中國儲能網(wǎng)訊：在電改中影響最大的是電力批發(fā)市場和行業(yè)內(nèi)的市場部門。所以接下來要討論1997年后批發(fā)層面的行業(yè)改革。正如上邊提到的，一個真正的集中式市場往往建立在組建了RTO或ISO的區(qū)域內(nèi)，也是電價較高或平均成本遠高于邊際成本的地區(qū)。
1.批發(fā)市場
RTO或ISO地區(qū)也是研究批發(fā)市場數(shù)據(jù)的最好來源。圖5總結了來自兩個數(shù)據(jù)來源的平均價格。1998年到2001年的區(qū)間我們用了博士能（Bushnell）、曼蘇爾（Mansur）和薩摩亞（Saravia，2008）從ISO網(wǎng)站上得到的數(shù)據(jù)。從2001年開始，我們用了州際交易所（Intercontinental Exchange，ICE）在南加州交易中心（SP15），西賓夕法尼亞（PJM）馬薩諸塞（ISO-NE）和太平洋西北（Mid C）交易中心的數(shù)據(jù)。圖5的虛線表示美國平均城市門站天然價，數(shù)據(jù)來自于能源信息署。
從1998年開始，有兩點非常值得注意。首先，加州電力市場在2000-2001年這個周期內(nèi)持續(xù)保持極高的電價。學術研究和之后的官方調(diào)查結果都確信造成這一結果的原因是是裝機容量的不足和缺乏長期合同，并因此造成市場缺乏競爭。其次，除了太平洋西北地區(qū)，其他地區(qū)市場的批發(fā)電價基本由天然氣價格決定。這一數(shù)據(jù)跟當時大部分地區(qū)用燃氣發(fā)電的現(xiàn)象是相符合的，而太平洋西北地區(qū)則是受當?shù)厮娪绊戄^大。
因為天然氣發(fā)電在電力市場份額中的所占份額較低，在平均成本規(guī)則下并不能主導電價。但在解除管制后，由于小型發(fā)電商往往更常用天然氣發(fā)電，所以即使燃氣發(fā)電站所占的份額不高，天然氣價格和電價關系也更加緊密了起來。在2000年頭幾年，天然氣價格提高了三倍，這對零售價格與發(fā)電成本的升高遠大于在平均成本規(guī)則下。
在2006年與2008年間，美國天然氣的價格提高到了11美元每百萬英熱單位，這將發(fā)電成本和電價都推向了更高點。此時，邊際成本和平均成本的關系已經(jīng)完全相反了過來——利用混合發(fā)電的平均成本大大低于邊際成本。許多核電和燃煤發(fā)電在2007年時候賺取了極高利潤。比起天然氣，它們的發(fā)電成本更低，而市場電價又相對較高。
在一些州，高電價和電力生產(chǎn)商的可觀利潤引起人們對電改的不滿。這種情緒在2007年至2008年達到了頂峰，伊利諾伊州、 馬里蘭州和緬因州等州紛紛開始了去管制化的進程。2009年后，隨著天然氣價格的暴跌和邊際成本的提高，這一巨大變化又停止了。
2.電改和電廠運營
在微觀層面，電改被研究的一個方面是對于發(fā)電廠績效和效率的改變。基本上電改的結果對于電廠的的影響都是正面的。但不巧的是，比起公用事業(yè)公司的電廠數(shù)據(jù)，非公用事業(yè)公司電廠的數(shù)據(jù)相對少得很。所以針對發(fā)電廠這方面的研究我們會更加注重于管制下的電廠。,法布里奇奧(Fabrizio)、羅斯（Rose）和沃爾夫勒姆(Wolfram)等學者對比了在進行電改的州內(nèi)公用事業(yè)公司電廠、沒有開始電改進程的州內(nèi)的公用事業(yè)公司電廠以及兩類州共同所用的電廠的數(shù)據(jù)表現(xiàn)。他們發(fā)現(xiàn)在進行了改革的州內(nèi)，電廠的效率會更高一些，其中起最大作用的是職工和勞工的生產(chǎn)力。有一些證據(jù)表明燃煤效率也會受激勵和技術的影響，但就目前的電廠數(shù)據(jù)而言，并不能得出這個結論。
