September 2, 2003 Ordered to be printed as passed In the Senate of the United States


Download 8.09 Mb.
Pdf ko'rish
bet6/84
Sana05.10.2017
Hajmi8.09 Mb.
#17168
1   2   3   4   5   6   7   8   9   ...   84

HR 6 EAS1S/PP

(4)  cross-subsidization  that  may  occur  between

1

regulated  and  nonregulated  activities;  and

2

(5)  the  role  of  State  public  utility  commissions

3

in  regulating  competition  in  the  wholesale  and  retail

4

electric  market.

5

(d) C



ONSULTATION

.—In performing the study required

6

by  this  section,  the  task  force  shall  consult  with  and  solicit

7

comments  from  its  advisory  members,  the  States,  represent-

8

atives of the electric power industry, and the public.

9

SEC. 235. GAO STUDY ON IMPLEMENTATION.

10

(a)  S



TUDY

.—The  Comptroller  General  shall  conduct  a

11

study  of  the  success  of  the  Federal  Government  and  the

12

States  during  the  18-month  period  following  the  effective

13

date of this subtitle in—

14

(1)  the  prevention  of  anticompetitive  practices

15

and  other  abuses  by  public  utility  holding  companies,

16

including  cross-subsidization  and  other  market  power

17

abuses;  and

18

(2)  the  promotion  of  competition  and  efficient

19

energy  markets  to  the  benefit  of  consumers.

20

(b)  R

EPORT

TO

C

ONGRESS

.—Not  earlier  than  18

21

months  after  the  effective  date  of  this  subtitle  or  later  than

22

24 months after that effective date, the Comptroller General

23

shall  submit  a  report  to  the  Congress  on  the  results  of  the

24

study  conducted  under  subsection  (a),  including  probable

25


  †

53

HR 6 EAS1S/PP



causes  of  its  findings  and  recommendations  to  the  Congress

1

and the States for any necessary legislative changes.

2

SEC. 236. EFFECTIVE DATE.

3

This  subtitle  shall  take  effect  18  months  after  the  date

4

of enactment of this subtitle.

5

SEC. 237. AUTHORIZATION OF APPROPRIATIONS.

6

There  are  authorized  to  be  appropriated  such  funds  as

7

may be necessary to carry out this subtitle.

8

SEC. 238. CONFORMING AMENDMENTS TO THE FEDERAL

9

POWER ACT.

10

(a)  C

ONFLICT OF

J

URISDICTION

.—Section  318  of  the

11

Federal Power Act (16 U.S.C. 825q) is repealed.

12

(b)  D

EFINITIONS

.—(1)  Section  201(g)  of  the  Federal

13

Power  Act  (16  U.S.C.  824(g))  is  amended  by  striking

14

‘‘1935’’ and inserting ‘‘2002’’.

15

(2)  Section  214  of  the  Federal  Power  Act  (16  U.S.C.

16

824m)  is  amended  by  striking  ‘‘1935’’  and  inserting

17

‘‘2002’’.

18


  †

54

HR 6 EAS1S/PP



Subtitle C—Amendments to the

1

Public Utility Regulatory Poli-

2

cies Act of 1978

3

SEC. 241. REAL-TIME PRICING AND TIME-OF-USE METERING

4

STANDARDS.

5

(a)  A



DOPTION OF

S

TANDARDS

.—Section  111(d)  of  the

6

Public  Utility  Regulatory  Policies  Act  of  1978  (16  U.S.C.

7

2621(d))  is  amended  by  adding  at  the  end  the  following:

8

‘‘(11)  R



EAL

-

TIME

PRICING

.—(A)  Each  electric

9

utility  shall,  at  the  request  of  an  electric  consumer,

10

provide  electric  service  under  a  real-time  rate  sched-

11

ule,  under  which  the  rate  charged  by  the  electric  util-

12

ity  varies  by  the  hour  (or  smaller  time  interval)  ac-

13

cording  to  changes  in  the  electric  utility’s  wholesale

14

power  cost.  The  real-time  pricing  service  shall  enable

15

the  electric  consumer  to  manage  energy  use  and  cost

16

through  real-time  metering  and  communications  tech-

17

nology.

18

‘‘(B)  For  purposes  of  implementing  this  para-

19

graph,  any  reference  contained  in  this  section  to  the

20

date  of  enactment  of  the  Public  Utility  Regulatory

21

Policies  Act  of  1978  shall  be  deemed  to  be  a  reference

22

to  the  date  of  enactment  of  this  paragraph.

