四、英國工業(yè)電價的影響因素
（四）輸電費用
RPI-X 規(guī)制在降低輸電費用方面非常成功。由于需求溫和上升、運營成本下降和適度的資本支出，輸電費用在 1990 年至 2005 年間下降了約 40%。圖 5揭示英國國家電網(wǎng)輸電公司（NGET）真實的運營成本降低，該公司是英國最大的輸電公司（約占英國輸電總收入的 80%）。圖 6 為 NGET 在同一時期的實際投資演變情況， NGET 已通過公司私有化成功融資。
在此同時，英國輸電系統(tǒng)仍然非?？煽?，供電中斷事故（見圖 7）或缺供電量（見圖 8） 并沒有增加。需要注意的是，英國總供應量約為 300 TWh，因此缺供電量水平可說是微不足道的。
如前文所述，輸電公司的總收入是由監(jiān)管機構確定。輸電系統(tǒng)用戶通過以下方式收取費用：向發(fā)電商和負荷商 / 配電商收取接入費用；向發(fā)電商和負荷商收取系統(tǒng)輸電過網(wǎng)費（TNUoS）。國際聯(lián)網(wǎng)費用主要由用戶通過套利收入支付，輸電網(wǎng)損通過輸電網(wǎng)損乘數(shù)調整計量容量收回（45% 分配給發(fā)電商，55% 分配給零售商），由 Elexon 計算，提供服務質量獎勵款。
接入費用是基于資產(chǎn)對用戶征收的費用，以合理的回報率收回提供輸電系統(tǒng)接入資產(chǎn)的成本。該費用僅與為個人用戶安裝且能夠使用的資產(chǎn)成本相關，考慮因素包括：資產(chǎn)價值、資產(chǎn)年限、特定地點維護以及輸電系統(tǒng)之運行成本。
發(fā)電 TNUoS 費用反映向輸電網(wǎng)絡輸入電力的增量成本 , 網(wǎng)絡要求越高，費用則越高，因此能夠激勵有效選址。所有直聯(lián)電源均支付費用，聯(lián)絡線并不需支付費用，但無可豁免執(zhí)證的嵌入式電源也需要支付區(qū)域費用。年度計費容量基于最大輸電接入容量（TEC）。在價格為負的區(qū)域，輸出被視為是三次“檢定運行”的平均數(shù)。
源消耗收取非半小時計量的消費費用。目前發(fā)電和需求費用之間的分配如圖 9 所示。
輸電容量區(qū)域收費價格信號的計算方法是：采取基礎網(wǎng)絡，根據(jù)冬季高峰期、合同發(fā)電量和預測需求調整，計量每條線路上的潮流和總兆瓦數(shù)（Tm）；在每個節(jié)點上增加兆瓦數(shù)并觀察新的潮流兆瓦數(shù)（Tmn）；計算因增加潮流而進行調整的節(jié)點成本 Tm-TMn = Ti (MWkm)；運用提供 -MWKm 擴容的歷史成本，即英鎊 /MWkm 常數(shù)（EC），將其用于計算 TNUoS 和每兆瓦成本，Ti× EC = 英鎊 /MW，以組為單位分入各實際收費區(qū)域。
允許總收入（如前文所述）與實際提高的收入之間的調節(jié)方式如下。年度價格在 4 月份開始的相關收費年度之前，也就是 1 月份確定，目的是收回允許收入（并盡最大努力不超過允許收入），收回費用的基礎是費用基數(shù)預測（TEC，半小時計量 3 次需求以及非半小時計量需求）。最初根據(jù)預測的費用基數(shù)每月向用戶收取費用。根據(jù)電力市場最終結算的實際需求 / 消費情況調節(jié)收入，但不調整價格。調節(jié)費用后的總收入可能超過或低于允許的收入。如有任何超額收回的費用，系統(tǒng)運營商必須降低隨后收取的允許收入（收費年度后2 年）。如果實際收回費用超額達到 2.75%，則應支付罰息。系統(tǒng)運營商可收回不足的費用（收費年度后 2 年逐漸增加收回費用）。如果收入的收回率低于 94.5%，則無法收回相關成本。如果連續(xù)幾年收回費用呈現(xiàn)超額或不足，系統(tǒng)運營商必須解釋原因并尋求監(jiān)管機構對糾正措施的許可。
