2017年以来，《财经智库》相继刊发了剑桥大学著名电改专家迈克尔·波利特（Michael· G. Pollitt）教授三篇关于中国电力体制改革的文章，此为最后一篇。本文详细介绍了全球电改范例——英国的工业电价构成，并围绕工业电价的主要组成部分（批发价格、零售利润、输电费用、系统平衡费用、配电费用和环境税费），探讨了市场、监管机构、中央政府在价格决定过程中的作用，提出可供中国借鉴的具体经验。文章提出，当前中国电改的主要目标是防止电力部门受限于国内技术和自然资源的采购需求，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。

作者：Michael· G. Pollitt（英国剑桥大学）；Lewis Dale（英国国家电网）

刊期：《财经智库》2019年第4期

一、引言

2015 年 3 月，中国国务院“9 号文件”发起中国电力行业改革。本文源自作者与中国各地利益相关方正在进行的研究项目。根据相关实地调研结果，作者已发表两篇关于中国电力改革的文章。其中，第一篇文章主要关注了可供中国电力行业改革借鉴的通用国际经验（Pollitt et al., 2017），第二篇文章研究了广东省电力市场试点的发展情况，存在的问题及可借鉴的经验（Pollitt et al., 2018）。在这两篇文章的基础上，本文重点介绍全面改革电力市场的范例——英国竞争性电力市场工业电价的决定方式，旨在为中国电力改革提供可借鉴经验。

本文首先介绍了英国工业电价的构成，探讨了英国竞争性电力市场系统中的关键参与者，分析了工业电价价格中由市场、监管和中央政府决定的部分。紧接着，围绕工业电价组成部分，本文重点讨论了批发价格、零售利润、输电费用、系统平衡费用、配电费用和环境税费的决定过程（由市场、监管机构、中央政府或者多个因素主导）。最后，提出可供中国借鉴的具体经验。

二、英国工业电价如何决定

影响英国工业用电最终零售价格的因素主要包括不受监管的市场决定因素（批发价格和零售利润）、受监管的费用（输配电费用）、中央政府所决定的税费、由监管费用和市场决定费用构成的混合因素（系统平衡费用）。典型工业用户的最终电价（零售商收取的价格）不受监管。受监管费用则由独立的监管机构决定。英国财政部负责决定中央政府税费。英国区分工业、商业和居民用户，因此英国工业用户类别的覆盖范围比中国小，而中国的工业用户包括工业和商业用户。

2016 年，英国年用电量 2000 兆瓦时以上工业电价构成中（见表 1），40% 由市场决定， 20% 由监管机构决定， 40% 由中央政府决定。各组成部分并不与系统中不同参与者的收益对应。以批发价为例，化石燃料发电的批发价格本身还包含碳定价的成本，而发电商的收益也会包含他们的输配电费用。需要注意的是， 2016 年英国工业电价与 2015 年广东工业电价基本持平（ Pollitt et al., 2018）。

有必要澄清政府在英国电力行业中的角色：政府不决定最终价格；监管机构决定受监管者的最高收入；监管机构核准受监管者费用的收费方法；监管机构决定电力供应保障和相关处罚；政府监控电力市场的竞争情况。虽然电力市场改革的目标是降低价格，但低价不一定总是正确的。如果化石燃料价格上涨、发电容量下降，电价上涨可能就是该有的反应。

三、英国电力系统中的关键参与者

英国年用电量在 2005 年达到峰值后持续降低， 2017 年的用电量降至 301太瓦时（较 2005 年降低了 14%）。这反映出行业结构的变化和能源效率的大幅提升（尽管家庭数量大幅增长，但家庭能源需求却较峰值降低了 16%）。2017 年英国供应电量为 353 太瓦时，其中本国发电量中（ 336 太瓦时），40.4% 为天然气发电， 29.3% 为可再生能源发电， 20.6% 为核能发电，仅 6.7%为煤炭发电。英国电力系统从煤炭向可再生能源发电转变的速度和程度是非常显著的，表明电力改革与环境目标并不相悖（ Vona and Nicolli， 2014）。1990年电力市场引入时，英国全国发电总量的 72% 来自煤电（ DECC， 2009）。2010年，英国可再生能源发电占全国发电总量的 6.9%，煤炭发电占 28%（ DECC，2011），到 2017 年，比例完全逆转。

