四、英国工业电价的影响因素

（四）输电费用

RPI-X 规制在降低输电费用方面非常成功。由于需求温和上升、运营成本下降和适度的资本支出，输电费用在 1990 年至 2005 年间下降了约 40%。图 5揭示英国国家电网输电公司（NGET）真实的运营成本降低，该公司是英国最大的输电公司（约占英国输电总收入的 80%）。图 6 为 NGET 在同一时期的实际投资演变情况， NGET 已通过公司私有化成功融资。

在此同时，英国输电系统仍然非常可靠，供电中断事故（见图 7）或缺供电量（见图 8） 并没有增加。需要注意的是，英国总供应量约为 300 TWh，因此缺供电量水平可说是微不足道的。

如前文所述，输电公司的总收入是由监管机构确定。输电系统用户通过以下方式收取费用：向发电商和负荷商 / 配电商收取接入费用；向发电商和负荷商收取系统输电过网费（TNUoS）。国际联网费用主要由用户通过套利收入支付，输电网损通过输电网损乘数调整计量容量收回（45% 分配给发电商，55% 分配给零售商），由 Elexon 计算，提供服务质量奖励款。

接入费用是基于资产对用户征收的费用，以合理的回报率收回提供输电系统接入资产的成本。该费用仅与为个人用户安装且能够使用的资产成本相关，考虑因素包括：资产价值、资产年限、特定地点维护以及输电系统之运行成本。

发电 TNUoS 费用反映向输电网络输入电力的增量成本 , 网络要求越高，费用则越高，因此能够激励有效选址。所有直联电源均支付费用，联络线并不需支付费用，但无可豁免执证的嵌入式电源也需要支付区域费用。年度计费容量基于最大输电接入容量（TEC）。在价格为负的区域，输出被视为是三次“检定运行”的平均数。

源消耗收取非半小时计量的消费费用。目前发电和需求费用之间的分配如图 9 所示。

输电容量区域收费价格信号的计算方法是：采取基础网络，根据冬季高峰期、合同发电量和预测需求调整，计量每条线路上的潮流和总兆瓦数（Tm）；在每个节点上增加兆瓦数并观察新的潮流兆瓦数（Tmn）；计算因增加潮流而进行调整的节点成本 Tm-TMn = Ti (MWkm)；运用提供 -MWKm 扩容的历史成本，即英镑 /MWkm 常数（EC），将其用于计算 TNUoS 和每兆瓦成本，Ti× EC = 英镑 /MW，以组为单位分入各实际收费区域。

允许总收入（如前文所述）与实际提高的收入之间的调节方式如下。年度价格在 4 月份开始的相关收费年度之前，也就是 1 月份确定，目的是收回允许收入（并尽最大努力不超过允许收入），收回费用的基础是费用基数预测（TEC，半小时计量 3 次需求以及非半小时计量需求）。最初根据预测的费用基数每月向用户收取费用。根据电力市场最终结算的实际需求 / 消费情况调节收入，但不调整价格。调节费用后的总收入可能超过或低于允许的收入。如有任何超额收回的费用，系统运营商必须降低随后收取的允许收入（收费年度后2 年）。如果实际收回费用超额达到 2.75%，则应支付罚息。系统运营商可收回不足的费用（收费年度后 2 年逐渐增加收回费用）。如果收入的收回率低于 94.5%，则无法收回相关成本。如果连续几年收回费用呈现超额或不足，系统运营商必须解释原因并寻求监管机构对纠正措施的许可。

输电收入受输电网络可靠性激励制度的影响，该制度在 2003 年伦敦和伯明翰广受关注的供电中断（停电事件）后推出。如果低于每年平均供电中断电量，就有机会带来 1% 的额外收入（目前为 1100 万～ 1200 万英镑）。如果高于每年平均供电中断电量，潜在的损失可能高达 1.5% 的收入（1700 万～ 1800 万英镑）。

目前，英国尚未采取节点边际电价（LMP）以反映输电网络的短期约束（Bohn et al.， 1984；Hogan， 1992）。根据英国国家电网作为英格兰和威尔士“线路供应商”的最初定位，初始收费方法将准许收入按用户对关键边界的使用程度进行配置。1992 年的输电收费审查发现短期边际成本信号有一定的优点，但为保持与国家电网作为“线路供应商”的角色一致，也考虑到一些实际问题，最后仍决定使用基于投资成本的长期边际成本信号。事实上， 1992 年从当时使用的复杂计划和调度电力库软件中提取短期影子价格并非无足轻重。高峰网络电力潮流模式相对稳定，有利于长期使用和网络需求预测。市场各方希望至少下一年度的价格透明和稳定。据判断，改善长期信号足以告知 CCGT 新进入者的节点。在集中调度的市场中，短期信号的增量效益最初计算结果为适度。