戴維斯（Davis）和沃爾夫勒姆(Wolfram)的研究表明，受電改影響最大的是核電廠。幾乎近一半的核電廠從1998年后轉變?yōu)榉枪檬聵I(yè)公司。他們也發(fā)現(xiàn)，1998年后美國核電的裝機容量有了大幅度的提高。但相比受管制的部分，非管制部分的電廠在1998年到2010年間的產(chǎn)量增加了10%。據(jù)估計，這部分額外產(chǎn)量每年創(chuàng)造25億美元的市場價值。
3.電改和零售價格
在開始討論去管制后的零售價格之前，我們可以先說下2007年人們對電改的不滿達到頂峰的處境。2007年，紐約時報用了一系列文章來強調(diào)這樣一個事實：在進行電改的州內(nèi)，電價上漲的速度遠高于受管制的州。文章引用了來自能源信息署的平均零售價格數(shù)據(jù)，并對比了改革與非改革的地區(qū)電價差異。
有一個關鍵問題是如何區(qū)分一個州內(nèi)是否進行了“電改”。許多研究是引用了能源信息署按零售市場競爭狀況來區(qū)分的定義。而另一個區(qū)分的方式是按供電商中獨立供電商（IPP）的比例，圖2就是就是這種定義。但我們可以全面地探索每個州過渡的基點。
作為一項研究近期零售費率的數(shù)據(jù)，很明顯2007年時的狀況到現(xiàn)在已經(jīng)出現(xiàn)巨大的反轉。表1總結了在上述兩個定義之下被認為進行了“電改”的州內(nèi)的平均零售價格。第一個統(tǒng)計方式是肖沃爾特（Showalte）在《公共利益的能源》（Power in the Public Interest）中的研究，同時也是紐約時報所引用的數(shù)據(jù)。這個定義中的電改地區(qū)排除了一些類似伊利諾斯和賓夕法尼亞的州，而這些州在2012時幾乎所有電力供應商都是非公用事業(yè)公司。在另外一種統(tǒng)計方式中，如果非公用事業(yè)公司提供超過40%的能源供給，我們將其視作電改區(qū)。
從表1可以看出，在兩種定義下的數(shù)據(jù)差別并不顯著。相比之下，時間段才是影響不同州內(nèi)電價的重要因素，1997年至2007年間，電改地區(qū)的電價幾乎比非電改地區(qū)高出了50%，但2007年后又有了輕微的下降。相比起來，非電改地區(qū)的電價在2007年后繼續(xù)保持上漲，而上漲速度略低于1998-2007年時間。所以就1998年到2012總體變化趨勢來看，這兩個地區(qū)并沒有太大差別。
圖6表示根據(jù)第二種定義下的電改地區(qū)、非電改地區(qū)的零售電價與國家平均城市天然氣門站價格。電改地區(qū)在九十年代的電價相對較高，這也是他們選擇開始電改的主要因素。電改地區(qū)與非電改地區(qū)差異最小的時候是在1998年，反映除了當時要求降低電價的法律與電改的作用。從那之后，電改地區(qū)的電價與天然氣價格的軌跡更加接近，在2000后頭幾年的持續(xù)攀升后又回落。
更深入地研究天然氣價格、電改和電力價格的話，我們可以估算電價與城市天然氣門站價格年度變化的回歸。
（1） ΔElecs,t = α+ β1FractionIPPs,t + β2ΔNGass,t + β3FractionIPPs,t ?ΔNGs,t,
其中ΔElecst = ln(Rates,t) - ln(Rates,t?1)和ΔNGass,t = ln(NG CityGates,t)?ln(NG CityGates,t?1) 分別是所記錄的平均電價與城市天然氣門站價格的年度變化。我們對此作了從1998年到2012年的數(shù)據(jù)（從1997年開始發(fā)生轉變）。表2表示1997年到2012年的變化?？偨Y數(shù)據(jù)。我們也估計了在州層面的標準誤差。