1990 年开始的电力行业改革极大地改变了英国电力行业的参与主体（Henney，1994；Newbery，2000，2005；Pollitt，1999，2012）。在英格兰和威尔士，垄断的公共发电和输电公司（英国中央电力产业局）解体， 12 个区域配电和零售公司得以进入发电市场，并相互竞争零售用户（合法划分零售业务）。在苏格兰和北爱尔兰，大型一体化发电、电网和零售公司也面临解体和竞争。截至 2018 年年中，英国共有 170 家执证发电商和 64 家执证外资电力零售商（英国天然气电力市场办公室，2018 年）。图 1 为英国目前的电力行业结构，可以看出，英国发电和零售业务已被 6“大”发电商和零售商所占据，这 6 家公司源自几家大型公司。英格兰和威尔士的输电业务归属英国国家电网，配电业务则主要归属 6 大公司，其中包括英国电网公司（UKPN）和 WPD 公司。英国国家电网是整个英国电力系统的运营方。某些公司仍对发电、配电和零售有兴趣，但这类公司在市场上并不普遍，而且电力行业对配电网业务的竞争部分有严格的分类计价。独立电力项目和新零售商虽然从 6“大”公司抢走相当部分的市场份额，但这些新发电商和零售商的市场份额并不足以与 6“大”公司匹敌。

图 2 和图 3 分别呈现了 2017 年英国电力批发市场和业务零售市场的市场份额。其中，批发市场的市场集中度（ HHI）指数约为 1034，表明市场集中率较低，相当于 10 家规模相当的公司相互竞争。英国零售市场的市场集中度指数更低，约为 1000。

英国有 7 大配电电网公司，分别是英国电网公司、 WPD 公司、英国北方电力公司、英国西北电力公司、 SP 能源网络、苏格兰和南方能源公司以及北爱尔兰电力公司，总共覆盖 15 个垄断配电区。上述 7 大公司中，仅两家同时还是发电或零售公司（ SP 能源网络、苏格兰和南方能源公司），四家同时还是陆上输电公司（国家电网、 SP 能源网络、苏格兰和南方能源公司以及北爱尔兰电力公司）。

英国电力行业具有相当多样化的所有制结构。6“大”发电零售商中，苏格兰和南方能源公司及英国森特理克集团在伦敦证券交易所上市，同样上市的还有发电商英国电力公司和输电商国家电网。另外四大发电零售商法国电力公司、德国电力公司、意昂集团和伊比德罗拉电力公司则分别是大型欧洲能源集团的子公司。在配电商中，英国电网公司属于香港投资商， WPD 公司归属一家美国上市公司——宾州电力（ PPL），英国北方电力公司归属伯克希尔· 哈撒韦公司，英国西北电力公司则是私人公司。英国电力行业的所有制结构反映出大量由外资掌控所有权的情形，英国电力资产的持有者包含多元化的外资股东。这种所有制结构使得英国国内监管难度降低（发电商利益影响力削弱，监管机构得以将监管重心放在英国用户上），同时也促进了英国海外互惠投资（不仅仅在电力行业）。

英国电力行业中值得关注的其他关键因素如下。

首先， ELEXON 管理平衡和结算系统，系统协调电力行业中发电商和零售商间的所有支付。这部分对所有重组行业均至关重要。ELEXON 对自身描述为：“2001 年 3 月，平衡与结算规则（ BSC）正式推出，成为英国新电力交易制度（ NETA）的一部分。ELEXON 代表英国电力行业管理该规则，提供和采购实施规则所需的服务，对比发电商和供应商发用电量的报告值和实测值，计算差量价格并转账。” A ELEXON 是基于国家电网输电许可证规定的义务而建立起来的，在技术层面完全隶属于国家电网，但在交易上则保持公平独立，管理结构也完全分开。

其次， 英国电力市场上还有很多其他参与方。其中包括集成商（代表小规模发电商和小规模非本国用户，集成发电和需求），大约有 19 家（英国博安咨询集团， 2016）。交易商在可用的电力交易平台上进行电力交易，允许提前一天（或根据更长期限的合同）在多个平台上交易电力。这些电力交易平台包括 APX Power UK 和 N2EX。联络线对于英国市场也非常重要，这使电力供应进出英国成为可能（英国可为发电商和负荷商）。

最后， 监管机构和政府在英国电力系统中的作用也很重要。虽然英国没有国有经营性电力资产， 但政府通过监管机构和中央政府相关部门管控与影响电力行业。英国电力行业由两个独立的监管机构直接监管：Ofgem（天然气和电力市场办公室）和 CMA（竞争和市场管理局），后者是一般竞争主管机构。这两个监管机构的主要职责是监督电力部门在批发和零售市场的竞争，并批准和监督垄断的电网收费。这两个机构完全独立于政府运作，但英国商务部、能源和产业战略部（ BEIS）负责制定监管框架，可向监管机构发布指导意见，制定补贴和税收制度，并可以将整个行业的调查交由竞争和市场管理局负责（CMA， 2017）。监管委员会成员由政府任命，委员的任期固定。