輸電收入受輸電網(wǎng)絡可靠性激勵制度的影響，該制度在 2003 年倫敦和伯明翰廣受關注的供電中斷（停電事件）后推出。如果低于每年平均供電中斷電量，就有機會帶來 1% 的額外收入（目前為 1100 萬～ 1200 萬英鎊）。如果高于每年平均供電中斷電量，潛在的損失可能高達 1.5% 的收入（1700 萬～ 1800 萬英鎊）。
目前，英國尚未采取節(jié)點邊際電價（LMP）以反映輸電網(wǎng)絡的短期約束（Bohn et al.， 1984；Hogan， 1992）。根據(jù)英國國家電網(wǎng)作為英格蘭和威爾士“線路供應商”的最初定位，初始收費方法將準許收入按用戶對關鍵邊界的使用程度進行配置。1992 年的輸電收費審查發(fā)現(xiàn)短期邊際成本信號有一定的優(yōu)點，但為保持與國家電網(wǎng)作為“線路供應商”的角色一致，也考慮到一些實際問題，最后仍決定使用基于投資成本的長期邊際成本信號。事實上， 1992 年從當時使用的復雜計劃和調度電力庫軟件中提取短期影子價格并非無足輕重。高峰網(wǎng)絡電力潮流模式相對穩(wěn)定，有利于長期使用和網(wǎng)絡需求預測。市場各方希望至少下一年度的價格透明和穩(wěn)定。據(jù)判斷，改善長期信號足以告知 CCGT 新進入者的節(jié)點。在集中調度的市場中，短期信號的增量效益最初計算結果為適度。
配電收費遵循大致相似的長期（基于投資成本的）方法，但細節(jié)上有很大差異。發(fā)電和儲電自主調度（以及新電力交易制度）的引入、可變風能的發(fā)展、更大市場驅動的聯(lián)絡線電力潮流、由于可再生能源的發(fā)展而活躍起來的需求側和電網(wǎng)內部阻塞的增加，意味著短期運行信號正在增加，進一步的審查即將發(fā)生。
中國可以從中獲取的經(jīng)驗是，為了將激勵集中于發(fā)電商，向發(fā)電商收取某些輸電費用，而不是間接通過負荷商收費是有價值的。此一作法可發(fā)出節(jié)點信號，通過區(qū)域費用或節(jié)點邊際電價（LMP）激勵發(fā)電商和負荷商節(jié)點。節(jié)點邊際電價經(jīng)常變動，不如區(qū)域輸電費用長期信號好用。雖然交易金融輸電權（FTR）可以減輕與節(jié)點邊際電價相關的某些金融風險，即使在 LMP 區(qū)域，過去的經(jīng)驗也表明在采用節(jié)點邊際電價之前，仍必須實行基礎的區(qū)域收費（Pollitt，2012b）。節(jié)點邊際電價并不能解決殘留的輸電定價問題，因此仍然需要通過另一種收費機制以收回輸電系統(tǒng)的大部分固定成本。
（五）系統(tǒng)平衡費用
在整體工業(yè)電價中，英國的系統(tǒng)運行費用涵蓋了系統(tǒng)運營商的所有成本，包括內部（人員和 IT）成本、準許收益（非常少，每年約 1 億 6 千萬英鎊）和外部（采購）成本（可能高達 10 億英鎊）。內部成本由于受價格上限的監(jiān)管，類似于輸電。外部成本經(jīng)歷市場考驗，有動力最大程度地降低整體成本。在英國，兩種成本均通過系統(tǒng)平衡使用費（ BSUoS）按兆瓦時從發(fā)電側和需求側收回，從各方收回的不平衡費用比較少（如下文所述）。
外部系統(tǒng)運營成本的最大組成部分來自平衡機制。圖 10 總結了 2001 年電力庫結束并引入新電力交易制度的過渡情況，以及 2005 年英國實施電力交易制度后，平衡機制（ BM）在能源定價中發(fā)揮的作用。
