價格的下降則緩和了價格上漲的幅度。
【售電及居民電價】
在ERCOT范圍內，自2002年售電側開放以來，90%的居民用戶轉換過供電商，小型非居民用戶轉換率為91%，大型工業(yè)用戶轉換率為97%。各大輸配電商服務區(qū)域內零售商數(shù)目如圖3所示。
各個輸配服務提供商區(qū)域內的售電商數(shù)量自2002年售電側開放以來有明顯的增長（包括關聯(lián)供電商和非關聯(lián)供電商），如圖4所示。
2014年德州各個輸配服務商區(qū)域內的最低年度合約電價比售電側開放之前要低8%至22%，如果將2001年至今34.4%的通脹率考慮在內，各個輸配電區(qū)域年度合約最低電價比售電開放前低32%到42%。
1990年到2000年，德州整體居民電價低于全美水平，2001年以后，德州居民電價整體呈緩慢上升趨勢直至2010年前后，且售電側開放后的十年居民電價稍高于全美平均水平。2009年以后，居民電價有所下降，2010年之后低于全美平均水平。
雖然在售電側開放后的數(shù)年中，德州電價經歷了上漲且高于全美平均水平，但相較于其他市場化改革的電力市場，德州平均居民電價仍較低，遠低于加州和紐約州。