四、英国工业电价的影响因素

（一）批发价格

最终批发电价的重要初始考虑因素是电力现货市场价格。因此，我们需要了解在竞争性电力市场中，现货市场是什么。

现货市场通常是指接近实时报价的主要市场（ Stoft， 2002），根据单个发电商和零售商希望出售和购买电力的卖出和买入报价，每小时、半小时、 15分钟或 5 分钟分别确定一次批发价格。基础买卖报价用于指导单个发电厂的电力调度。在许多电力市场上，发电商可以向系统运营商申报可调度的电价意愿（如美国的 PJM 电力市场）或电量意愿（如英国电力市场）。现货价格 / 数量应反映发电量和负荷的基础值。系统运营商采用现货价格 / 数量调度电力系统，关注瞬时校正需求，以便在约束和平衡市场 / 合同的基础上实现供求的实时匹配。如何将现货市场价格（通常提前一天）与实际调度价格关联是一直存在的问题。即时出价既不可能实现，也不可取，因为即时价格无法改变实时行为并且可能缺乏透明度（因为在实践中，报价必须事前计算）。

在电力市场中，维持实时电网稳定性的方式与传统垂直集成电力系统大致相同，即“关门”（发电商和负荷商改变市场定位的最后机会）。然而，现货市场在 2000—2001 年美国加州电力危机中为发电商创造了容量持留的机会（Sweeney，2002）。在这次危机中，发电商故意持留部分容量，推动剩余发电量价格的提高，以操纵市场价格。此类行为必须予以监督、监测和惩罚。批发市场的一个关键部分是代表用户购买电力的零售商。在英国，零售商需要购买批发电力以覆盖其 100% 的售电量。零售商通常与发电商结合，利用现货和远期市场以及双边合同进行交易。双边合同是在 OTC 场外电力市场进行交易，这是发电商与供货商之间直接的交易（CMA， 2016a），并有其他的衍生能源产品可供选择。大量电力交易通过 12 ～ 18 个月的双边合同实现，通常与现货价格挂钩。零售商通常采用滚动合同进行套期保值（例如每月滚动调整未来 18 个月的合同，因此基础价格的任何持续调整都需要 18 个月才能完全反映在发电批发合同中）。较小的零售商倾向于采用短期合同，因为对未来需求的相对不确定性更大，且竞争基础是短期价格竞争力而不是声誉。某些区域（如南美洲）会规定受监管零售用户签订合同的性质，也可指定批发合同的基准价格来间接实现这一规定，此价格用于计算最高受监管零售价格。

在英国，系统运营商（ SO）并不经营双边合同市场和电力交易平台（ PX），而是经营半小时平衡市场和其他辅助服务市场（如频率响应）。英国 97% 的批发电力是自主调度的，这一点与美国（如 PJM）采用的强制电力库 / 强制日前电力市场（ DA）不同，美国的系统运营商是利用日前电力市场引导实时价格和调度（Onaiwu， 2009）。

英国自主调度的工作原理如下。发电商必须在希望运行的发电厂启动之前 1 小时向系统运营商提交出力计划（FPN），即发电商在此时间之前都可自行调整其发电出力计划。此后，系统运营商控制发电厂出力，以实现总调节成本最小化的目标（系统运营商是平衡市场交易的唯一对手方）。生产（发电商）和消费（零售商）账户的交易（电力合同交易量通报， ECVN）必须与消费账户同时申报，注明所有 14 个配电区域（作为单独的 BMU）的交易量。发电商和零售商有强烈的动机通过实际发电或通过参与平衡机制实现交易量自主平衡。未能实现自主平衡意味着将承担平衡费用，因为系统运营商需要购买或出售电力以完全平衡系统。因此，计算平衡费用可以激励市场平衡并鼓励参与方进行准确的供需匹配。竞争法律规定滥用市场权力可能导致最高 10% 营业额的罚款，这也激励参与方进行精准报价。英国的自主调度模式与美国 PJM、中国电力市场不同，但对于复杂的市场参与方而言，发电商得以在向系统运营商发出的报价中反映所有的内部成本。自主调度有潜力解决发电厂的风险问题，并改善市场状况 / 表现。而集中调度算法无法解决这一问题，虽然可以考虑诸多发电厂特征（如爬坡成本），但无法考虑到单个调度单元面临的所有成本。值得注意的是，自主调度与集中调度的效率通常根据集中调度计算进行衡量，因此一般偏向于认为集中调度效率更高，并且不对系统中的隐藏约束因子建模（ Sioshansi et al.， 2008）。