不平衡發(fā)生后采取平衡機制，并進行測量。市場各方需在關門（ t-1，即提前 1 小時）時向市場和結算系統(tǒng)運營商（Elexon）登記雙邊合同量，通報更新（整個市場）相關生產(chǎn)和消費賬戶。交易量計量登記至特定的平衡機制單元（BMU），包括大型發(fā)電商（>50MW），必須將單個 BMU 關聯(lián)至生產(chǎn)賬戶。供應商的每個配電網(wǎng)絡都配有一個 BMU，所有這些都匯總到一個市場消費賬戶。發(fā)電商和大型負荷商（>100kW）強制采用半小時計量，半小時計量方式可計量從輸電網(wǎng)到配電網(wǎng)的電力流量。
初始結算涉及集成商計量，將半小時計量值與供應商 BMU 相加，并根據(jù)供應商用戶估算，將剩余的輸—配電網(wǎng)（Tx → Dx）電力流量分配至供應商 BMU。根據(jù)最終結算情況，采用針對特定用戶類別的諸多標準型中的一種，將非半小時計量數(shù)值分配至半小時計量。Tx → Dx 潮流和供應商BMU（包括配電系統(tǒng)損耗）之間的殘差按比例分配。最初的“提現(xiàn)（Cashout）”結算（根據(jù)初始計算量和合同交易量之間的差異）在 t+28 天（推后 28 天）實施。最終的現(xiàn)金付款必須在 t+14 月（推后 14 個月）進行調節(jié)（采用最終計量分配）。
系統(tǒng)運營商在系統(tǒng)平衡中的作用如下。將向系統(tǒng)運營商發(fā)出的預期實際交易量通報（發(fā)電自主調度和需求預測）與合同交易量通報分開。初始交易量通報需于 t-24 小時（提前 24 小時）提交，但如有任何新信息，可以在最終交易量通報（FPN）提交前 1 小時更新。通報根據(jù)平衡機制單元（BMU）具體的節(jié)點確定。系統(tǒng)運營商將做出全國需求預測，供應商則可據(jù)此預測發(fā)出自己的通報。市場參與方也可能發(fā)布平衡機制上調服務（增加系統(tǒng)電力）和下調服務（降低系統(tǒng)電力），并詳細說明交付的平衡機制單元，上調服務和下調服務通常同時成對提交。系統(tǒng)運營商通過固定合同接受上調服務和下調服務（通常不得撤銷）。平衡機制合同在指示到期或接受反向交易時解除。系統(tǒng)運營商可酌情在更大范圍的能源市場上交易電力，以實現(xiàn)交易平衡（禁止系統(tǒng)運營商實施任何投機性的金融交易），也可以利用各種平臺獲得專業(yè)平衡服務（輔助服務）。系統(tǒng)運營商的凈電力頭寸是指市場上的凈不平衡量（NIV）。圖 11 為平衡與結算的信息流。
不平衡提現(xiàn)價格計算如下。系統(tǒng)運營商在每個半小時交易期間處理許多合同，以平衡系統(tǒng)，不斷匹配生產(chǎn)和消費，建立所需響應能力的儲備和頻率控制能力，并解決網(wǎng)絡阻塞問題。一些合同將由系統(tǒng)運營商專門標記，因為它與系統(tǒng)問題完全相關，而不是剩余的能量平衡，這些將被排除在不平衡價格的確定之外。
不平衡電價的計算方式如下。系統(tǒng)運營商在每個半小時交易期輸入許多合同，用于能量平衡操作和系統(tǒng)平衡操作，以提供備用、頻率響應能力、利用率以及擁塞解決方案。某些系統(tǒng)操作將由系統(tǒng)運營商特別標記，并從不平衡定價中排除。其余的上調服務和下調服務行動將按價格順序排列。能量平衡操作被定義為在凈不平衡電量（NIV）方向，價格最低的操作。不平衡價格之后由NIV 方向的價格平均參考量（PAR）中最高買入平均價格確定。