表3展示了回歸（1）的結果。如圖1所展示的，電改（按非公用事業(yè)供應商的比例定義）在1997年-2012年的期間內(nèi)的電價變化并沒有明顯的統(tǒng)計上的影響。按回歸計算值估計，如果一個州內(nèi)全部電力供應商100%都是非公用事業(yè)企業(yè)，那年度平均電價會上漲0.6%，但這并不是顯著的影響。但是，當?shù)靥烊粴鈨r格對費率有重要的影響。表3的第二列說明了天然氣價格每增加1%，電價就會上漲5%。第三列更加清晰地表現(xiàn)了機制的差異。當天然氣價格出現(xiàn)波動的時候，電改地區(qū)受到的影響更為顯著。如果一個州內(nèi)的供電商全是非公用事業(yè)公司，那它受天然氣價格的影響比全為公用事業(yè)公司的影響要大兩倍。也就是說，假如一個州內(nèi)的供電商沒有非公用事業(yè)的企業(yè)，那電價幾乎完全不受天然氣價格影響。
這里并不打算對零售價格的推動力做太詳盡的分析。但現(xiàn)有的數(shù)據(jù)都有力地證明：除了加州電力危機之外，電改帶給用戶的另一壞處就是天然氣價格的副作用。在電改市場里，天然氣發(fā)電的特性決定了電價和企業(yè)利潤。一個發(fā)電市場里的非公用事業(yè)公司越多，這個地區(qū)內(nèi)受天然氣價格的影響就越大。
簡而言之，美國電力市場改革的時機非常糟糕。發(fā)電資產(chǎn)在1998年視為擱淺成本以低價售出，而在2007年價格被收購的時價格遠高于此。相反的，大批的用戶在九十年代受低批發(fā)價格的推動而支持電改，但轉向市場定價后，天然氣價格就一路攀升至2007年。這個時間點的產(chǎn)生也并非偶然：導致高電價的因素同時也是吸引用戶和政策制定者進行電改的因素。
4.零售價格結構的變革
關于零售市場價格結構的數(shù)據(jù)要遠少于平均零售價格的數(shù)據(jù)。盡管如此還是存在一個漸漸轉向分時定價的趨勢，尤其是對工業(yè)和商業(yè)用戶來說。在最近十年——尤其是在2009年美國復蘇與再投資法案（American Recovery and Reinvestment Act ,ARRA）的影響下，許多公用事業(yè)企業(yè)開始推動智能電表的發(fā)展。據(jù)估計，在2013年底美國超過40%的用戶會安裝智能電表。
這些智能電表能記錄在小時或更短時間內(nèi)的用電量并促進根據(jù)實時供需平衡的動態(tài)定價的使用。目前，精確和實時的動態(tài)定價只在大型的工商業(yè)用戶之間使用，但如果智能電表推動到位，動態(tài)定價的經(jīng)濟成本大多可以被沉沒?，F(xiàn)在依然有居民用戶和相關群體對動態(tài)定價持抗拒態(tài)度。EIA關于公用事業(yè)企業(yè)的調(diào)查數(shù)據(jù)表明，只有極少數(shù)用戶需要為動態(tài)定價交稅。
當然，動態(tài)定價所能取得的效率收益決定于用戶對價格反應的能力和意愿。反對者一般認為，居民用戶不會根據(jù)動態(tài)定價來調(diào)整空調(diào)、洗衣機和其他用電設備的使用。一項簡單的計算可以說明在這些電價波動上的經(jīng)濟收益是極小的。但對于某些非持續(xù)性能源（水電、光伏）的使用來說，它們更可能通過這些動態(tài)定價來增長批發(fā)價格的波動性并增加社會關注度，即使自動化操作會降低關注成本。
研究報告已經(jīng)用隨機對照試驗來證明分析用戶是如何面對動態(tài)定價的。事實證明，即使沒有自動化操作，用戶對于價格變動的反應還是十分明顯的。即使所表現(xiàn)彈性并不大，僅僅是在減少了0.1到0.2之間。研究認為，大的使用彈性將體現(xiàn)在干預方式上，比如信息傳達上，以及電子郵箱、短信和家用電子設備的使用展示。