英国的发电厂通过国家电网实时调度，不存在其他调度层。区域配电公司不负责调度发电或负荷，虽然可能偶尔在配电系统中实行约束管理合同。配电系统较大的发电商必须对 50MW 以上输电系统运营商是可见的（作为平衡机制单元），并且可以在该规模阈值以下登记（英国国家电网， 2011）。面向法国、爱尔兰和荷兰的联网方式与发电商和负荷类似。某些输电系统运营商（TSO）通过电网联合运营及协调中心（CORESO）进行合作，该协调中心通过配置实际输电，帮助最大限度提高可靠性和减少输电障碍，同时向负责协调的输电系统运营商提供建议，确定如何将移相变压器、无约束直流链路和自由切换等可控设备用于帮助相邻网络以及整体网络提高性能。电网联合运营及协调中心是欧盟单一电力市场的众多区域安全协调机构（RSC）之一，该机构聚集西欧 7个国家的系统运营商，负责“从提前几天到实时（实时前几个小时）”的协调。化石燃料和碳排放价格是所有石油、天然气和燃煤发电机组的重要成本组成，因此电力批发市场与化石燃料及碳排放权交易市场密切相关。碳定价（排放许可和税收）是批发发电商所承担的额外燃料成本，因为化石燃料发电商在排放二氧化碳时，必须持有碳排放许可并支付碳税。表 1 中的批发成本数据并未包含碳定价的影响，但批发价格却包含这些成本。我们将在下文中单独讨论定价问题。

在英国，大多数接受补贴的低碳发电商和其他所有发电商一样，他们实时参与电力市场，通过差价合同（CFD）和可再生能源义务证书（ROC）获得额外收入。享受并网电价补贴（FIT）的小型发电商（主要是家庭）则从签约零售商处收取付款（所谓的“FIT 持证方”）。

虽然目前英国的电力批发市场集中度不高，但情况并非总是如此（Newbery，2005；Jamasb and Pollitt， 2005）。事实上，由于企业在透明的电力市场中每天进行多次买入和卖出，因此在批发和零售电力市场中，默契合谋是一个非常现实的问题。监管机构（Ofgem）在盈利能力透明度方面做了大量工作。《能源批发市场诚信与透明度规则》（REMIT）适用于英国市场。Ofgem 已将整个市场交给竞争和市场管理局（CMA）， CMA 已于2014 年至 2016 年期间对竞争行为进行了彻底审查。

英国的经验揭示，在市场开放之前营造充分竞争至关重要。1990 年英国成立了 5 家同等规模的化石燃料发电商（不是两家）和一系列不同的发电厂，这使得英国在建立一个有竞争力的批发市场过程中，避免了多年的监管干预。在完全开放市场之前，中国有充分的机会向英国学习，并重组其主要国有发电部门的所有权，这将显著改善未来的竞争前景。

与所有高度标准化产品的市场一样，交易市场需要监控持留和价格信号。通过新的市场准入和联网促进竞争非常重要，因为监控和价格监管的效果不如真实的竞争。可能有必要对局部约束背后的某些报价进行监管（在英国，苏格兰的发电容量持留一直是一个问题，背后原因是在苏格兰和英格兰之间存在显著的输电限制）。针对反竞争行为的快速执法行动可以有效降低该行为造成的危害，并增强执法的威慑效果。刺激竞争可能意味着需要将发电厂从具有定价权的大公司中分离出去。为了防止（或强化）系统运营商因自身的发电利益而实行反竞争行为，系统运营商有必要与发电和零售分开。

“社会稳定”在中国很重要，英国发电行业的改革确实引发了“社会稳定”问题。现有发电商共谋提高发电价格以及大型发电商的退出可能加速燃煤发电停产，转向燃气发电（Newbery and Pollitt, 1997；Newbery， 2005）。由于私有发电商减少使用国内高价煤炭，在电力市场创建后的最初几年里，政府试图签署国内煤炭优惠合同，以减缓销量下降速度，并促进国内煤炭消费。随后政府在 1997 年宣布“暂停燃气发电”，试图减缓燃气发电建设，促进燃煤发电， 新燃气发电厂取得规划许可变得更加困难。格兰陆上风能，以及海上风能，部分原因是为支持苏格兰和北部港口的开发（如赫尔）。因为当地居民反对风电场选址，英格兰（自 2017 年起）撤销对陆上风电的资助。最初碳定价一直保持在低位，以防止加速煤炭发电厂的倒闭，直到2012 年才涨价，并改为对燃气发电提供强大的支持。