系統(tǒng)運營商激勵方案可確保系統(tǒng)運營商最大限度地降低系統(tǒng)的外部成本。這些方案適用于間歇性的可再生能源發(fā)電商。這些再生能源發(fā)電商不平衡的可能性更大，因此預期每兆瓦時平均收入將減少（Newbery， 2012）。最初在私有化之后，運營輸電系統(tǒng)的外部（平衡）成本被傳遞給供應商和消費者，沒有任何市場參與方承擔責任，因此，成本急劇上升。這些成本包括：阻塞成本、備用和頻率響應、損耗和無功出力。在監(jiān)管機構的督促下，英國國家電網(wǎng)通過雙邊協(xié)商確定了一項外部成本管理激勵方案，隨后由監(jiān)管機構監(jiān)督該方案的重置。最終對 NGET 提供了一系列激勵方案，以降低其運營成本。制定的客戶分攤成本和收益浮動制度持續(xù)時間通常很短（1 年或 2 年）。分攤因子 + 上下限可以限制消費者面臨的負外部性風險，并在一定程度上將 NGET 投資和網(wǎng)絡資產(chǎn)管理決策的后果控制在內部。
作為系統(tǒng)運營商，國家電網(wǎng)輸電系統(tǒng)運營商（ NGET SO）的角色隨著時間的推移而發(fā)展。在私有化之前（即 1989 年之前）， NGET SO 曾涉足中央電力局（在英格蘭和威爾士）發(fā)電和輸電資產(chǎn)的實時運營。在 1990—1994 年，英格蘭和威爾士輸電系統(tǒng)運營商向市場提供集中調度代理服務。1994—2000年，其角色轉為輸電系統(tǒng)運營商和集中調度代理，負擔平衡成本。2001—2004 年，新電力交易制度開始實行（自主調度市場），但平衡激勵仍然存在。
自 2005 年起，英國開始使用電力貿(mào)易和傳輸機制（蘇格蘭加入了新電力交易制度），因此英國國家電網(wǎng)額外負責蘇格蘭的系統(tǒng)運營和平衡。從 2014 年起，英國國家電網(wǎng)輸電系統(tǒng)運營商被任命為電力市場改革的執(zhí)行代理機構（包括中央政府容量制度和低碳差價合同管理）。2015 年，在 Ofgem 發(fā)起綜合傳輸規(guī)劃和監(jiān)管項目之后，英國國家電網(wǎng)輸電系統(tǒng)運營商開始承擔更多的系統(tǒng)規(guī)劃職責。
截至 2018 年年中，英國國家電網(wǎng)計劃于 2019 年將系統(tǒng)運營商更改為一家完全獨立的公司。Anaya 和 Pollitt（ 2017 年）通過借鑒美國、南美和澳大利亞獨立系統(tǒng)運營商（ ISO）的經(jīng)驗，向 Ofgem 提供了一系列如何監(jiān)管獨立系統(tǒng)運營商的建議。良好的監(jiān)管不僅涉及評估獨立系統(tǒng)運營商需要的有效收入，還涉及確保（基于市場）采購方法和系統(tǒng)優(yōu)化（采購水平）的效率。利益相關方（發(fā)電商、電網(wǎng)公司、零售商和用戶群）在為最佳獨立系統(tǒng)運營商規(guī)劃和設計新舉措詳細實施規(guī)則中至關重要。這些復雜的表決規(guī)則非常值得英國去學習。我們還觀察到獨立系統(tǒng)運營商的決策制定受到內外部的高水平監(jiān)督，而且變得更加復雜，并存在高度不確定性。在電力方面，美國獨立系統(tǒng)運營商市場動向報告提供了優(yōu)秀范例，對未來市場設計有定期更新的關鍵建議。