關于自動需求響應的彈性研究尚不充足，因為這很大程度上已經(jīng)不是經(jīng)濟上的產(chǎn)物了。一種可編程式溫控器已經(jīng)被使用了十年以上，這種溫控器可以根據(jù)實時電價、警報信號，或者授權第三方進行溫度調(diào)控，產(chǎn)業(yè)研究表明此類技術將極大地提高潛在的需求側響應。
4未來二十年
在經(jīng)歷了1996-2005年的混亂時期后，電改在近十年里幾乎沒有任何的改變。但在最近幾年，技術革命和對環(huán)境關注的升級以新的方式影響了這個產(chǎn)業(yè)。這些改變正在繼續(xù)，并將持續(xù)下去。
對于電力電力市場，當下最持久的變化是對發(fā)電環(huán)境成本的關注，尤其是溫室氣體排放。環(huán)境問題并非今日才開始扮演重要角色，但在過去的關注點都集中在傳統(tǒng)發(fā)電廠對空氣和水質(zhì)的污染上。當然，通過稅收或總量管制與排放交易制度的外部方式會是最簡單最有效率的解決環(huán)境成本的方法。目前，絕大數(shù)的美國公用事業(yè)公司并不需要為碳排交稅，所交的少部分稅費也遠遠低于溫室氣體造成的社會成本。在這個情況下，在公用事業(yè)公司的邊際成本上提高零售邊際價格會是最有效的做法，當然，這也可以幫助減少之前所談論的過渡費用。
在最近十年，隨著對環(huán)境的關注逐漸升溫和技術改進，環(huán)境利益相關者開始越來越希望提高可再生能源的比重。如圖7所示，水電和核電是目前使用最廣的低碳能源，風能和太陽能也得到了迅速的增長。
隨著風能和太陽能發(fā)電的崛起，公用事業(yè)企業(yè)和政策制定者必須考慮兩個問題：一是間斷式能源的成本問題上的經(jīng)濟與技術管理，二是在用戶終端的分布式能源（“雙向電表發(fā)電”，”behind the meter” generation）。后者主要是針對屋頂太陽能光伏，也可以延展至蓄電池或其他未來發(fā)電儲能技術。
A. 間斷式發(fā)電能源的管理
在鼓勵電力供應商降低溫室氣體排放的方面有許多的監(jiān)管和法律上的激勵措施，包括奧巴馬在2014年提出的清潔能源計劃。降低GHG氣體排放有許多的方式，但今天最常用的還是風能和太陽能。對于間斷性可再生能源在經(jīng)濟和技術上的管理，是電力行業(yè)在未來幾十年要面對的主要挑戰(zhàn)。
技術上的問題主要來自于這些能源的出現(xiàn)是非持續(xù)性的、間斷性的，很大程度上也不受所有者的控制——比如什么時候刮風、什么時候出太陽。因為要求充足的電力供給與保障電網(wǎng)穩(wěn)定性，再加上儲能技術造價昂貴，間斷式能源意味著必須有其他靈活的電力供應來抵消風能和太陽能的波動性或者需求上必須相應作出改變。這兩者在技術上都是行得通的，而需求側響應是接下來討論的重點。
間斷性問題在短時和長時的維度上都存在。發(fā)電設備上的大波動每一秒都可能出現(xiàn)在太陽能光伏板上，每一分都可能出現(xiàn)在風能上。在長時間的維度上，即使在提前一天做出了預測，風能和太陽能也在連續(xù)幾個小時偏離預測值。而短時的變化具有局部性和特殊性，所以多個分布地點可以大體上解決這個問題。即使如此，研究表明，另外的平衡手段和需求側相應還是非常的需要。
如果風電和太陽能所占的裝機容量占比較高的話，長時上的間斷性會是一個較難對付的問題。由于缺乏便宜的的電力儲能方式，連續(xù)幾日甚至幾周的沒陽光沒風會給電力供應帶來不能承受的波動。如果在這些時候需要化石燃料發(fā)電供應，那相應的補充能源和可再生能源的成本都相應增加。