1990 年电力市场改革后，核能发电无法承受新电力市场中的长期成本，虽然参与批发市场极大地激励其降低运营成本和增加产出，而且效果非常明显，但整个零售基数需要征税，以便积累一笔资金用于偿还核能发电的长期债务。2001—2002 年电价下跌导致核能发电商英国能源公司（British Energy）发生财务崩溃危机，但政府最终成功援救该公司，并使其重新回到私营部门（向政府上交一定利润）（Taylor， 2007， 2016）。

英国电力批发市场的其他几个方面对于中国来说也非常重要，因为中国也在发展电力批发市场。所有发电量都要进入市场（包括所有可再生能源和核能发电），而不只是当前试点市场的某些发电量（Pollitt et al.， 2018）。需求方直接参与市场，发电商和负荷商也参与批发市场，从这个意义上来说，报价是双方面的。零售商和发电商签订一系列合同，而不仅仅是一种金融产品（如目前广东的月度合同，或加州危机前的日前交易合同）。在此条件下，发电商会有很强的动机将发电厂成本降至最低。系统运营商根据申报的可用容量，以及如何调整将成本降至最低，来调度发电厂。政府试图影响调度和投资的行为是完全透明的（如通过煤炭合同或对某些发电类型的禁令）。在电力批发市场中，积极的竞争和监管政策对促进竞争非常重要。

现货市场建立起来相对容易，但电力期货市场的设立需要较多时间而且会面临不少问题（Ofgem， 2016）。流动性是期货市场面临的一个重要问题，由于电力市场上的实际交货必须实时发生，不存在库存，这意味着电力市场很难对未来几年建模。大型发电商和零售商参与电力期货市场有很大优势，但电力期货市场不一定能够为电力消费者带来重大利益，因为它们主要用于满足金融投资者的需求。电力监管机构对金融工具的关注有限，金融工具主要受到金融监管机构的监管。

英国的市场规模相当于中国的一个省级市场。值得一提的是，英国是欧洲这一集成度日益增强的单一电力市场的一部分。整个欧洲的现货市场是在市场耦合（通过 EUPHEMIA 算法）下经营的（Pollitt， 2018a），在没有输电约束的情况下，不同现货市场的价格相同。这是一个协调点，电力交易平台需要使用输电系统运营商的可用输电容量信息（或可用转让能力）确定区域内的价格。扩大市场范围有助于提高市场效率（Mansur and White， 2012），而且政治上支持价格趋同（特别是在价格趋同可提高批发价格的低价区域）。英国属于欧洲的高电价区域，因此热衷于将其电力市场与北欧整合。然而，整合欧洲国家电力市场的工作目前进展缓慢，特别是在辅助服务领域，这仍然是一项持续在进行的工作。

（二）零售利润

竞争决定工业价格的另一个主要因素是零售利润。零售商在所有其他成本因素（批发价格、网络收费和税费）之上进行加价，以覆盖自身的成本。

那么，英国零售商（供应商）具体是怎么做的呢？他们在现货和远期市场上签订电力批发合同，通过金融合同对冲实际合同，计量用户消费，通过为用户提供电气设备测试和监控等服务，以争取更多用户并决定和申报零售价格。重要的是，在完全自由化的电力市场中，零售商对电力进行全价收费，向电网公司支付受监管的输配电费用，接受和管理最终用户欠费的风险，履行收费的所有社会化义务（例如低使用量价格）以及提高能源效率，例如通过英国的碳减排目标（CERT）和能源企业义务（ECO）等计划。

英国零售电力市场通过取消零售“供电”价格管制，以分阶段方式逐步实行开放（Henney， 2011）。1990 年起， 1 MW 以上的电力用户可以选择供应商。1994 年起，所有 100kW 以上的电力用户都可以自由选择供应商（即所有半小时计量用户）。1998 年至 1999 年，所有用户（即非半小时计量用户）都可以选择供应商。随着市场开放的推进，零售公司（与发电公司共同）进行了重要的横向和纵向整合。一个非常重要的竞争驱动因素是前天然气垄断企业英国天然气公司（British Gas）进入了电力市场，到 2002 年，它已成为最大的电力供应商。

自 1990 年以来，市场上一直有重大创新，许多最终用户（约 40%，1000万用户）按电力和燃气双燃料价格直接计费，市场上提供一系列固定、上限、绿色和社会价格。然而，监管机构一直对供应侧的竞争状况有所担忧（Haney and Pollitt， 2014）。Ofgem 在 2008 年启动了竞争调查，这次调查起因于一次大幅涨价，当时的价格上涨主要是由于商品价格的上涨，虽然调查并没有发现卡特尔的证据，但仍然为弱势用户引入了新的保护措施。这些担忧导致 2011年展开了一次零售市场评估，最终在 2014 年 6 月将能源市场（电力和天然气）提交 CMA（竞争和市场管理局竞争主管机构）进行调查。