23

‘‘(C)  Notwithstanding  subsections  (b)  and  (c)  of

24

section  112,  each  State  regulatory  authority  shall  con-

25


  †

55

HR 6 EAS1S/PP



sider  and  make  a  determination  concerning  whether

1

it  is  appropriate  to  implement  the  standard  set  out

2

in  subparagraph  (A)  not  later  than  1  year  after  the

3

date  of  enactment  of  this  paragraph.

4

‘‘(12)  T

IME

-

OF

-

USE METERING

.—(A)  Each  elec-

5

tric  utility  shall,  at  the  request  of  an  electric  con-

6

sumer,  provide  electric  service  under  a  time-of-use

7

rate  schedule  which  enables  the  electric  consumer  to

8

manage  energy  use  and  cost  through  time-of-use  me-

9

tering  and  technology.

10

‘‘(B)  For  purposes  of  implementing  this  para-

11

graph,  any  reference  contained  in  this  section  to  the

12

date  of  enactment  of  the  Public  Utility  Regulatory

13

Policies  Act  of  1978  shall  be  deemed  to  be  a  reference

14

to  the  date  of  enactment  of  this  paragraph.

15

‘‘(C)  Notwithstanding  subsections  (b)  and  (c)  of

16

section  112,  each  State  regulatory  authority  shall  con-

17

sider  and  make  a  determination  concerning  whether

18

it  is  appropriate  to  implement  the  standards  set  out

19

in  subparagraph  (A)  not  later  than  1  year  after  the

20

date  of  enactment  of  this  paragraph.’’.

21

(b)  S



PECIAL

R

ULES

.—Section  115  of  the  Public  Util-

22

ity  Regulatory  Policies  Act  of  1978  (16  U.S.C.  2625)  is

23

amended by adding at the end the following:

24


  †

56

HR 6 EAS1S/PP



‘‘(i)  R

EAL

-T

IME

P

RICING

.—In  a  State  that  permits

1

third-party marketers to sell electric energy to retail electric

2

consumers,  the  electric  consumer  shall  be  entitled  to  receive

3

the  same  real-time  metering  and  communication  service  as

4

a direct retail electric consumer of the electric utility.

5

‘‘(j)  T



IME

-

OF

-U

SE

M

ETERING

.—In  a  State  that  per-

6

mits  third-party  marketers  to  sell  electric  energy  to  retail

7

electric  consumers,  the  electric  consumer  shall  be  entitled

8

to  receive  the  same  time-of-use  metering  and  communica-

9

tion  service  as  a  direct  retail  electric  consumer  of  the  elec-

10

tric utility.’’.

11

SEC. 242. ADOPTION OF ADDITIONAL STANDARDS.

12

(a)  A



DOPTION OF

S

TANDARDS

.—Section  113(b)  of  the

13

Public  Utility  Regulatory  Policies  Act  of  1978  (16  U.S.C.

14

2623(b))  is  amended  by  adding  at  the  end  the  following:

15

‘‘(6)  D



ISTRIBUTED GENERATION

.—Each  electric

16

utility  shall  provide  distributed  generation,  combined

17

heat  and  power,  and  district  heating  and  cooling  sys-

18

tems  competitive  access  to  the  local  distribution  grid

19

and  competitive  pricing  of  service,  and  shall  use  sim-

20

plified  standard  contracts  for  the  interconnection  of

21

generating  facilities  that  have  a  power  production  ca-

22

pacity  of  250  kilowatts  or  less.

23

‘‘(7) 

D

ISTRIBUTION

INTERCONNECTIONS

.—No

24

electric  utility  may  refuse  to  interconnect  a  gener-

25


  †

57

HR 6 EAS1S/PP



ating  facility  with  the  distribution  facilities  of  the

1

electric  utility  if  the  owner  or  operator  of  the  gener-

2

ating  facility  complies  with  technical  standards

3

adopted  by  the  State  regulatory  authority  and  agrees

4

to  pay  the  costs  established  by  such  State  regulatory

5

authority.

6

‘‘(8)  M

INIMUM FUEL AND TECHNOLOGY DIVER

-

7

SITY STANDARD



.—Each  electric  utility  shall  develop  a

8

plan  to  minimize  dependence  on  one  fuel  source  and

9

to  ensure  that  the  electric  energy  it  sells  to  consumers

10

is  generated  using  a  diverse  range  of  fuels  and  tech-

11

nologies,  including  renewable  technologies.

12

‘‘(9)  F



OSSIL FUEL EFFICIENCY

.—Each  electric

13

utility  shall  develop  and  implement  a  ten-year  plan

14

to  increase  the  efficiency  of  its  fossil  fuel  generation

15

and  shall  monitor  and  report  to  its  State  regulatory

16

authority  excessive  greenhouse  gas  emissions  resulting

17

from  the  inefficient  operation  of  its  fossil  fuel  gener-

18

ating  plants.’’.