技術問題更加復雜。用于補充的傳統(tǒng)能源會受限于如何能快速地發(fā)電和停止來抵消可再生能源的需求。一般說來，最靈活的常用燃料是燃氣峰值電廠，它是最低效率和最昂貴的發(fā)電方式。聯(lián)合循環(huán)燃氣渦輪發(fā)電機組某種程度上來說沒那么靈活，但成本更低。燃煤和核電是最不靈活的方式。
另一眾所周知的擔憂是如圖8所示的，被稱為“鴨子圖表”的問題。圖8里展示了在太陽能光伏占較高比例的時候加州電網(wǎng)預計需求和凈需求的關系。最低的線表示了在太陽能發(fā)展計劃下2020年除去太陽能光伏后的凈需求。即使預報準確，在太陽下山后造成的凈需求大幅度上升和太陽上升后凈需求下降的問題是難以用燃氣發(fā)電來解決的。
目前研究中成本最低的解決方式是在一天中午用更多的燃氣發(fā)電并減少太陽能光伏的產(chǎn)量。換句話說，在這個點上最經(jīng)濟的解決辦法是放棄零邊際成本的電力。這種情形在零售價格為零的時候是完全可能的，用戶也會積極地去用不花錢的電。但這要求高頻率的按時定價模式。但就如上文所說，雖然這種定價方式在現(xiàn)有智能電表的技術下是完全可行的，但依舊沒有廣泛采用。從這個角度來說，技術問題也與經(jīng)濟政策問題有很大的重疊性。
更深一層的經(jīng)濟挑戰(zhàn)是可再生能源的補貼問題，因為這種補貼對一般發(fā)電站的經(jīng)濟收益造成了影響了。最顯著的一點是太陽能和風能幾乎是零邊際成本的，因為它們隨時可以發(fā)電。這將推動供給曲線也將降低電力的清算價格，降低一般發(fā)電廠的利潤率。長期來看，這種情形很可能惡化一般發(fā)電廠的利潤并導致其退出市場。一個高效率運作的競爭性市場應該是沒有一個發(fā)電能源會得到補貼，任何一個時間點上的全部種類的能源都必須支付邊際成本，電價也必須能反映邊際成本。但是，可再生能源由于投資和補貼人為地降低了發(fā)電成本，而一般發(fā)電站也不需要支付污染成本。電力批發(fā)價不能真實地反映邊際價值，市場反而在特定區(qū)域內(nèi)安排好了電力需求和其他制約方式來保持電壓穩(wěn)定、消除間斷性能源的波動并對未預測的容量需求做出反應。為了確保所需容量不退出市場，通常采用的辦法是通過支付機制向發(fā)電廠支付一筆費用，以保證機組可以隨時出力，不受發(fā)電計劃的影響。
B.針對分布式發(fā)電的政策
太陽能光伏技術上的成本降低也改變了終端用戶的自主發(fā)電經(jīng)濟，也就是分布式發(fā)電。在加利福尼亞、夏威夷以及其他太陽能資源豐富并且電價較高的地區(qū)，太陽能光伏系統(tǒng)成本的下降與州政府的大量補貼使得讓太陽能光伏成為這些地區(qū)用戶最經(jīng)濟的能源。因此太陽能光伏也為一個新興發(fā)展的市場。在美國，分布式太陽能光伏的裝機容量從2009年的400MW增加到2013年的1900MW，這其中近一半新裝機容量來自于加州。
一些觀察家和公用事業(yè)公司根據(jù)這個趨勢，認為行業(yè)會因此進入一個“死亡螺旋”：很大一部分用戶會自主發(fā)電，迫使公用公司上漲電力價格才能覆蓋自己的固定資產(chǎn)投資，因此使得更多的用戶減少購電而安裝太陽能光伏，再度導致更多的利益流失和電價升高，進入新一輪的惡性循環(huán)。最終，一些人認為壟斷的公用事業(yè)公司會消失。這個現(xiàn)象已經(jīng)引起了對行業(yè)未來以及公用事業(yè)企業(yè)能力的廣泛討論。紐約州方面的監(jiān)管部門甚至針對現(xiàn)有用戶起草了一份對于公用事業(yè)企業(yè)系統(tǒng)的全面重新設計草案。