电力零售竞争取得重要进展。在欧洲，欧盟关于分拆的指令对于促进零售竞争具有非常重要的意义，来自大型天然气企业的竞争对于刺激电力市场的零售竞争至关重要。中小型企业（SME）在零售市场一直处于不活跃状态（因为通常比典型的家庭消耗电力更少）。2014—2016 年的 CMA 调查之后，这一细分市场受到零售价格重新监管的限制。一些国家持续关注零售和配电业务的分离程度，如：新西兰（1999 年）和荷兰（2006 年）的电网所有权与零售分离（Nillesen and Pollitt， 2011），德克萨斯州和英国自愿拆分电网所有权和零售。来自新西兰的证据表明，智能电表极大地促进了居民用电竞争，缩短了在不同零售商间切换的时间（以及切换的准确性）。

我们可以从英国（以及一般）的零售竞争中总结出一些经验。大型国外用户有一个活跃的市场，由于对室内用电（账单支付者和用户之间）缺乏实质性或分散激励，担心小型非国内（以及国内）用户缺乏活跃度，因此小型商业用户是首先被监官的。对于免除小型零售商特定社会 / 能源效率义务的激励措施，人们担心这会使设定的价格低于“竞争价格”，大型零售商因此不得不降价，然而这是不公平的。零售业务模式越来越倾向于获取收入并支付政府征收的费用，这将更增加负责任的大型零售商的相对风险，正是这些零售商承担了欠费的风险。新零售商可以瞄准信誉更好的大型用户，而留给大型零售商的用户对新供应商的吸引力不高，或者难以付清现有账单，所以这些用户很难更换零售商，这也使得大型零售商在竞争上进一步处于劣势。

英国竞争性零售电力市场的发展可以为中国提供诸多经验教训。独立零售商一直在努力应对现货和月度市场买空和卖空的风险。这不一定是一个很大的问题（某些零售商表现较好，纵向整合可能带来真正的优势），但对于零售商来说是一个挑战。中国新零售商（例如广东省的试点市场）的零售方式与英国不同，因为在中国他们向用户收取的电费无法覆盖全部电力成本，他们更像是能源服务公司，建议用户购买更便宜的批发电力（大多数支付风险仍继续由向最终用户收费的当地电网公司承担）。在理想的情况下，现有大型企业应能够在真正的零售市场中竞争。其中一种实现方式是在中国国家电网公司和中国南方电网的省级或以下层面设立零售企业，并使零售商在其所在地理范围内进行竞争。

零售竞争不必（也不应该）限制批发市场的规模。尽管英国的零售市场逐渐开放充分竞争，但代表受监管用户购买电力的零售商仍然可完全参与批发市场。因此，中国需要找到一种方法让受监管用户进入批发市场（如通过默认合同零售用户的采购拍卖）。未来智能能源零售业务模式将零售合同、能源设备销售和维护以及能源数据分析相结合，要求成熟零售商（在英国可以观察到）能够提供包括仪表计量和使用数据在内的综合解决方案。

真正的零售竞争有助于发现用户偏好的多样性。用户表现出对付款方式的偏好（如每月、每年）、对价格类别（如绿色或棕色）的期待以及对不同价格结构的接受意愿（如平时价格、高峰电价、使用时段或实时价格）。随着时间的推移，零售竞争将逐渐揭示什么样的推广方式（如英国限制对居民进行门对门销售）可以接受，以及社会对于价格公平性的关注。

（三）受监管的电网费用

在讨论监管机构确定的每项工业价格因素之前，我们首先探讨英国制订电网费用（包括输配电）的总体背景。

允许收回的总收入水平由监管机构确定，包含输电、直接系统运营成本和配电相关费用，然后根据批准的收费方法在不同的客户群体中再行分配，设定服务的单独价格，即零售商代表用户支付费用服务的价格。获取输配电总收入的过程也基本类似。英国采取事前监管，在一段固定的时间内预先设定基本收入公式和相关的服务质量激励措施，从而产生应对公式的强烈动机。

