FERC最近发布了一项最终规定(第872号订单)修订实施《1978年公共事业监管政策法案》(PURPA)的条例，鼓励发展某些可再生能源和热电联产设施。PURPA和FERC实施它的规则，通过强制电力公司从这些设施购买电力，为这些设施确立了利益。如在本博客之前的一篇文章在美国，FERC考虑改革其法规，部分原因是由于过去几十年电力行业的变化。
这一最终规则应该引起广泛的电力市场参与者的兴趣，包括热电联产和某些类型的小型发电设施的公用事业和投资者。新规预计会在一定程度上改变PURPA下给予合格发电设施的商业利益。修订后的规定肯定会引起争议。值得注意的是，一位FERC委员反对该命令，“因为它实际上破坏了委员会对PURPA的实施”。
背景
PURPA建立了一个框架，鼓励小型电力生产设施的发展，也就是说,不依赖化石燃料的80兆瓦及以下的发电厂，以及热电联产设施，并指示FERC制定实施规则。符合特定标准的发电资源被视为“合格设施”，或QFs，在其他好处中，有权以公用事业公司避免的成本或协商的价格向公用事业公司出售电力。执行PURPA规定的责任由FERC和各州共同承担。FERC建立资格和认证QFs的标准。FERC还为确定公用事业的避免成本制定了一般标准，但每个州都有责任确定其公用事业的实际避免成本。［1］
在其制定规则建议公告(NOPR)在此过程中，FERC指出，自1980年颁布实施PURPA的规则以来，电力行业发生了相当大的变化。当时，该行业由垂直整合的公用事业公司主导，这些公司利用自己的发电资源为客户提供服务。如今，由区域输电组织(rto)和独立系统运营商(iso)管理的有组织的批发市场可以让独立发电机以具有竞争力的价格出售电力。这些市场帮助支持了可再生资源的进入。
最后的规则
在最终规则中，FERC修订了PURPA法规，主要涉及:(1)基于公用事业公司的避免成本确定QF费率;(2) 80兆瓦的限制适用于位于同一地点的附属小型发电QFs的综合容量;(3)终止公用事业公司从具有非歧视进入竞争性市场(如由iso和rto管理的市场)的qf的强制采购义务。
避免确定资历架构费率的成本
旧的规则。根据PURPA法规，购买公用事业公司必须支付的QF费率上限是公用事业公司的“避免成本”，即购买公用事业公司的电力增量成本。根据长期存在的FERC法规，QFs可以选择在能源交付时建立避免成本率(即。，浮动费率)或在合约执行时(即。，一个固定的利率)。因此，QFs可以以固定的可避免成本率从购买公用事业公司获得长期购买承诺(根据合同或“法律强制义务”)，该成本率不会随合同期限而变化，尽管预计购买公用事业公司的实际可避免成本会随合同期限而波动。
新规则．FERC的最终规定赋予各州在长期合同或法律强制义务中要求可变能源费率的权力，即。，避免的成本可以在能源交付时确定，而不是在长期购买承诺期间固定。QF长期合同中的可变能源费率可基于透明、有竞争力的市场价格，使用公开的价格指数确定。具体而言，各州可以采用这样一种假设，即RTO和ISO市场的位置边际价格建立了购买公用事业的公平避免成本率。因此，新规则允许各州放弃使用行政机制来确定避免的成本，并要求QFs和采购公用事业公司依赖与价格挂钩的长期合同。对于rto和iso之外的竞争市场，各国可以依赖流动市场中心的价格或使用价格指数和发电机热率的公式来确定避免成本。新规则还允许各州在透明和非歧视的竞争性招标基础上确定能源和容量的避免成本。[２]
QFs仍将保留在长期合同或法律强制执行义务中选择使用固定容量费率的能力，在执行时根据购买公用事业公司当时避免的容量成本确定。QF行业担心，即使采用固定容量费率，转向可变能源费率也会加大QF融资的难度。
新规则亦提供更大的确定性，以厘定何时产生法律上可强制执行的义务(“义务”)，从而赋予资历架构强制购买义务的权利。资历基金必须证明其在商业上的可行性，并在财务上承诺按照客观合理的国家规定的标准建造其设施，才有权获得合约或投资安排。新规定禁止各州使用其他条件来建立LEOs，而这些条件在旧规则中是依赖的，比如执行互联协议或电力购买协议，或者QFs证明他们有能力在90天内提供企业能源或能源。