然而，通過對分布式發(fā)電而從中獲得社會福利的收益卻并不清晰。甚至是從最為樂觀的成本狀況來看，在太陽能資源相對豐富的地區(qū)，家用太陽能光伏電力的完全社會平均成本大致上至少是0.20美金／kWh，比燃氣電價的兩倍還多，并且這個燃氣電力價格中還包含40美金／噸的溫室氣體排放成本。分布式光伏發(fā)電可以享受與太陽能發(fā)電同等的稅收優(yōu)惠——到2016年底有30%的免稅額和加速折舊。學者伯倫斯坦估計加速折舊的金額相當于額外的有效補貼的15%。
分布式光伏發(fā)電也從自己生產(chǎn)電力的零售價格中獲利。美國大部分地區(qū)采取“凈計量”，在這個條件下，用戶購買的是除了自己光伏裝置的發(fā)電量之外需要消耗的電量。事實上，通過學者Darghouth, Barbose和Wiser(2013)的計算，只有不到三分之二的標準家用光伏裝置完全用光了自家所發(fā)電量——這樣實際上減少了該用戶的購買電力需求——但是凈計量的計算方式將其視為全市場用電需求縮減，因此提高用戶負擔的零售價格。如果分布式太陽能光伏能量帶給市場的利潤小于用戶支付的邊際價格，那么凈計量政策就導致了對于分布式太陽能生產(chǎn)的過度補償。從簡單的運算就可以得出，這描述的就是現(xiàn)狀，但是對于全系統(tǒng)利潤還存在爭論?？梢悦鞔_的是，零售電力價格的制定并沒有和長期的邊際成本掛鉤，因此，通過凈計量鼓勵分布式太陽能的做法會將太陽能政策與價格設計政策掛鉤，并且會對鼓勵安裝居民太陽能光伏板產(chǎn)生不可預測的影響。
對于這種通過凈計量的不合理鼓勵政策，加利福尼亞就是典型的例子。加州占有美國一半以上的家用光伏裝機容量，但邊際零售價格與邊際成本的差距也大概是全美最大的。大部分加利福尼亞的公用事業(yè)企業(yè)采取階段式電價，這意味著用戶的用電量增加的同時，用戶的電價也隨之增加。加利福尼亞州兩家最大的公用事業(yè)公司，其平均居民零售電價大約是0.18美金／kWh。階段式計價的情況有四個層級，最低層級約0.12美金／kWh，最高層級約0.35美金／kWh。而伯倫斯坦指出，2007年到2013年的加利福尼亞家用光伏中很大一部分地區(qū)的電價都達到了最高的兩級。他還指出，裝機容量都用于來滿足最高層電價的用電，卻并沒有解決低電價的用電量。伯倫斯坦估計，比起用非階梯的平均居民電價，在使用階梯電價的時候安裝分布式太陽能的用戶能節(jié)約電費同業(yè)25%到50%。他估計，如果考慮到社會邊際可免成本，公用事業(yè)企業(yè)再加收0.10美金／kWh的電費，光伏用戶所節(jié)省的電費還會翻倍。
對于“死亡螺旋”以及公用事業(yè)公司能力的討論，會引申出補貼和分布式太陽能發(fā)電之外的諸多問題。分布式真的能夠脫離電網(wǎng)運作嗎？缺乏低成本的儲能方式以及低可靠性電力方面的容忍（比如一周沒有陽光的狀況），使得大部分的用戶難以在短期內(nèi)離開電網(wǎng)。那么如果電網(wǎng)的存在是必要的，那誰又該為此買單？現(xiàn)階段的公用事業(yè)企業(yè)定價模式是根據(jù)平均容量成本來制定的。分布式發(fā)電在這個階段的優(yōu)勢看起來與之前電改的優(yōu)勢非常相似：著重于平均成本與邊際成本的比較而忽略這兩者間的差距并不是真的降低了成本，而僅僅是轉嫁了出去。一定程度上來說，分布式太陽能家用的成本其實大于等于發(fā)電網(wǎng)供應電力的社會邊際成本，只是因為公用事業(yè)企業(yè)利潤的降低才使得個人成本節(jié)約被抵消，甚至是為附屬。這個差額一定要從公用事業(yè)企業(yè)的股東，或者更有可能是從支付電價的人身上來得到彌補。實際上，這種零售價格上升且購買下降的“死亡螺旋”，必定意味著電價高于邊際成本以及對于分布式安裝的不合理鼓勵。