19

(b) T



IME FOR

A

DOPTING

S

TANDARDS

.—Section 113 of

20

the  Public  Utility  Regulatory  Policies  Act  of  1978  (16

21

U.S.C.  2623)  is  further  amended  by  adding  at  the  end  the

22

following:

23

‘‘(d)  S

PECIAL

R

ULE

.—For  purposes  of  implementing

24

paragraphs  (6),  (7),  (8),  and  (9)  of  subsection  (b),  any  ref-

25


  †

58

HR 6 EAS1S/PP



erence  contained  in  this  section  to  the  date  of  enactment

1

of  the  Public  Utility  Regulatory  Policies  Act  of  1978  shall

2

be  deemed  to  be  a  reference  to  the  date  of  enactment  of  this

3

subsection.’’.

4

SEC. 243. TECHNICAL ASSISTANCE.

5

Section  132(c)  of  the  Public  Utility  Regulatory  Poli-

6

cies  Act  of  1978  (16  U.S.C.  2642(c))  is  amended  to  read

7

as follows:

8

‘‘(c)  T

ECHNICAL

A

SSISTANCE FOR

C

ERTAIN

R

ESPON

-

9

SIBILITIES



.—The  Secretary  may  provide  such  technical  as-

10

sistance  as  he  determines  appropriate  to  assist  State  regu-

11

latory authorities and electric utilities in carrying out their

12

responsibilities  under  section  111(d)(11)  and  paragraphs

13

(6), (7), (8), and (9) of section 113(b).’’.

14

SEC. 244. COGENERATION AND SMALL POWER PRODUCTION

15

PURCHASE AND SALE REQUIREMENTS.

16

(a)  T



ERMINATION OF

M

ANDATORY

P

URCHASE AND

17

S



ALE

R

EQUIREMENTS

.—Section  210  of  the  Public  Utility

18

Regulatory  Policies  Act  of  1978  (16  U.S.C.  824a–3)  is

19

amended by adding at the end the following:

20

‘‘(m)  T



ERMINATION OF

M

ANDATORY

P

URCHASE AND

21

S



ALE

R

EQUIREMENTS

.—

22

‘‘(1)  O



BLIGATION TO PURCHASE

.—  After  the  date

23

of  enactment  of  this  subsection,  no  electric  utility

24

shall  be  required  to  enter  into  a  new  contract  or  obli-

25


  †

59

HR 6 EAS1S/PP



gation  to  purchase  electric  energy  from  a  qualifying

1

cogeneration  facility  or  a  qualifying  small  power  pro-

2

duction  facility  under  this  section  if  the  Commission

3

finds  that  the  qualifying  cogeneration  facility  or

4

qualifying  small  power  production  facility  has  access

5

to  independently  administered,  auction-based  day

6

ahead  and  real  time  wholesale  markets  for  the  sale  of

7

electric  energy.

8

‘‘(2)  O

BLIGATION TO SELL

.—After  the  date  of  en-

9

actment  of  this  subsection,  no  electric  utility  shall  be

10

required  to  enter  into  a  new  contract  or  obligation  to

11

sell  electric  energy  to  a  qualifying  cogeneration  facil-

12

ity  or  a  qualifying  small  power  production  facility

13

under  this  section  if  competing  retail  electric  sup-

14

pliers  are  able  to  provide  electric  energy  to  the  quali-

15

fying  cogeneration  facility  or  qualifying  small  power

16

production  facility.

17

‘‘(3)  N



O EFFECT ON EXISTING RIGHTS AND REM

-

18

EDIES



.—Nothing  in  this  subsection  affects  the  rights

19

or  remedies  of  any  party  under  any  contract  or  obli-

20

gation,  in  effect  on  the  date  of  enactment  of  this  sub-

21

section,  to  purchase  electric  energy  or  capacity  from

22

or  to  sell  electric  energy  or  capacity  to  a  facility

23

under  this  Act  (including  the  right  to  recover  costs  of

24

purchasing  electric  energy  or  capacity).

25


  †

60

HR 6 EAS1S/PP



‘‘(4)  R

ECOVERY OF COSTS

.—

1

‘‘(A)  R



EGULATION

.—To  ensure  recovery  by

2

an  electric  utility  that  purchases  electric  energy

3

or  capacity  from  a  qualifying  facility  pursuant

4

to  any  legally  enforceable  obligation  entered  into

5

or  imposed  under  this  section  before  the  date  of

6

enactment  of  this  subsection,  of  all  prudently  in-

7

curred  costs  associated  with  the  purchases,  the

8

Commission  shall  issue  and  enforce  such  regula-

9

tions  as  may  be  required  to  ensure  that  the  elec-

10

tric  utility  shall  collect  the  prudently  incurred

11

costs  associated  with  such  purchases.