配电收费遵循大致相似的长期（基于投资成本的）方法，但细节上有很大差异。发电和储电自主调度（以及新电力交易制度）的引入、可变风能的发展、更大市场驱动的联络线电力潮流、由于可再生能源的发展而活跃起来的需求侧和电网内部阻塞的增加，意味着短期运行信号正在增加，进一步的审查即将发生。

中国可以从中获取的经验是，为了将激励集中于发电商，向发电商收取某些输电费用，而不是间接通过负荷商收费是有价值的。此一作法可发出节点信号，通过区域费用或节点边际电价（LMP）激励发电商和负荷商节点。节点边际电价经常变动，不如区域输电费用长期信号好用。虽然交易金融输电权（FTR）可以减轻与节点边际电价相关的某些金融风险，即使在 LMP 区域，过去的经验也表明在采用节点边际电价之前，仍必须实行基础的区域收费（Pollitt，2012b）。节点边际电价并不能解决残留的输电定价问题，因此仍然需要通过另一种收费机制以收回输电系统的大部分固定成本。

（五）系统平衡费用

在整体工业电价中，英国的系统运行费用涵盖了系统运营商的所有成本，包括内部（人员和 IT）成本、准许收益（非常少，每年约 1 亿 6 千万英镑）和外部（采购）成本（可能高达 10 亿英镑）。内部成本由于受价格上限的监管，类似于输电。外部成本经历市场考验，有动力最大程度地降低整体成本。在英国，两种成本均通过系统平衡使用费（ BSUoS）按兆瓦时从发电侧和需求侧收回，从各方收回的不平衡费用比较少（如下文所述）。

外部系统运营成本的最大组成部分来自平衡机制。图 10 总结了 2001 年电力库结束并引入新电力交易制度的过渡情况，以及 2005 年英国实施电力交易制度后，平衡机制（ BM）在能源定价中发挥的作用。

不平衡发生后采取平衡机制，并进行测量。市场各方需在关门（ t-1，即提前 1 小时）时向市场和结算系统运营商（Elexon）登记双边合同量，通报更新（整个市场）相关生产和消费账户。交易量计量登记至特定的平衡机制单元（BMU），包括大型发电商（>50MW），必须将单个 BMU 关联至生产账户。供应商的每个配电网络都配有一个 BMU，所有这些都汇总到一个市场消费账户。发电商和大型负荷商（>100kW）强制采用半小时计量，半小时计量方式可计量从输电网到配电网的电力流量。

初始结算涉及集成商计量，将半小时计量值与供应商 BMU 相加，并根据供应商用户估算，将剩余的输—配电网（Tx → Dx）电力流量分配至供应商 BMU。根据最终结算情况，采用针对特定用户类别的诸多标准型中的一种，将非半小时计量数值分配至半小时计量。Tx → Dx 潮流和供应商BMU（包括配电系统损耗）之间的残差按比例分配。最初的“提现（Cashout）”结算（根据初始计算量和合同交易量之间的差异）在 t+28 天（推后 28 天）实施。最终的现金付款必须在 t+14 月（推后 14 个月）进行调节（采用最终计量分配）。

系统运营商在系统平衡中的作用如下。将向系统运营商发出的预期实际交易量通报（发电自主调度和需求预测）与合同交易量通报分开。初始交易量通报需于 t-24 小时（提前 24 小时）提交，但如有任何新信息，可以在最终交易量通报（FPN）提交前 1 小时更新。通报根据平衡机制单元（BMU）具体的节点确定。系统运营商将做出全国需求预测，供应商则可据此预测发出自己的通报。市场参与方也可能发布平衡机制上调服务（增加系统电力）和下调服务（降低系统电力），并详细说明交付的平衡机制单元，上调服务和下调服务通常同时成对提交。系统运营商通过固定合同接受上调服务和下调服务（通常不得撤销）。平衡机制合同在指示到期或接受反向交易时解除。系统运营商可酌情在更大范围的能源市场上交易电力，以实现交易平衡（禁止系统运营商实施任何投机性的金融交易），也可以利用各种平台获得专业平衡服务（辅助服务）。系统运营商的净电力头寸是指市场上的净不平衡量（NIV）。图 11 为平衡与结算的信息流。