最近在英國的系統(tǒng)運營中，系統(tǒng)運營商采購輔助服務的效率出現(xiàn)了一些問題。通常情況下，英國系統(tǒng)運營商提前一天備有 3GW ～ 5GW 的備用合同。如在不同的采購機制下采購大量輔助服務，可以通過拍賣（按報價支付）采購輔助服務，包括平衡市場（BM）、固定快速響應、短期運行備用（STOR）、 STOR 通道、增強優(yōu)化 STOR、固定頻率響應（FFR）（初級、中級和高級）和增強頻率響應（ EFR）；也可以通過雙邊招標購買輔助服務，包括平衡機制啟動、增加需求、強制頻率響應、需求側管理（DSM）頻率控制、 FFR 橋接合同、輸電約束管理、應急平衡備用、最大發(fā)電量、聯(lián)動跳閘、黑啟動和系統(tǒng)運營商之間的交易。此外，某些服務則是按固定價格采購，例如無功輔助服務。2016 年，英國有 30 種輔助服務產(chǎn)品，現(xiàn)在減少到 22 種。然而，是否可以進一步減少仍然存疑（可能減少到備用、安全、頻率和電壓支持 4 種）。Greve 等（ 2018）探討了如何將如此多定義不明確的輔助服務產(chǎn)品加以更明確定義。系統(tǒng)運營商需要在解釋采購數(shù)量和協(xié)
調權衡時保證透明度。隨著產(chǎn)品變得越來越重要，系統(tǒng)博弈的機會可能繼續(xù)存在并增加，尤其是對制造輔助服務需求懲罰缺位時，由于系統(tǒng)運營商對手方的不確定性，最優(yōu)合同目前尚未明確。由于配電系統(tǒng)運營商（ DSO）提供輔助服務的能力增強了，它們與輸電系統(tǒng)運營商（ TSO）的沖突需要得到解決。
盡管可再生能源份額顯著上升，但英國對輔助服務的需求顯然沒有增加多少。與此同時，一些輔助服務的價格在近期因為競爭加劇而下降，包括電力儲能（ EES）和低需求增長條件下的聯(lián)絡線。
最近，英國政府引入了系統(tǒng)運營商管理的容量機制。容量機制在英國有一定的歷史。直到 1989 年，英國中央電力局集中規(guī)劃的容量都可以滿足每
一百年 9 個冬季的失負荷概率。1990—2000 年，零售公司每百年有 9 個冬季可以免除從電力庫市場購買電力的義務。電力庫購買價格 =SMP + （VoLLSMP）× LOLP，其中 SMP 是系統(tǒng)邊際價格（市場出清價格），VoLL 是失負荷價值， LOLP 是失負荷概率。容量付款等于 VoLL× LOLP。
然而，擔心 SMP & LOLP 受到市場力量強大的發(fā)電商操縱， 2001—2004年，根據(jù)新電力交易制度（NETA），僅取消固定雙邊能源合同和 LOLP 義務。這一規(guī)定在 BETTA 制度下繼續(xù)。2012 年，政府能源市場改革（EMR）確定對容量機制的需要。2013 年，監(jiān)管機構對于不平衡電價（包含 VoLL）作出最終決定，并引入補充平衡儲備（SBR）和需求側平衡儲備（DSBR），以提供額外的冬季容量。這些方案支付額外的應急容量費用。2014 年，容量市場開始提前 4 年拍賣，結算價格為 19.4 英鎊 / 千瓦。 然而，在 2017 年的拍賣會上，拍賣的結算價格僅為 8.40 英鎊 / 千瓦。
英國的發(fā)展情形為中國提供了大量可借鑒的經(jīng)驗。系統(tǒng)運營商的職能非常重要，他們可說是系統(tǒng)的核心部分。系統(tǒng)運營商需要獲得激勵，以管理其自身的內部成本。在英國，受限于大約 50% 的激勵比率，系統(tǒng)運營商的內部年收入為 1.4 億英鎊。激勵系統(tǒng)運營商有效地采購外部服務更為重要。在英國，外部成本大約為每年 8.5 億英鎊。目前利益相關方委員會可以決定 ± 3000 萬英鎊的獎勵范圍（Ofgem， 2018d）。系統(tǒng)運營商不需要與輸電運營商（TO）整合即可有效運作。系統(tǒng)運營商的職能越來越受競爭和市場考驗的影響，協(xié)同優(yōu)化能源批發(fā)和輔助服務市場，以及進一步協(xié)同優(yōu)化電力批發(fā)市場和電網(wǎng)投資仍然是所有先進電力系統(tǒng)目前正在進行的重要工作（Anaya and Pollitt，2018）。
