电力监管萌芽于19世纪末，监管机构是市政府，其原因在于电力公共事业需要占用公共街道建设电力设施，而公共街道的管理机构是市政府。市政府通过向公用事业发放特许经营许可进行监管，这个时期的特许经营许可允许公用事业在特定地区提供电力服务，但并不具有垄断性，不同电力公用事业的特许经营许可在经营范围上经常出现重叠。因此，同个地区存在多个电力公用事业，电力设施的重复建设普遍存在，电力价格完全由市场竞争决定^[3]。

直到1906年，威斯康辛州法院裁定“电力设施重复建设损害公共利益”，次年威斯康辛州和纽约州先后出台州法律，废除旧的市政监管制度，建立州政府监管制度^[1]。此次变革要点包括：(1)监管机构从市政府上升到州政府，由专门的电力监管委员会负责；(2)电力监管委员负责给公用事业发放特定区域的特许经营权，确保各公用事业的经营范围相互独立，避免电力设施的重复建设；(3)公用事业提供的电力服务和电力价格受到监管。

1920年，联邦政府通过“美国水电法案”(FWPA)，该法案出台时对电力市场的影响并不大，但是它设立了一个美国联邦政府层级的电力监管机构——联邦电力委员会(FPC)。

19世纪的30年代到40年代是美国电力监管制度的第二个重要变革期。州政府监管制度在这个阶段遇到了两大难题，正是这两个难题催生了两个重要法案，并最终带来联邦层级的电力监管。第一个难题是农村电气化水平低，农村地区的电力投资成本高、效益低，投资规模严重不足，进而导致电气化进程远远落后于城市地区，联邦1935年颁布“农村地区电气化法案”(REA)，通过成立合作社性质的农村公用事业解决了农村用电问题。第二个难题则是控股集团形式的公用事业，到1932年，73%的非国有公用事业被8家控股集团控制，复杂集团组织结构、跨行业跨区域的经营模式使得州政府监管困难，这些控股集团寻找监管的漏洞，操纵电价上涨，激起了公众矛盾。1929年的华尔街崩溃中，数家公用事业的控股集团破产，美国联邦贸易委员会(FTC)受命调查，调查结果引发FWPA的修订和公用事业控股公司法案(PUHCA)的诞生。

经过修订，FWPA更名联邦电力法案(FPA)，授予FTC监管水电、州际输电和批发电力市场的权力，奠定了美国联邦电力监管的基石。PUHCA授权证券交易委员会(SEC)监管涉及公用事业的控股集团的业务范围和公司结构，要求公用事业剥离除垂直一体化结构以外的其它公司持股，禁止控购集团通过关联交易操控受成本监管的电价。

截止1935年，电力监管已经形成联邦和州政府的两级监管机构，FPA和PUHCA已经确定了监管原则，但是监管的实施细则还远远没有形成。真正的监管细则来源于FPC和公用事业的一系列诉讼案，双方出现矛盾和冲突时只能依靠法院的判决，这些具有法律效力的裁决逐渐形成一套相对成熟的监管细则，最后就成为FPC和公用事业间的电价协议。其中，最著名的是1944年的FPC诉Hope天然气公司案，美国最高法院裁定，电价必须公平合理，平衡投资者和消费者的利益，这一裁定后来成为电价协议的核心法律依据^[4]。

根据电价协议，投资者有获得“成本＋合理利润”的权利，承担提供电力服务且电价受监管的义务，电价协定不仅提供了基于成本确定合理电价的方法，还提供了高质高效电力的激励条款。自此，基于成本的电价监管模式发展起来，在这种传统电力监管模式下，电价由特定的电价核定方法确定，通过行政手段代替市场机制决定合理价格。