不平衡提现价格计算如下。系统运营商在每个半小时交易期间处理许多合同，以平衡系统，不断匹配生产和消费，建立所需响应能力的储备和频率控制能力，并解决网络阻塞问题。一些合同将由系统运营商专门标记，因为它与系统问题完全相关，而不是剩余的能量平衡，这些将被排除在不平衡价格的确定之外。

不平衡电价的计算方式如下。系统运营商在每个半小时交易期输入许多合同，用于能量平衡操作和系统平衡操作，以提供备用、频率响应能力、利用率以及拥塞解决方案。某些系统操作将由系统运营商特别标记，并从不平衡定价中排除。其余的上调服务和下调服务行动将按价格顺序排列。能量平衡操作被定义为在净不平衡电量（NIV）方向，价格最低的操作。不平衡价格之后由NIV 方向的价格平均参考量（PAR）中最高买入平均价格确定。

系统运营商激励方案可确保系统运营商最大限度地降低系统的外部成本。这些方案适用于间歇性的可再生能源发电商。这些再生能源发电商不平衡的可能性更大，因此预期每兆瓦时平均收入将减少（Newbery， 2012）。最初在私有化之后，运营输电系统的外部（平衡）成本被传递给供应商和消费者，没有任何市场参与方承担责任，因此，成本急剧上升。这些成本包括：阻塞成本、备用和频率响应、损耗和无功出力。在监管机构的督促下，英国国家电网通过双边协商确定了一项外部成本管理激励方案，随后由监管机构监督该方案的重置。最终对 NGET 提供了一系列激励方案，以降低其运营成本。制定的客户分摊成本和收益浮动制度持续时间通常很短（1 年或 2 年）。分摊因子 + 上下限可以限制消费者面临的负外部性风险，并在一定程度上将 NGET 投资和网络资产管理决策的后果控制在内部。

作为系统运营商，国家电网输电系统运营商（ NGET SO）的角色随着时间的推移而发展。在私有化之前（即 1989 年之前），  NGET SO 曾涉足中央电力局（在英格兰和威尔士）发电和输电资产的实时运营。在 1990—1994 年，英格兰和威尔士输电系统运营商向市场提供集中调度代理服务。1994—2000年，其角色转为输电系统运营商和集中调度代理，负担平衡成本。2001—2004 年，新电力交易制度开始实行（自主调度市场），但平衡激励仍然存在。

自 2005 年起，英国开始使用电力贸易和传输机制（苏格兰加入了新电力交易制度），因此英国国家电网额外负责苏格兰的系统运营和平衡。从 2014 年起，英国国家电网输电系统运营商被任命为电力市场改革的执行代理机构（包括中央政府容量制度和低碳差价合同管理）。2015 年，在 Ofgem 发起综合传输规划和监管项目之后，英国国家电网输电系统运营商开始承担更多的系统规划职责。

截至 2018 年年中，英国国家电网计划于 2019 年将系统运营商更改为一家完全独立的公司。Anaya 和 Pollitt（ 2017 年）通过借鉴美国、南美和澳大利亚独立系统运营商（ ISO）的经验，向 Ofgem 提供了一系列如何监管独立系统运营商的建议。良好的监管不仅涉及评估独立系统运营商需要的有效收入，还涉及确保（基于市场）采购方法和系统优化（采购水平）的效率。利益相关方（发电商、电网公司、零售商和用户群）在为最佳独立系统运营商规划和设计新举措详细实施规则中至关重要。这些复杂的表决规则非常值得英国去学习。我们还观察到独立系统运营商的决策制定受到内外部的高水平监督，而且变得更加复杂，并存在高度不确定性。在电力方面，美国独立系统运营商市场动向报告提供了优秀范例，对未来市场设计有定期更新的关键建议。