（六）配電費用
對配電費用的激勵性監(jiān)管大大降低了配電費用。1995 年監(jiān)管機構首次重置費用，到 2005 年英格蘭和威爾士配電公司平均價格下跌了約 50%，而某些地區(qū)下降更多（例如英格蘭西南部的西南電力局）。圖 13 顯示了私有化以來英格蘭和威爾士實際配電費用的下降， A 下跌幅度大于英格蘭和威爾士整體的輸電費用。但與此同時，服務質量卻大幅提升，用戶平均停電時間從 1990 年的每年 100 多分鐘下降到如今的 30 分鐘左右。
需要強調的是，配電公司的總收入由監(jiān)管機構確定，然后，通過相同的收費方法向每家配電公司的單個用戶群體收費。
接入費用根據(jù)接入要求向發(fā)電商和負荷商 / 配電商收取，只針對單一用途資產(chǎn)。發(fā)電商需要支付配電系統(tǒng)升級至下一電壓級別接入變電站的成本（這是所謂的“淺層”接入收費）。與系統(tǒng)輸電過網(wǎng)費（TNUoS）類似，系統(tǒng)配電過網(wǎng)費（DNUoS）向發(fā)電商和負荷商收取，其中發(fā)電商按兆瓦支付接入費用，負荷商按兆瓦和兆瓦時支付。配電公司的大部分收入則從負荷商收取，與家庭支付的費用不成比例。正如前文所提到的，還存在大量的服務質量激勵付款（如減少用戶平均停電時間），從而大幅度增加配電公司資產(chǎn)的回報率。
近年來，越來越多的新電源持續(xù)接入配電網(wǎng)（ 132/33kV 及以下）。自2011 年以來，英國已接入大約 13GW 的太陽能發(fā)電（全部接入配電網(wǎng)），以滿足 54GW 的高峰需求。收費方法基本上基于非半小時計量的小型用戶兆瓦時費用。社會大眾一直擔心這無法反映電網(wǎng)的固定成本，會對自行發(fā)電（儲電）過度激勵（Pollitt， 2018b）。但這可以由配電網(wǎng)絡電動汽車充電的上升抵消，并不會大量增加高峰系統(tǒng)需要，而是更多地利用了現(xiàn)有的配電網(wǎng)絡（Kufeoglu and Pollitt， 2018）。
隨著分布式發(fā)電（DG）的增加和對國家輸電系統(tǒng)需求的下降，輸電運營商、系統(tǒng)運營商和配電公司未來的角色正在發(fā)生變化。系統(tǒng)平衡的責任方是誰？如何實現(xiàn)平衡？針對這些問題，配電公司和第三方（如用戶和微電網(wǎng)）有可能在系統(tǒng)平衡和輸電網(wǎng)絡及其系統(tǒng)運營商的其他傳統(tǒng)功能方面承擔更多責任。系統(tǒng)平衡可以通過基于市場的解決方案或受監(jiān)管的資產(chǎn)實現(xiàn)（如儲電設施是商業(yè)還是監(jiān)管資產(chǎn)）。配電系統(tǒng)傳統(tǒng)上是一個被動網(wǎng)絡，但分布式發(fā)電的興起意味著配電系統(tǒng)變得更加主動，這導致部分電網(wǎng)出現(xiàn)無功功率（電壓）?？梢酝ㄟ^在當?shù)夭少彑o功輔助服務解決此一問題，或通過配電公司的操作緩解。任何新制度都需要先證明能為客戶帶來哪些好處，而帶來的問題，則由一些正在進行的創(chuàng)新項目嘗試解決。