20世纪40年代以后，电力行业进入稳定发展期，用电量持续增长，发电成本持续下降，传统电力监管模式逐渐成熟，公用事业的运营和融资进入常规化阶段。

传统监管期演进的关键性事件及其发生时间，相关法案、法规、裁决实施和监管机构成立及其发生时间如表1所示：

自20世纪60年代到80年代，短短的30年却暴露出传统电力监管模式的诸多弊端，电力行业发展进入低估，而行之有效的传统电价监管无法再适应市场，亟待变革。

20世纪60年代起，大停电事件频发，出于电网安全性和可靠性的角度，公用事业自发地组成联合电网(Power pool)，两个或多个公用事业通过协议的方式建立相互提供电力的机制，达到联网的目的。联合电网的优势包括降低运营成本、减少备用负荷、降低调度成本等，但这种联网协议往往非常复杂，存在诸多条款和条件，因而需要一个专业的、独立的管理方。这些随着联网形成的管理组织就是可靠性委员会，属于非营利性公司，负责管理互联的电力系统，职责通常包括制定标准、监测运行、确保各利益相关方的公平合作、促进电力系统可靠性，受电力监管机构监督。部分联合电网演变成现在的地区输电组织(RTO)，而其可靠性委员会则成为地区电力市场的管理方。同时，联合电网之间又会再次联网，形成更高一层的联合电网并且建立管理委员会，如1968年成立的北美电力可靠性公司(NERC)，现今包括8个RTO，联合电网覆盖美国全境、加拿大和墨西哥的部分地区。

20世纪70年代起，经济衰退、能源危机和环保政策三个因素导致电力成本空前增长。美国经济下行，通胀导致建材和劳动力上涨，增加了电力项目的建设成本，在建项目出现高额的成本超支，部分项目在竣工前被取消；能源危机导致燃煤发电成本高昂，进而推高电价^[5]；1970年和清洁空气法案(Clean Air Act)及其1977年的修正案提高发电的环保要求，推高发电成本。到20世纪80年代，公共事业基本无力投资新的电力项目，电力市场供不应求，电价高涨。

面对这样的困境，美国在1978年通过了公共事业监管政策法案(PURPA)。应对电力成本上涨的问题⁵，法案一方面鼓励更多地利用国内能源和可再生能源，强制公用事业从效率更高的发电厂购买电力，达到降低发电成本的目的，另一方面法案改变了传统的电价监管模式，取消公用事业按照自第三方采购能源成本进行定价的规则，避免电价随着能源价格上涨。应对电力投资不足的问题，PURPA引入新的电力供应商，打破传统的电力批发市场垄断，只要符合FERC的相关条件，非公用事业同样能投资电力设备并且进入电力批发市场。

20世纪70年代和80年代的教训让监管机构意识到电力供需匹配的重要性^[6]，80年代末，开始建立综合资源规划(IRP)的制度，IRP还包含需求侧管理(DSM)，将零售客户纳入规划当中。他们同时放松了公用事业的定价权，准许公用事业基于市场价格出售电力，只要公共事业能够用事业能证明其没有市场定价权且不存在价格歧视就可以向FERC申请市场定价。1991年，FERC累计收到40项公用事业要求市场定价的申请，预示着电力批发市场的竞争已势不可挡。

传统电力监管的瓶颈期虽然持续时间不长，却暴露传统电力监管的缺陷及其与市场发展不可调和的矛盾，期间关键性事件及其发生时间，相关法案、法规、裁决实施和监管机构成立及其发生时间如表所示：

1992年，能源政策法(EPACT 1992)法案通过，其核心是提供美国清洁能源使用比例和提高能源使用效率，减少美国对能源进口的依赖，该法案修改了1935年的公用事业控股公司法案(PUHCA)、1936年的联邦电力法案(FPA)、1978年的公共事业监管政策法案(PURPA)。前文已叙述这三部法案在电力监管演进历程的重要作用，因此，该法案对于电力行业的市场化发展影响极大。

EPACT 1992对电力市场的改革主要有两点：一是引入全新的电力供应商——豁免的批发发电商(EWG)，EWG跟曾经的QF相似，同样是批发市场的电力供应商，不参与零售市场的销售，没有自有的输电设备，不同的是，EWG不受电价监管且有权按照市场化的价格售电；二是要求开放输电系统，拥有输电设备的公用事业必须向其他公用事业和非公用事业无差别地提供输电服务。

EPACT 1992开放了输电服务，却没有对输电价格作出要求。因此，1996年，FERC发布第888号命令，其目标在于消除输电服务的价格歧视，实行统一的输电费率。输电价格公开、透明、平等是市场化的先决条件，实现途径是要求输电服务跟其他业务独立，所有输电服务以可比的基础以同样的费率提供，此外，所有公用事业的输电服务要在输电网实时信息发布系统(OASIS)及时和准确地提供日常信息。

豁免的批发发电商(EWG)、输电服务开放以及消除输电价格歧视可以称得上电力批发市场竞争的“三大基石”。

电力批发市场竞争已经开始，但是距离电力市场的成熟还有诸多细节需要解决。20世纪90年代末，美国部分州开始将竞争引入零售市场，其做法均是打破公用事业垂直一体化的结果，剥离非输配电业务。在剥离方式上面，有的州采用强制措施，有的则只要求独立运营^[7]。期间，包括搁置成本、市场规则制定、指定兜底服务商、输配电公司的成本监管等细节问题出现在政策制定者的面前，部分州不得不放弃改革，重新恢复传统的监管模式。