最近在英国的系统运营中，系统运营商采购辅助服务的效率出现了一些问题。通常情况下，英国系统运营商提前一天备有 3GW ～ 5GW 的备用合同。如在不同的采购机制下采购大量辅助服务，可以通过拍卖（按报价支付）采购辅助服务，包括平衡市场（BM）、固定快速响应、短期运行备用（STOR）、 STOR 通道、增强优化 STOR、固定频率响应（FFR）（初级、中级和高级）和增强频率响应（ EFR）；也可以通过双边招标购买辅助服务，包括平衡机制启动、增加需求、强制频率响应、需求侧管理（DSM）频率控制、 FFR 桥接合同、输电约束管理、应急平衡备用、最大发电量、联动跳闸、黑启动和系统运营商之间的交易。此外，某些服务则是按固定价格采购，例如无功辅助服务。2016 年，英国有 30 种辅助服务产品，现在减少到 22 种。然而，是否可以进一步减少仍然存疑（可能减少到备用、安全、频率和电压支持 4 种）。Greve 等（ 2018）探讨了如何将如此多定义不明确的辅助服务产品加以更明确定义。系统运营商需要在解释采购数量和协

调权衡时保证透明度。随着产品变得越来越重要，系统博弈的机会可能继续存在并增加，尤其是对制造辅助服务需求惩罚缺位时，由于系统运营商对手方的不确定性，最优合同目前尚未明确。由于配电系统运营商（ DSO）提供辅助服务的能力增强了，它们与输电系统运营商（ TSO）的冲突需要得到解决。

尽管可再生能源份额显著上升，但英国对辅助服务的需求显然没有增加多少。与此同时，一些辅助服务的价格在近期因为竞争加剧而下降，包括电力储能（ EES）和低需求增长条件下的联络线。

最近，英国政府引入了系统运营商管理的容量机制。容量机制在英国有一定的历史。直到 1989 年，英国中央电力局集中规划的容量都可以满足每

一百年 9 个冬季的失负荷概率。1990—2000 年，零售公司每百年有 9 个冬季可以免除从电力库市场购买电力的义务。电力库购买价格 =SMP + （VoLLSMP）× LOLP，其中 SMP 是系统边际价格（市场出清价格），VoLL 是失负荷价值， LOLP 是失负荷概率。容量付款等于 VoLL× LOLP。

然而，担心 SMP & LOLP 受到市场力量强大的发电商操纵， 2001—2004年，根据新电力交易制度（NETA），仅取消固定双边能源合同和 LOLP 义务。这一规定在 BETTA 制度下继续。2012 年，政府能源市场改革（EMR）确定对容量机制的需要。2013 年，监管机构对于不平衡电价（包含 VoLL）作出最终决定，并引入补充平衡储备（SBR）和需求侧平衡储备（DSBR），以提供额外的冬季容量。这些方案支付额外的应急容量费用。2014 年，容量市场开始提前 4 年拍卖，结算价格为 19.4 英镑 / 千瓦。 然而，在 2017 年的拍卖会上，拍卖的结算价格仅为 8.40 英镑 / 千瓦。

英国的发展情形为中国提供了大量可借鉴的经验。系统运营商的职能非常重要，他们可说是系统的核心部分。系统运营商需要获得激励，以管理其自身的内部成本。在英国，受限于大约 50% 的激励比率，系统运营商的内部年收入为 1.4 亿英镑。激励系统运营商有效地采购外部服务更为重要。在英国，外部成本大约为每年 8.5 亿英镑。目前利益相关方委员会可以决定 ± 3000 万英镑的奖励范围（Ofgem， 2018d）。系统运营商不需要与输电运营商（TO）整合即可有效运作。系统运营商的职能越来越受竞争和市场考验的影响，协同优化能源批发和辅助服务市场，以及进一步协同优化电力批发市场和电网投资仍然是所有先进电力系统目前正在进行的重要工作（Anaya and Pollitt，2018）。

（六）配电费用

对配电费用的激励性监管大大降低了配电费用。1995 年监管机构首次重置费用，到 2005 年英格兰和威尔士配电公司平均价格下跌了约 50%，而某些地区下降更多（例如英格兰西南部的西南电力局）。图 13 显示了私有化以来英格兰和威尔士实际配电费用的下降， A 下跌幅度大于英格兰和威尔士整体的输电费用。但与此同时，服务质量却大幅提升，用户平均停电时间从 1990 年的每年 100 多分钟下降到如今的 30 分钟左右。

需要强调的是，配电公司的总收入由监管机构确定，然后，通过相同的收费方法向每家配电公司的单个用户群体收费。

接入费用根据接入要求向发电商和负荷商 / 配电商收取，只针对单一用途资产。发电商需要支付配电系统升级至下一电压级别接入变电站的成本（这是所谓的“浅层”接入收费）。与系统输电过网费（TNUoS）类似，系统配电过网费（DNUoS）向发电商和负荷商收取，其中发电商按兆瓦支付接入费用，负荷商按兆瓦和兆瓦时支付。配电公司的大部分收入则从负荷商收取，与家庭支付的费用不成比例。正如前文所提到的，还存在大量的服务质量激励付款（如减少用户平均停电时间），从而大幅度增加配电公司资产的回报率。