配電定價是整體電力成本的重要組成部分，在英國激勵性監(jiān)管可以產(chǎn)生令人矚目的成果，因此如何分攤總體費用非常重要。在更活躍的電網(wǎng)中才可能具有高度扭曲性，因此，中國需要認真考慮如何提供節(jié)點激勵。收回電網(wǎng)固定成本是配電網(wǎng)絡的主要問題，特別是目前的系統(tǒng)，居民消費者不承擔較大份額的電網(wǎng)成本。技術的進步將加劇世界各地的電價計費問題，當然也包括中國。
（七）環(huán)境稅費
英國的工業(yè)電價包含許多重要的稅費。這些稅費是可再生能源支持計劃的一部分，即可再生能源義務（RO）、小型發(fā)電商的上網(wǎng)電價補貼（FIT）和差價合同（CFD）（最終將包括核電）。此外，工業(yè)用戶需要繳納水電福利計劃費用為蘇格蘭北部的消費者提供支持，并支付氣候政策所帶來的能源效率費用，包括氣候變化稅 / 碳減排承諾（ CCL / CRC），根據(jù)歐洲碳排放交易體系對發(fā)電價格的影響進行碳定價，以及國內碳價支持（ CPS）形式的碳稅。
行政設定的購買價格為每張 ROC 證書 43.30 英鎊。購買價格確定 ROC 證書的頒發(fā)價格。購買 ROC 證書的收入將回收至 ROC 證書實際供應商，這意味著每個 ROC 證書支付給可再生能源發(fā)電商的價值為 43.65 英鎊（回收價值為 0.35英鎊加上 43.30 英鎊的購買價格）。 能源使用量集中的用戶可免于支付 85%ROC 費用，但通常情況下零售商按兆瓦時對所有負荷收回費用（ Grubb and Drummond， 2018）。 RO 計劃于 2017 年不再向新發(fā)電商開放，但目前仍是財政上最重要的可再生能源支持計劃。
小規(guī)模 FIT 為不同規(guī)模的發(fā)電商（但通常小于 5 兆瓦）提供，按兆瓦時計算固定價格。適用技術包括風力、太陽能、水力和厭氧消化（ Helm，2017）。鑒于光伏價格快速下跌，最初對于太陽能比較寬松。差價合同（ CFD）目前是英國政府支持可再生能源（和新核能）的主要方式。隨著資助項目的完成， CFD 合同將變得非常重要。 2015 年 2 月和2017 年 8 月 CFD 合同兩次拍賣的賣出價均比之前中期管制 CFD 價格更低。
水電福利計劃是英國全體用戶支付的一項交叉補貼，旨在降低人口密度最低地區(qū)的高配電成本。工業(yè)用戶需要繳納兩種能源效率稅，雖然名義上與氣候政策相關，但其實并不直接征收碳稅，而是對能源使用征稅。
碳定價對工業(yè)電價影響方式有兩種：英國電力部門參與歐洲碳排放交易體系，并且對英國發(fā)電使用的化石燃料額外征收碳稅；碳價支持價（ CPS）。CPS 有效地提高英國電力部門的碳排放價格，使其超出歐盟其他國家的水平。CPS 是碳價格下限（ CPF）的一部分，為歐洲碳排放交易體系和英國碳價支持價設定目標價格。 CPF 最早開始于 2013 年 4 月， 2020 年的目標價格（運期EVA+CPS）為 30 英鎊 / 噸（按 2009 年計算）， 2030 年可能達到 70 英鎊 / 噸。CPS 目前的上限為 18 英鎊 / 噸二氧化碳（現(xiàn)已具有約束力）。 CPS 通過提高邊際化石發(fā)電價格直接影響批發(fā)價格。
在英國，上述稅收對電力工業(yè)價格的綜合影響是巨大的。對于中國而言，一個關鍵問題則是工業(yè)電力用戶可以而且應該在多大程度上支付低碳發(fā)電、能源效率和碳定價的費用。其他一些國家如德國，已經(jīng)豁免了大部分行業(yè)，使其免于承擔電力部門的政府政策成本，但這種模式僅適用于工業(yè)用電占總電力需求份額相對較小的系統(tǒng)。中國的情況并非如此。所有電力消費者應支付真實電力成本，包括反映發(fā)電廠碳排放的外部成本或清潔技術的當?shù)丨h(huán)境效益。然而，能源轉型的某些成本是否應該從電力消費者轉向一般稅收仍然是一個懸而未決的問題，因為目前相對較高的可再生能源發(fā)電成本是由技術不成熟所致，因此需要補貼影響更廣泛的公眾利益（Newbery， 2017）。能源效率政策不僅僅影響電力使用，還需要考慮這些政策費用對于電力用戶是否公平，尤其是貧困的電力用戶最終可能會支付了不成比例的高額電費。