独立能源监管机构 Ofgem 负责电网收费。电网费用的确定不用直接征求中央政府的意见。Ofgem 是一个独立监管机构（ IRA），具有一系列法定职责。它的独立性是指首席执行官、董事会主席以及成员（包括执行层和独立人士）的任期固定。其主要职能在英国管理立法中有规定，包括：推动竞争和非歧视上网（作为竞争主管机构的代理）；监管电网费用的水平和结构（Ofgem 监督定期价格，控制审查程序）；独自确保投资者的利益受到保护， 并使政府随意干预的成本增高。值得强调的是， Ofgem 是立法（电力法、燃气法、竞争法）的产物，它在很大程度上是独立于政府的。虽然其董事会成员由英国能源大臣任命，但监管机构直接对议会负责。它旨在为电力消费者的利益从事经济分析并独立发声，这是对公司股东的关键保障。

Ofgem 拥 有 庞 大 的 预 算 和 资 源，2017—2018 年 预 算 为 9000 万 英 镑（Ofgem， 2018b），其效益成本比为 87：1（Ofgem， 2018c）。Ofgem 现有816 名工作人员，其中 401 名任职于监管部门， 273 名任职于 E-Serve 部门，另外 142 名任职于职能部门。E-Serve 部门管理各种政府能源计划，包括能源效率、可再生能源支持和社会计划（ROC、FIT、ECO 和 WHD）。Ofgem 的资金来源是执证电力公司、管理费和自筹资金。Ofgem 也配有高薪的公务员。Pollitt 和 Stern（2011）强调，监管机构拥有适当的资源在电力市场改革中至关重要。

Ofgem及其前身监管机构 Offer对于电网公司的监管已积累了丰富的经验。自 1990 年私有化以来，电网费用根据持续的价格控制审查机制确定。配电价格控制审查机制在 1995 年、 2000 年、 2005 年、 2010 年、 2015 年和 2023 年已（或将要）重新确定价格，输电价格的控制审查机制在 1993 年、 1997 年、 2001 年、2007 年、 2013 年和 2021 年已（或将要）重新确定价格。

2010 年，英国价格上限规制（RPI-X）明确要求避免产生美国采取的收益率规制下的资产镀金现象。这一规制由 Stephen Littlechild（1989 年英国首位独立电力监管官员）为英国电信 BT（前身为垄断固定电话网络运营商）所设计，旨在促进向不受监管的竞争市场过渡，并模仿竞争的结果。在 RPI-X 模式下，监管机构向受监管公用事业收集数据，包括预测有效运营成本 Ot、 受监管资产价值（包括投资计划 Bt、 折旧 Dt）以及需求预测。然后确定所需收入：Rt =Ot + rBt + Dt，其中 r 是平均资本成本。考虑所需收入的有效水平与公司的实际收入之间的差异，可以确定 X 因子，即每年收入减少的范围。RPI-X 是指通过通货膨胀措施（英国的 RPI）提高收入，以及通过年度“生产力”因子 X降低收入。

英国天然气和电力市场办公室 RPI-X 方法的基本特征涉及确定每家配电公司和每家输电公司在 5 年控制期内所需的收入。初次征求意见文件通常在当前价格控制期结束前 18 个月发布。随后颁布的几份文件则会根据初次征求的意见，改进所需收入的计算方法。除非标记为保密，响应情况均应公开。监管机构在当前控制期结束后的 6 个月内发布最终文件。如果对现阶段的提案不满意，受监管的公司有一个月的时间向竞争主管机构（最初是垄断和合并委员会MMC，然后是竞争委员会 CC）提出申诉。

价格控制过程中存在许多关键因素，包括受监管资产基数（RAB），允许公司根据该基数获得回报。虽然此基数的初始值确定起来有些困难，但后续更新却相对简单，可以根据约定的资本基数和允许折旧条件直接更新。允许回报率或加权平均资本成本（WACC）根据适当的风险因素和杠杆比率进行计算。有效的运营支出水平（OPEX）则需要与资本支出（CAPEX）协调。资本支出本身要求认真审核所提议的投资是否有必要以及能否高效完成。图 4 为受监管公司 2010 年的初始收入与其有效的收入水平以及 X 因子的不同场景比较，以便到 2015 年将其收入降低到有效水平。

受监管公司所需支出监管的核心部分是实际业绩基准。这需要一组可比较的公司以及充分的数据来确定重要成本的驱动因素。预测业绩边缘水平在即将到来的价格控制期内将会如何变动也非常重要。监管机构在制定价格时需要：确定比较组的公司，确定一系列效率衡量因素，确定分析时所需考虑的投入、产出和环境变量，在一致的基础上收集数据，进行分析，生成效率差异，为每家公司生成有效的成本预测，并根据实际成本和有效成本之间的差异设定参数 X。