近年来，越来越多的新电源持续接入配电网（ 132/33kV 及以下）。自2011 年以来，英国已接入大约 13GW 的太阳能发电（全部接入配电网），以满足 54GW 的高峰需求。收费方法基本上基于非半小时计量的小型用户兆瓦时费用。社会大众一直担心这无法反映电网的固定成本，会对自行发电（储电）过度激励（Pollitt， 2018b）。但这可以由配电网络电动汽车充电的上升抵消，并不会大量增加高峰系统需要，而是更多地利用了现有的配电网络（Kufeoglu and Pollitt， 2018）。

随着分布式发电（DG）的增加和对国家输电系统需求的下降，输电运营商、系统运营商和配电公司未来的角色正在发生变化。系统平衡的责任方是谁？如何实现平衡？针对这些问题，配电公司和第三方（如用户和微电网）有可能在系统平衡和输电网络及其系统运营商的其他传统功能方面承担更多责任。系统平衡可以通过基于市场的解决方案或受监管的资产实现（如储电设施是商业还是监管资产）。配电系统传统上是一个被动网络，但分布式发电的兴起意味着配电系统变得更加主动，这导致部分电网出现无功功率（电压）。可以通过在当地采购无功辅助服务解决此一问题，或通过配电公司的操作缓解。任何新制度都需要先证明能为客户带来哪些好处，而带来的问题，则由一些正在进行的创新项目尝试解决。

配电定价是整体电力成本的重要组成部分，在英国激励性监管可以产生令人瞩目的成果，因此如何分摊总体费用非常重要。在更活跃的电网中才可能具有高度扭曲性，因此，中国需要认真考虑如何提供节点激励。收回电网固定成本是配电网络的主要问题，特别是目前的系统，居民消费者不承担较大份额的电网成本。技术的进步将加剧世界各地的电价计费问题，当然也包括中国。

（七）环境税费

英国的工业电价包含许多重要的税费。这些税费是可再生能源支持计划的一部分，即可再生能源义务（RO）、小型发电商的上网电价补贴（FIT）和差价合同（CFD）（最终将包括核电）。此外，工业用户需要缴纳水电福利计划费用为苏格兰北部的消费者提供支持，并支付气候政策所带来的能源效率费用，包括气候变化税 / 碳减排承诺（ CCL / CRC），根据欧洲碳排放交易体系对发电价格的影响进行碳定价，以及国内碳价支持（ CPS）形式的碳税。

行政设定的购买价格为每张 ROC 证书 43.30 英镑。购买价格确定 ROC 证书的颁发价格。购买 ROC 证书的收入将回收至 ROC 证书实际供应商，这意味着每个 ROC 证书支付给可再生能源发电商的价值为 43.65 英镑（回收价值为 0.35英镑加上 43.30 英镑的购买价格）。 能源使用量集中的用户可免于支付 85%ROC 费用，但通常情况下零售商按兆瓦时对所有负荷收回费用（ Grubb and Drummond， 2018）。 RO 计划于 2017 年不再向新发电商开放，但目前仍是财政上最重要的可再生能源支持计划。

小规模 FIT 为不同规模的发电商（但通常小于 5 兆瓦）提供，按兆瓦时计算固定价格。适用技术包括风力、太阳能、水力和厌氧消化（ Helm，2017）。鉴于光伏价格快速下跌，最初对于太阳能比较宽松。差价合同（ CFD）目前是英国政府支持可再生能源（和新核能）的主要方式。随着资助项目的完成， CFD 合同将变得非常重要。 2015 年 2 月和2017 年 8 月 CFD 合同两次拍卖的卖出价均比之前中期管制 CFD 价格更低。

水电福利计划是英国全体用户支付的一项交叉补贴，旨在降低人口密度最低地区的高配电成本。工业用户需要缴纳两种能源效率税，虽然名义上与气候政策相关，但其实并不直接征收碳税，而是对能源使用征税。