五、英國電力定價對中國的總體經(jīng)驗
根據(jù) Bohn 等（ 1984）的電力現(xiàn)貨定價理論，針對每個工業(yè)用戶的價格應根據(jù)地點、時間、數(shù)量和接受中斷的意愿而變化。然而，在現(xiàn)實世界的競爭性市場中，由于最終用戶重視定價的確定性，因此，賬單變化不如所有潛在的價格構成因素更有意義。一般而言，除了生產(chǎn)商需要公平的資本回報外，競爭性市場的焦點在于用戶付費可以從生產(chǎn)商處獲取什么樣的商品。在最初盈利的系統(tǒng)中，例如在中國，改革應再平衡電力系統(tǒng)的生產(chǎn)商和消費者利益從生產(chǎn)商利益轉向消費者利益，即從低效成本和高額利潤轉向更便宜、更清潔和更可靠的電力供應。
在競爭性市場中作為決策指南針的利潤動機發(fā)揮著關鍵作用。價格構成的透明度對于促進更好的監(jiān)管和更充分的競爭非常重要。從長遠來看，通過批發(fā)現(xiàn)貨市場指導化石燃料發(fā)電廠的短期調度和長期投資，可以降低批發(fā)電力和輔助服務的成本。輸電和配電費用是成本的重要組成部分，即使在英國，這些費用也占工業(yè)價格的 20%（發(fā)電成本占 33%），電網(wǎng)費用的激勵性監(jiān)管可以帶來成本效率和電網(wǎng)質量的大幅提升。在中國，仍需要將零售商與配電完全分離，以充分理解和擴大零售商的作用。中國國家電網(wǎng)公司和中國南方電網(wǎng)（ SGCC 和 CSG）的省級零售應完全合法地與配電解綁，并允許其在全國范圍內競爭，吸引零售客戶。監(jiān)管機構（ NEA）和反壟斷機構都需要有效地監(jiān)督和監(jiān)管發(fā)電和零售競爭，因為可能出現(xiàn)行業(yè)合并和不當?shù)膬r格歧視。
中國需要關注全局（例如總價格、效率、利潤變化程度），而不只是局部（例如區(qū)域定價與節(jié)點定價、集中調度與自主調度）。當前主要目的是防止電力部門受限于國內技術和自然資源的采購需求（英國電力行業(yè)已擺脫過去對昂貴煤炭的依賴）。中國的地方稅收和非外部相關收費可能扭曲生產(chǎn)選擇，并對其他工業(yè)電力用戶帶來不必要的工業(yè)政策成本。相反，電力部門的關鍵角色應理解為通過有效（并且完全反映成本）的定價促進更廣泛的經(jīng)濟發(fā)展。重要的是有效發(fā)電并利用稅收提高價格，推動能源效率提高和脫碳，而不是讓市場份額較大的企業(yè)以能源效率為由證明高價的合理性。
隨著新的分布式能源技術的興起，包括中國在內的所有國家，其電力行業(yè)的未來發(fā)展仍面臨挑戰(zhàn)。目前電力系統(tǒng)的特點是應回收的固定成本高，難以阻止用戶端需支付這些固定成本。這表明可能還需要將某些電力系統(tǒng)成本提升為一般稅收（例如能源研發(fā)、能效措施）。在中國，隨著用電量增速的減緩，對于固定成本的關注將會增加。更多的競爭和更好的電網(wǎng)監(jiān)管將壓縮國內不合理的利潤空間，更符合消費者的利益以及阻止在國外的浪費性投資，同時減少對私營 / 外國所有權的擔憂，這一點與英國的情形相同。
