售电侧放开前一年，德州在忙什么？

电力18讯：    
　　售电侧放开的前一年，市场各方都在忙什么？

　　1999年德州议会通过的Senate Bill 7规定，德州电力市场在2002年1月1日必须开放，在此之前的2001年，德州电力工业各个参与者都在紧锣密鼓地进行筹备以应对完全开放的售电侧市场。

　　市场即将裂变前的这一年，立法者（德州立法会）、监管者PUC（德州公用事业委员会，Public Utilities Commission of Texas）、系统运营者ERCOT（德州电力可靠性委员会， Electric Reliability Council Texas）、各大公用事业公司以及用户都在忙什么？

　　立法会：修改SB 7？No

　　电力市场开放的奠基法案Senate Bill 7早在1999年6月已经通过，在售电侧正式开放以前，立法会内部对于是否修改或增加部分条款先后有一些提案。

　　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HB 918、HB 1692、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，允许德州境内部分地区（主要为非ERCOT地区）推迟售电侧开放，并要求部分公用事业公司向PUC上报重组所需的基础设施建设计划，PUC必须审核这些计划，并为公用事业公司收回成本设定一定的费率标准。

　　与搁浅成本相关的HB918由州议员Sylvester Turner提出，要求监管者放宽居民电价限制、加大对批发市场价格限制，并减少因改革过度所需向纳税者征纳的费用，而且HB918建议，在尚未准备好应对竞争的区域推迟2002年1月1日开放售电市场的计划。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。然而，这一提案遭到了公用事业公司的严厉反对，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顺利冲出了众议院，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亦未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。

　　也就是说，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不会有任何动摇。

　　监管者PUC：制定改革细则

　　对电力工业的经济管制逐步去除，而政府监管角色仍然存在，Public Utility Regulatory Act明确了PUC在过渡期间政府的监管角色，同时按照SB7的要求，PUC需要为新的市场设立新的监管手段，包括消费者保护、市场定义和设计、监测和控制市场势力、环境保护、对现有垄断部分的经济监管、健康与安全。此外，PUC有义务为建立竞争性电力市场向立法会提供相关修法建议，2001年，PUC提出了两点――修改天然气公用事业监管法，辅助电力市场竞争；改变系统受益基金（System Benefit Fund）管理方式，突出其立法目的。

　　而对于SB7本身，PUC则没有对SB7或Public Utility Regulatory Act提出任何影响零售市场竞争的意见。

　　市场规则设定才是PUC真正的重心。1999年通过SB7之后PUC很快就开始着手进行细则设定和规则设计，尤其是零售侧竞争规则和准入要求等细节。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。2001年PUC的动作主要包括5个方面――

　　首先，制定改革执行细则。PUC明确定义了德州电力零售市场将会是什么样子，规则是什么，并要求现有的公用事业公司必须进行自我转型以适应SB7的要求。

　　其次，参与ERCOT进行交易规则和市场框架设计。当时德州意识到售电侧竞争非常重要的基础有两点，一是一定程度集中且高效的批发市场，二是需要系统操作者运行系统以保证供需实时平衡。ERCOT组织了代表不同市场参与者的百余位专家进行多次小组讨论，PUC人员则列席参加并按时收取ERCOT的进度报告。PUC主席Pat Wood是ERCOT董事会成员，因而双方可以在高层达成一定的一致性。2000年年底，ERCOT ISO就向PUC提交了市场设计方案，PUC在2001年需要完成对该方案的评估。

　　第三，对电力各项费率进行审核和批准，通过委员会内部项目试点，审核通用事业公司拆分方案。售电市场竞争的基础在于新进入者可以无歧视接入原有公用事业公司的输配网络，而且要缴纳的费用必须合理。SB7要求公用事业公司为无歧视开放输配网络设立单独的部门，PUC依此对公用事业公司做出要求，并设定了过网费和基础设施使用费。而且，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针对这几项法律要求，要公用事业公司在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。

　　第四个方面就是通过搁浅成本证券化（Securitization of Stranded Costs）审核。SB7要求公用事业公司估算市场开放之后产生的搁浅成本，PUC的任务就是接受公用事业公司报告、审核搁浅成本，为它们收回搁浅成本设定恰当的收回方式和相应的费率标准。搁浅成本证券化是一种允许公用事业公司从第三方投资者以债券保险形式一次性收的取搁浅成本。在2001年，PUC就通过了Central Power &Light，TXU Electric和Reliant Energy三大公用事业公司的资产证券化申请。

　　第五部分，非ERCOT区域的市场规划。德州东部部分地区、Panhandle和El Paso地区不包含在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，归到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年的报告中则也提到，对此尚待观望。

　　ERCOT：试点项目手忙脚乱

　　相比起立法会和PUC，ERCOT可谓是手忙脚乱。批发市场运维和新零售市场运行都由ERCOT所管，而且ERCOT必须在2001年6月1日起主导一个为期6个月的售电侧开放试点项目。