碳定价对工业电价影响方式有两种：英国电力部门参与欧洲碳排放交易体系，并且对英国发电使用的化石燃料额外征收碳税；碳价支持价（ CPS）。CPS 有效地提高英国电力部门的碳排放价格，使其超出欧盟其他国家的水平。CPS 是碳价格下限（ CPF）的一部分，为欧洲碳排放交易体系和英国碳价支持价设定目标价格。 CPF 最早开始于 2013 年 4 月， 2020 年的目标价格（运期EVA+CPS）为 30 英镑 / 吨（按 2009 年计算）， 2030 年可能达到 70 英镑 / 吨。CPS 目前的上限为 18 英镑 / 吨二氧化碳（现已具有约束力）。 CPS 通过提高边际化石发电价格直接影响批发价格。

在英国，上述税收对电力工业价格的综合影响是巨大的。对于中国而言，一个关键问题则是工业电力用户可以而且应该在多大程度上支付低碳发电、能源效率和碳定价的费用。其他一些国家如德国，已经豁免了大部分行业，使其免于承担电力部门的政府政策成本，但这种模式仅适用于工业用电占总电力需求份额相对较小的系统。中国的情况并非如此。所有电力消费者应支付真实电力成本，包括反映发电厂碳排放的外部成本或清洁技术的当地环境效益。然而，能源转型的某些成本是否应该从电力消费者转向一般税收仍然是一个悬而未决的问题，因为目前相对较高的可再生能源发电成本是由技术不成熟所致，因此需要补贴影响更广泛的公众利益（Newbery， 2017）。能源效率政策不仅仅影响电力使用，还需要考虑这些政策费用对于电力用户是否公平，尤其是贫困的电力用户最终可能会支付了不成比例的高额电费。

五、英国电力定价对中国的总体经验

根据 Bohn 等（ 1984）的电力现货定价理论，针对每个工业用户的价格应根据地点、时间、数量和接受中断的意愿而变化。然而，在现实世界的竞争性市场中，由于最终用户重视定价的确定性，因此，账单变化不如所有潜在的价格构成因素更有意义。一般而言，除了生产商需要公平的资本回报外，竞争性市场的焦点在于用户付费可以从生产商处获取什么样的商品。在最初盈利的系统中，例如在中国，改革应再平衡电力系统的生产商和消费者利益从生产商利益转向消费者利益，即从低效成本和高额利润转向更便宜、更清洁和更可靠的电力供应。

在竞争性市场中作为决策指南针的利润动机发挥着关键作用。价格构成的透明度对于促进更好的监管和更充分的竞争非常重要。从长远来看，通过批发现货市场指导化石燃料发电厂的短期调度和长期投资，可以降低批发电力和辅助服务的成本。输电和配电费用是成本的重要组成部分，即使在英国，这些费用也占工业价格的 20%（发电成本占 33%），电网费用的激励性监管可以带来成本效率和电网质量的大幅提升。在中国，仍需要将零售商与配电完全分离，以充分理解和扩大零售商的作用。中国国家电网公司和中国南方电网（ SGCC 和 CSG）的省级零售应完全合法地与配电解绑，并允许其在全国范围内竞争，吸引零售客户。监管机构（ NEA）和反垄断机构都需要有效地监督和监管发电和零售竞争，因为可能出现行业合并和不当的价格歧视。

中国需要关注全局（例如总价格、效率、利润变化程度），而不只是局部（例如区域定价与节点定价、集中调度与自主调度）。当前主要目的是防止电力部门受限于国内技术和自然资源的采购需求（英国电力行业已摆脱过去对昂贵煤炭的依赖）。中国的地方税收和非外部相关收费可能扭曲生产选择，并对其他工业电力用户带来不必要的工业政策成本。相反，电力部门的关键角色应理解为通过有效（并且完全反映成本）的定价促进更广泛的经济发展。重要的是有效发电并利用税收提高价格，推动能源效率提高和脱碳，而不是让市场份额较大的企业以能源效率为由证明高价的合理性。

随着新的分布式能源技术的兴起，包括中国在内的所有国家，其电力行业的未来发展仍面临挑战。目前电力系统的特点是应回收的固定成本高，难以阻止用户端需支付这些固定成本。这表明可能还需要将某些电力系统成本提升为一般税收（例如能源研发、能效措施）。在中国，随着用电量增速的减缓，对于固定成本的关注将会增加。更多的竞争和更好的电网监管将压缩国内不合理的利润空间，更符合消费者的利益以及阻止在国外的浪费性投资，同时减少对私营 / 外国所有权的担忧，这一点与英国的情形相同。