FERC拒绝采纳NOPR的一项提案，该提案将允许在有零售选择的州购买公用事业，以从避免成本规则中获得特别减免。
资历架构设施位于“同一地点”-“一英里规则”
旧的规则．根据法律规定，PURPA的好处只适用于“同一地点”生产能力不超过80兆瓦的可再生能源设施。根据规定，FERC将这些位于“同一地点”的小型电力生产设施定义为由同一个人或其关联公司拥有的设施，使用相同的能源，并且位于寻求QF资格的设施(“一英里规则”)的一英里范围内。一英里规则排除了通过任意将一个项目划分为多个项目来规避80兆瓦规模限制的可能性。
新规则．新规则保留了一英里规则，其不可辩驳的假设是，位于彼此之间一英里以内的附属设施被视为位于同一地点，并增加了一个新的不可辩驳的假设，即位于相距超过10英里的附属设施被视为位于不同地点。新规定允许电力公司、国家监管机构和其他相关方证明，使用相同能源且相距超过1英里和小于10英里的附属小型电力生产设施实际上位于同一地点，因此受80兆瓦的规模限制。
终止向进入竞争市场的优质基金的强制采购义务
旧的规则．如果公用事业公司能够证明QF能够无歧视地进入竞争性批发市场，例如由rto或iso运营的批发市场，则该公用事业公司可以终止其与QF签订新合同的义务。有一个可反驳的假设是，净容量为或低于20兆瓦的QFs没有这种权限，因此，有权以避免的成本率将其能源出售给公用事业公司。
新规则．新规则将小型电力生产设施的竞争市场可反驳推定阈值从20兆瓦降低到5兆瓦(而不是NOPR中提出的1兆瓦)，但不包括热电联产设施。新规则提供了相关因素的例子，表明QFs缺乏对特定竞争市场的非歧视准入。
其他规则变化
资历架构自我认证或再认证的挑战．根据旧规则，寻求质疑资历架构自我认证或重新认证的实体必须提交声明性命令，并支付相关的申请费。新规定允许任何利益相关方对QF的自我认证或重新认证(如果后者对现有认证进行了实质性更改)提出抗议，而无需支付申请费。
新规则生效日期．新规定将于公布后120天生效联邦公报．新规则一般适用于新合同或leo，以及在最终规则生效日或之后提交的新设施认证和再认证。FERC不打算最终规则允许干扰现有的QF认证或在最终规则生效日期之前悬而未决的州委员会现有合同或leo。
格利克委员的异议
委员会委员Richard Glick部分反对最终的规则命令，“因为它实际上破坏了委员会对公共事业监管政策法案(PURPA)的执行”，“委员会试图通过行政命令完成国会一再拒绝通过立法完成的事情。”专员的基本观点是PURPA在一定程度上要求FERC鼓励qf的发展，并防止现有公用事业公司对qf的歧视，而最终规则并没有满足这些责任。
欧盟委员会委员格利克警告称，最终规则的后果如下:
- 取消各州提供包含固定能源费率的合同选项的要求，意味着QF开发商可能面临没有任何固定收入流的前景，无论是能源还是产能。FERC的先例允许公用事业公司在不需要增加容量时向qf提供零容量率。在过去，FERC已经认识到固定价格合同在QF融资中发挥着重要作用，具有融资和发展QF经验的实体在本诉讼中解释说，固定收入流是获得融资的必要条件。
- 允许各州以相关地区边际价格(LMP)或类似的“竞争性市场价格”为可用能源设定费率，可能会导致费率不能代表可避免成本的衡量标准。该国许多地区尚未建立起充分竞争的市场，短期或现货价格，如LMP，可能无法反映购买公用事业所避免的长期边际能源成本。
- 将规模门槛从20兆瓦降低到5兆瓦，以保留竞争性市场中的强制购买义务，将减少ISO/RTO市场地区的可再生能源开发。Glick专员质疑最终规则的结论，即小型可再生能源项目在RTO/ISO市场上不会面临准入障碍。
［1］避免成本是指电力公司如果不从QF购买电能或容量，将自行生产或从其他来源购买的电能或容量的增量成本。
[２]能源价格通常会收回生产能源的可变成本。容量费率通常收回发电设施的固定成本。