确定电网费用的困难之处在于获得正确的投资激励。基准法已广泛用于有效运营支出水平，但很难适用于资本支出。这是因为资本支出变化不定，难以提前预测何时应该完成。Ofgem 已严格审查这些公司的投资计划，批准基线水平的资本支出，激励通过菜单监管和成本分摊的形式节约实际资本支出（Jamasb and Pollitt， 2007）。这使接受较低基线收入的公司获得更强的激励降低成本，从而相对于基线保持更大的节约份额（Ofgem，2009a）。

Ofgem 已经在使用的一个机制是规制菜单。我们这里透过表 2 来说明。DNO 在它的商业计划中会提出一个关于在价格控制期间资本花费的底线数字，这个价格数字会经由 Ofgem 所委托的顾问公司来加以审核。这个审核过程会产生一个比率。如果受管制的公司 DNO 所送出的花费数字跟 Ofgam 所委托的顾问公司所提出的一致，那么这个比率就会是 100。计算出的这个比率越高，就代表这个受管制评估的公司越没有在控制它自身花费上积极。为了回馈比较具有积极性的企业，这些企业会被提供更高的基线报酬，并且可以有更多的利益分享安排。而这个激励的数字，必须低于基本花费的数额。表 2 中被标示起来的数字，就显示那些被指定公司，它们在实际花费上的影响力。

在提供降低成本的强大诱因的同时，也会有强烈的动机来提高服务质量。在分销层面，英国制定政策鼓励每年减少客户电力中断（CMI）和客户电力分钟损失（CML）。表 3 显示了在价格控制期内 CML 减少的激励情况，其中表3a 显示每个分销公司的目标 CML 数，表 3b 显示了与目标偏差的对称奖励 / 惩罚，表 3c 显示了每家公司的最大收入（上涨或下跌），数额被设定为 CML 总收入的 1.8％（以及 CMI 总收入的 1.2％）。

有必要重申一下 Ofgem 采取的是事前（激励）监管，预先确定收入公式，公司有动力提供高效率（低成本）和高质量的服务（Ofgem， 2009b）。这是竞争的最佳模拟，公司具有强烈的动机超越事前的收入配额，可以在每个监管期内提高股东回报率（Ofgem， 2014b）， 这也能够为监管机构提供信息，以便在下一个监管期内更好地设定配额并将效率传递给消费者。

该系统消除了事后监管中固有的监管不确定性和管理费用（以及监管微观管理的风险），为运营支出、资本支出和融资成本以及内部产出提供创新空间。然而，由于未来仍然存在不确定性（特别是在气候变化和气候政策方面），并且受监管公司与监管机构之间存在巨大的信息不对称，因此收入公式的确定非常麻烦。

英国输配电费用 RPI-X 规制取得了巨大的成功。然而，该制度在 2010 年发生了变动。随着日益增加的配电（2005 年 10 月较 2000 年 5 月增加 48%）和输电（ 2007 年 12 月较 2000 年 5 月增加了 79%）投资需求，电网费用日益受到资本支出而非运营支出的驱动，而且随着接入受补贴可再生能源电力的增加，电网资本支出不断增加。Ofgem 于 2008 年宣布了一项审查制度，即RPI-X@20 审查（Ofgem, 2009c），重点关注用户参与、可持续性以及创新的规模和范围。审查结果是推出一个新的监管体系，即 RIIO。在该监督体系中，收入 = 激励 + 创新 + 产出。RIIO 更加强调激励机制，以促进电网创新和增加产出（例如利益相关者的满意度）。值得注意的变化包括更多的创新资金，更长的价格控制期（8 年而不是 5 年），以及更加强调总支出，而不仅仅是资本支出和运营支出。然而，从电网费用的确定方式来看， RIIO 更像是 RPI-X 的演变，而非一场彻底革命。

对中国而言，一个有趣的发现是， 英国对于不同输配电收费区域之间提供了交叉补贴。补贴一直存在于单个服务区域，在这种意义上，输配电费用并未完全反映成本。然而，在英国，输配电收费并非旨在促进欠发达地区的经济发展，这一点与中国不同。最好不要为了提供地区交叉补贴而采取扭曲电价的方式，理论上最好通过输配电收费以实现补贴目标。这样的话，管理和向用户传达信息会非常容易，困难之处在于这可能会扭曲电网接入地点的决策。向特定地区提供较低电价的另一种方法是，单纯地向每个人按兆瓦时收取一定费用，降低优惠地区用户的最终电价，然而这方式对确保完成整个过程是非常艰难的。在中国的省级层面，一个或其他交易省份可以对廉价电力的跨省输入 / 输出征税，以提供交叉补贴资金。如广东省可以对来自云南省的水电输入征税，或者云南省可以对其输出广东省的电力征税。这些税收可以在不扭曲批发价格的情况下增加收入，并且收入可用于补贴优惠地区的电力销售。