12

‘‘(B)  E



NFORCEMENT

.—A  regulation  under

13

subparagraph  (A)  shall  be  enforceable  in  accord-

14

ance  with  the  provisions  of  law  applicable  to  en-

15

forcement  of  regulations  under  the  Federal  Power

16

Act  (16  U.S.C.  791a  et  seq.).’’.

17

(b) E



LIMINATION OF

O

WNERSHIP

L

IMITATIONS

.—

18

(1)  Section  3(17)(C)  of  the  Federal  Power  Act

19

(16  U.S.C.  796(17)(C))  is  amended  to  read  as  follows:

20

‘‘(C)  ‘qualifying  small  power  production  fa-

21

cility’  means  a  small  power  production  facility

22

that  the  Commission  determines,  by  rule,  meets

23

such  requirements  (including  requirements  re-

24

specting  minimum  size,  fuel  use,  and  fuel  effi-

25


  †

61

HR 6 EAS1S/PP



ciency)  as  the  Commission  may,  by  rule,  pre-

1

scribe.’’.

2

(2)  Section  3(18)(B)  of  the  Federal  Power  Act

3

(16  U.S.C.  796(18)(B))  is  amended  to  read  as  follows:

4

‘‘(B)  ‘qualifying  cogeneration  facility’  means  a  cogen-

5

eration  facility  that  the  Commission  determines,  by  rule,

6

meets such requirements (including requirements respecting

7

minimum size, fuel use, and fuel efficiency) as the Commis-

8

sion may, by rule, prescribe.’’.

9

SEC. 245. NET METERING.

10

(a)  A

DOPTION OF

S

TANDARD

.—Section  111(d)  of  the

11

Public  Utility  Regulatory  Policies  Act  of  1978  (16  U.S.C.

12

2621(d))  is  further  amended  by  adding  at  the  end  the  fol-

13

lowing:

14

‘‘(13)  N

ET METERING

.—(A)  Each  electric  utility

15

shall  make  available  upon  request  net  metering  serv-

16

ice  to  any  electric  consumer  that  the  electric  utility

17

serves.

18

‘‘(B)  For  purposes  of  implementing  this  para-

19

graph,  any  reference  contained  in  this  section  to  the

20

date  of  enactment  of  the  Public  Utility  Regulatory

21

Policies  Act  of  1978  shall  be  deemed  to  be  a  reference

22

to  the  date  of  enactment  of  this  paragraph.

23

‘‘(C)  Notwithstanding  subsections  (b)  and  (c)  of

24

section  112,  each  State  regulatory  authority  shall  con-

25


  †

62

HR 6 EAS1S/PP



sider  and  make  a  determination  concerning  whether

1

it  is  appropriate  to  implement  the  standard  set  out

2

in  subparagraph  (A)  not  later  than  1  year  after  the

3

date  of  enactment  of  this  paragraph.’’.

4

(b)  S

PECIAL

R

ULES FOR

N

ET

M

ETERING

.—Section

5

115  of  the  Public  Utility  Regulatory  Policies  Act  of  1978

6

(16  U.S.C.  2625)  is  further  amended  by  adding  at  the  end

7

the following:

8

‘‘(k) N

ET

M

ETERING

.—

9

‘‘(1) 



R

ATES

AND

CHARGES

.—An 

electric

10

utility—

11

‘‘(A)  shall  charge  the  owner  or  operator  of

12

an  on-site  generating  facility  rates  and  charges

13

that  are  identical  to  those  that  would  be  charged

14

other  electric  consumers  of  the  electric  utility  in

15

the  same  rate  class;  and

16

‘‘(B)  shall  not  charge  the  owner  or  operator

17

of  an  on-site  generating  facility  any  additional

18

standby,  capacity,  interconnection,  or  other  rate

19

or  charge.

20

‘‘(2)  M



EASUREMENT

.—An  electric  utility  that

21

sells  electric  energy  to  the  owner  or  operator  of  an  on-

22

site  generating  facility  shall  measure  the  quantity  of

23

electric  energy  produced  by  the  on-site  facility  and  the

24

quantity  of  electric  energy  consumed  by  the  owner  or

25


  †

63


Download 8.09 Mb.

Do'stlaringiz bilan baham:
1   2   3   4   5   6   7   8   9   ...   84




Ma'lumotlar bazasi mualliflik huquqi bilan himoyalangan ©fayllar.org 2024
ma'muriyatiga murojaat qiling