市场竞争需要解决区域市场电力系统可靠性、电力系统管理、输配电价格制定及歧视等等问题。美国采取的应对方式是放松管制，让市场实现自我约束和自我监管，更多地依赖市场力量，而非像传统电力监管模式当中依靠法案和行政手段^[8]。1999年12月，FERC发布第2000号命令，鼓励自主形成区域输电组织(RTO)和独立系统运营商(ISO)。尽管直到第2000号出现，严格意义上的RTO/ISO才建立起来，但是区域的电力管理组织早在19世纪60年代就建立起来，FERC的第888号和第889号也给予RTO/ISO实现区域电力市场管理的基础。区域输电组织的只能是协调、控制和监视区域电力市场内电力系统的运行，其本质是一个独立于所有电力市场利益相关方的组织。根据FERC的定义，RTO/ISO具备四个基本特征：独立性、区域性、控制力和确保短期可靠性，RTO/ISO还具备8个基本功能，即输电费率管理、阻塞管理、附属服务、穿越潮流、输电网实时信息发布系统(OASIS)和总输电容量(TTC)及可用输电容量(ATC)的计算、市场监测、规划和建设、区域间协调。目前，美国有7个RTO/ISO，提供全美超过三分之二的电力，服务全美超过三分之二的用户。

到了21世纪，电力市场竞争已经建立起来，但是仍然存在诸多缺陷需要不断修正。2001年，加州电力市场出现剧烈的价格波动，其原因在于加州的电力监管规定公用事业只能通过加利福利亚电力交易所(PX)购买和出售电力，PX是一个日前现货市场，通过拍卖的方式匹配出价，容易引起现货价格波动剧烈，给交易带来极大风险。因此，FERC取消加州公用事业必须向加利福利亚电力交易所购售电力的要求，同时鼓励订立长期交易合同，减轻对现货市场的依赖。

2003加州大停电事件出现后，能源政策法案2005(EPA2005)颁布，法案赋予FERC更大的权限，不仅授权委员会制定规则监管批发市场电力价格、保障输电价格信息传输的及时通畅，还规定违反FERC制定的法规和条令将引起民事和刑事处罚^[9]。

2007年，FERC发布第890号命令，纠正输电费发布系统(OATT)出现的缺陷。作为890号命令的补充，FERC还发布了第697号令细化电价政策。

2008年，金融危机波及电力市场，PJM市场的违约事件成为信贷改革的导火索，FERC发布741号命令，对RTO/ISO的信贷政策进行了大量的修订^[10]。2010年，多德—弗兰克华尔街改革和消费者保护法案发布，该法案的目的是监管金融机构，但能源交易和电力批发市场还是受到了影响，例如，掉期交易的交易商和参与者均受到新的资本、保证金和公告要求。此外，在能源交易当中，公用事业和能源消费者是最终用户，理论上可以申请监管豁免，但如果逐项申请交易豁免，则会带来极大的额外工作量^[11]。直到2013年，商品期货交易委员会(CFTC)才发布最终的命令，特定的电力相关产品交易能够豁免CFTC的监管，包括金融输电权、日前市场和实时市场的电力交易、远期容量交易，储能和监管交易。

20世纪90年代改革至今的关键性事件及其发生时间，相关法案、法规、裁决实施和监管机构成立及其发生时间如表3所示：

纵观美国电力市场监管制度近百年的演进历程，是一个放松管制到监管再到放松管制的过程，放松和监管之间的博弈始终存在。电力市场在变化，监管机构、内容、监管范围也在变化。最初，因为电力行业自然垄断性，为了保障社会利益和解决市场失灵，政府开始介入监管，监管层次从市政府发展到州政府，又发展到联邦。监管的内容从发放地区特许经营许可，到限定业务范围，再形成成熟的电价监管协议，直到完全通过行政手段决定电价，在此之后又从批发市场竞争到零售市场竞争，逐步放松政府监管，依赖市场力量确定电价。

美国电力市场监管制度的改革过程是个不断调整、不断纠错的过程，在监管和放松当中寻求平衡，电力市场和监管是在发展中相互影响，相互的促动的。我国的本轮电力改革，电力监管制度同样需要适应我国电力市场发展阶段，发挥引导市场的作用，逐步调整，平稳地提升电力市场的竞争程度和市场化水平。