5總結
過去二十年的電力工業(yè)變化急劇，但是在這場市場定價和零售服務的改革嘗試中，很多變化并不在最初的預料之內(nèi)。一方面，國家傳統(tǒng)發(fā)電和核能發(fā)電的利潤如今來自于市場定價而非依靠生產(chǎn)成本，而絕大部分的居民電價依舊是由監(jiān)管部門主導的。
在1990年代中期，促成電改的主要動力是市場電價與監(jiān)管電價之間巨大的差距。市場價格是根據(jù)競爭市場中的邊際成本決定的，而監(jiān)管價格則是由平均生產(chǎn)成本確定。在這個期間，容量剩余較大且天然氣價格相對較低，市場價格對用戶很有吸引力，也引起了公用事業(yè)企業(yè)股東的焦慮，因為他們的資產(chǎn)會有損失缺乏補償。然而，盡管市場價格很有吸引力，在管制過程中，公用事業(yè)企業(yè)需要補償在當時被認為是擱淺成本的花費。
這一時期最大的諷刺就是，過渡時期大量公用事業(yè)公司資產(chǎn)在賣出或轉移的過程中產(chǎn)生了損失，在這之后5年，這些資產(chǎn)的市場價值完全恢復。到2000年代中期，平均成本與邊際成本之間的關系完全相反了過來。很多州都對電改的決定表示后悔。然而，之前屬于管制下的發(fā)電資產(chǎn)現(xiàn)在很大程度上屬于私人或去管制的公司所有，如果不支付這些資產(chǎn)的完全市場價值，現(xiàn)在沒有明確的解決辦法來大規(guī)模地“重管制”。這樣看來，這場令人失望的電改也可以說是由極其糟糕的市場時機所推動的。公用事業(yè)企業(yè)在價值最低點時賣出了自己的資產(chǎn)，然后，隨著2000年代天然氣價格的攀升，根據(jù)市場價格，這些資產(chǎn)又變得頗為貴重。
2009年以后，這個故事又開始重演。天然氣價格急劇下降，幾乎接近電改剛開始時的水平。執(zhí)政者的注意力此時被環(huán)保占據(jù)，特別是煤炭發(fā)電的減少，可再生發(fā)電增長以及溫室氣體排放問題。得到補貼的可再生能源發(fā)電量激增，再加上天然氣價格走低，使批發(fā)價格整體持續(xù)低迷。正如預期，短期內(nèi)使得在使用市場價格的州的用戶獲利比管制中的州更多。
進一步來說，間斷性可再生能源發(fā)電在批發(fā)市場和分布式市場兩端都可能繼續(xù)在經(jīng)濟和產(chǎn)業(yè)政策中占主導地位。由補貼性可再生能源的擴張引起的批發(fā)價格走低，并不能完全彌補可再生或者傳統(tǒng)能源的成本，所以額外的市場庫人員被——比如高于市價的合同以及容量費——的顯著作用會持續(xù)增加。這意味著，甚至在使用市場價格的州，供應的真實成本會越來越背離基本商品電力能源的基礎價格。
在零售層面，分布式能源很可能對零售分布式供應的經(jīng)濟產(chǎn)生威脅。再次，平均成本和邊際成本的并置是一個推動力，盡管兩者差距是因為不合理的定價和政治經(jīng)濟方面的因素而加劇?，F(xiàn)今的定價鼓勵個人安裝分布式發(fā)電，比如太陽能光伏等，因為包含了輸配電成本的電價超出了大范圍發(fā)電的邊界成本。自然而然定價環(huán)節(jié)的下一步就會分為兩個層級稅收，包括了除消費電費之外的固定費用。有推測儲能技術在未來會得到進一步的發(fā)展，特別是在電動車等設備上，這使得居民可以完全的繞開電網(wǎng)。這樣的結果會是科技的一大進步，但如果這結果又轉嫁大量電網(wǎng)成本到其他用戶或者公用事業(yè)企業(yè)的股東身上，那么這個結果也可能會是經(jīng)濟的一大退步。政策制定者依舊有機會根據(jù)實際的增值成本制定合理的經(jīng)濟決策。這一次，我們只能希望他們能夠把握住這次機會。