　　2001年，ERCOT把6个区域控制中心整合成一个位于德州首府奥斯汀的统一控制中心，并花数月时间进行系统升级。然而，6月1日到来之前，ERCOT系统数度无法为预先报名更改供电商的用户提供转换服务，内部专家反复质疑，ERCOT发出的电费单错漏百出，问题频出导致售电侧开放的时间一推再推。

　　试点项目正式开放前，根据PUC统计，该运营中心为8300余个居民用户完成了转换用电商服务。整个试点项目5个月的时间里，ERCOT为约11.5万用户（其中90%为居民用户，9%为小型商业用户）成功转换了供电商。ERCOT曾保证每天可以为2万用户转换供应商，事实上，ERCOT远未达到预期目标。

　　公用事业公司：争取利益

　　2002年市场开放在即，与公用事业公司利益最为直接的问题莫过于搁浅成本。搁浅成本是指市场开放竞争后，此前公用事业公司所投入的资本原本可以依靠管制化费率收回，在竞争性电力市场中可能无法收回的那部分成本，又称为潜在搁浅投资或市场无法覆盖成本（Excess Costs Over Market，ECOM）。

　　在市场开放之前，五大公用事业公司为了搁浅成本反复争取，PUC则即将为搁浅成本做最终定论。公用事业公司各自测算自己的搁浅成本并上报PUC，PUC也需要根据自己的模型去测算各个公用事业公司的成本，由PUC审批后，最终由所有用户通过输配电费用等形式承担。

　　德州公用事业公司（TXU）、Reliant Energy、中央电力和照明公司（CPL）、德州-新墨西哥电力公司（TNMP）以及Entergy Gulf States五大公用公司纷纷上报了ECOM估算值，这也是他们向PUC争取搁浅成本的一个重要部分。到2001年，PUC已经在为此进行评估，并根据SB7设定收回搁浅成本所需的输配电费率。
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　　除了为搁浅成本争取利益，公用事业公司也根据SB7和PUC的要求进行拆分和重组。

　　早在2000年9月，它们就被要求成立竞争性电力服务商，与原有的一体化公用模式区分。TXU把输配电部分独立出去，成立Oncor；Reliant Energy在2000年7月就开始在其业务中成立适用竞争性市场的子公司，2001年进行内部重组，并更名为Center Point Energy；CPL涵盖发输配售各个环节，服务68万德州用户，是American Electric Power group全资所有，2001年和AEP同时上报了重组计划；TNMP则早在1999年就在其服务范围内开展了两个售电侧试点项目。

　　公用事业公司还在按照SB7的要求不停售卖发电厂，以达到最少要卖出15%容量的要求，以给新进入者更多机会。

　　用户：被普及

　　用户对售电侧开放所知并不多，HB2661的提出就是因为担心普通居民不明白转换供电商的利害，可能容易受到广告的误导或欺骗，因而在市场中受到差别对待――然而HB2661并未获得通过。而且，低收入家庭对于转换供电商也比较担心，担心管制化电费不复存在之后，家庭用电支出会激增。

　　立法者和监管者都意识到，推动用户对售电侧开放的认知是改革顺利进行的基础，因而SB7要求PUC进行“用户普及”，PUC也积极应对。虽然2001年提出的几个消费者保护的相关提案都未能写进SB7，但作为市场监管者的PUC，依然有消费者保护相关条款。为了SB7所要求的用户普及计划，PUC雇了一个专门的传播公司，同时还从各个公用事业公司、新电力供应商、消费群体请来一部分人，成立顾问团，制订售电侧开放普及计划。之后又陆续采取了一系列方法实施普及计划，包括付费广告、设立网站、电话中心、报纸报道、普及讲座、社区活动等等。

　　根据PUC的调查和公共政策中心2002年出的统计报告，2000年，15.3%的居民用户知道竞争性售电市场，2001年3月这一数字上升到23.3%，而到2001年8月上升到34.3%,2002年8月达到62%；商业用户则有55.2%表示熟知售电侧开放竞争。

　　当然，相比州层面势如破竹的改革、热情高涨的工业用户和蠢蠢欲动想要分一杯羹的新供电商，居民用户则略显微不足道，除了“被普及”，也并无太多发言权。

　　等待2002

　　议员所提的建议推迟售电侧开放的提案未获得通过；ERCOT在试点运行中错漏百出，险些出现差错，依然不能影响整体节奏；公用事业公司被拆分，百般无奈，只能争取改革利益；用户即便不知情，媒体民调显示75%的居民仍愿意保持原有管制化费率，但相较于工业用户的推动和政府的决心来说，无足轻重。

　　无论是否计划周全、准备充足，2002年1月1日如期而至，0点，售电侧准时开放。