2021年，英国启动了净零市场改革项目，旨在全面审查英国现有的电力市场设计，提出改革计划，以期在2025年实现净零排放。
2023年7月4日，英国国家电网（ESO）发布了净零市场改革方案关于能源投资政策的结论。能源监管机构英国天然气电力办公室（Ofgem）称，正考虑应用节点边际定价机制，以实现2035年的电网脱碳计划。
然而，节点边际定价的改革提议在英国能源行业中引起了争议。能源投资者认为，新定价方式的公平性及定价模型的有效性都存疑。
阻塞频发+平衡成本高涨，节点电价成“药方”
为提高电网运行效率，英国考虑把电力市场分为7个价区或数百个不同节点。每个节点的电价会依据其距离发电地点的远近而变化，不同节点的价格可能差异很大。
当前，英国是统一的电力批发市场模式。发用电双方可通过双边合同、电力交易所实现中长期和日前电力交易，这类交易电量约占到全部用电量的95%。市场参与者（发电商、中间商、大用户等）无论在何地，接收到的都是相同的批发价格信号。
通常，发电商在不考虑电网阻塞的情况下自行安排生产，但当某地的发电量超过电网安全运行允许的传输电量时，就会出现阻塞。一旦发生阻塞，电网运营商就会在平衡市场采购电量及电力服务，确保电力系统的实时平衡。
平衡市场由英国国家电网负责运营，通过市场化手段解决合同电量和实际运行之间的偏差电量。目前，平衡市场交易的电量占英国全部用电量的2%—5%。如果电网无法输送电力，电网运营商会要求发电商减少出力，并给予其一定补偿，补偿成本由终端用户承担。
但近几年，英国电网的平衡成本不断上升。Ofgem公布的信息显示，自2018年以来，英国电网的平衡成本已增加284%。2022年，英国国家电网花费了19亿英镑用于支付“阻塞成本”，包括补偿可再生能源弃电。Ofgem表示，如果不进行电力市场改革，平衡成本将“极速增长”，而这些成本最终将由消费者买单。
平衡成本大幅增加的背景是，过去10年，英国可再生能源的比例大幅提高，系统波动性增大，短时能源紧缺的情况增加。与此同时，新能源发电所在地与负荷集中地之间的距离也越来越远。英国的新能源机组大多分布在苏格兰地区，而负荷则集中在英格兰，由于电网的传输能力有限，阻塞时常发生。
因此，为解决平衡成本不断上升的问题，英国国家电网提出将电价模型转向节点边际定价，以降低系统的平衡成本。Ofgem委托能源咨询公司FTI Consulting（FTI）进行的最新研究发现，如果改用节点边际定价，到2040年电力系统可累计节省488亿英镑成本。
该研究还发现，即使采用区域定价模式（Zonal Pricing），也不能显著降低电网成本。英国国家电网认为，区域定价模式只能“在短期解决部分问题”。节点电价则不同，根据模型，不同地区的年均批发电价将会有显著差异。
研究报告指出，英国北部地区如苏格兰、英格兰北部和威尔士北部的电价将是“欧洲最低价”，但英国南部地区则承担全英最高电价。FTI公司的测算模型显示，到2040年，英国不同地区的年均批发电价将在37—58.7英镑/兆瓦时之间波动。
节点价差惹争议，不同群体的经济账
对于节点电价机制，英国各市场主体的态度并不统一。英国北部是能源富集地，希望借此降电价。英国东北部提斯河谷市市长Ben Houchen就表示，从生活成本和工业化角度来看，低廉的能源成本可能会为该市带来机遇，该市有望得到更好的发展。
其他支持者认为，节点边际定价对英国的工业将产生重大影响，既能鼓励发电商在英国南部投运更多的风电机组，同时还能在可再生能源富集的苏格兰地区推动新型绿色产业发展，如电解氢，超级电池工厂等。
但对英国南部地区的用户来说，如果实行节点边际定价，他们将承担全英最高电价，因此并不赞成这一改革方案。伦敦市市长Sadiq Khan呼吁政府机构考虑所有的改革选项，并充分论证、研究电力市场改革方案对伦敦居民的影响。
英国重工业领域从业者也表达了他们的忧虑。能源密集型行业协会负责人Arjan Geveke指出，电价并不是影响重工业企业布局的唯一因素，“现有资产的多少、原材料获取的便利程度以及是否接近终端客户等，才是企业在建厂选址时考虑的重要因素”。
此外，部分发电商对节点边际定价的态度也并不积极。不久前，英国最大的清洁能源投资商之一——SSE公司曾明确表达反对意见。该公司认为，实行节点边际定价将导致发电企业更难预测未来的收入，推高企业的资本成本；其次，实行节点边际定价后，如果由于电网阻塞导致机组弃电，发电商将不再获得补偿。
而对普通居民用户和小型工商业用户来说，修改批发市场定价方式的影响不会很大。Ofgem表示，售电商可让消费者选择不同套餐，比如选择有价格波动的弹性电价套餐或者选择固定电价套餐。
“可变电价的好处在于，有消费弹性的电力用户可以通过改变用电习惯等方式，获得适当优惠。比如，在电价较低时给电动汽车充电，或使用大功率电器，推动用户侧用电行为的改变。”
面对不同群体的意见，英国政府暂未做出决定。Ofgem表示，目前还没有其他有效的的阻塞管理方案，节点边际定价只是改革方案中的一个选项。英国政府正协同相关机构进一步研究，细化改革方案，力求为电力用户争取公平交易。
改革愿景：电力市场设计的三阶段
是否实行节点边际定价，各利益主体尚在博弈，但是解决高比例可再生能源引发的阻塞问题已迫在眉睫。
英国国家电网市场开发主管Clan McLeavey-Revill表示，如何设计一个高效运行的批发市场，是英国能源市场向净零结构转型的关键挑战之一。目前，为缓解阻塞，电力系统运营商使用再调度（Redispatch）操作的次数明显增加。
McLeavey-Reville指出，当前的统一市场模式缺乏实时准确的批发电价，市场无法清晰地看到各地真实的电力供需情况，而平衡市场只能“不透明且不精确地”传达出每个地区的实时供需。对比来看，节点边际定价将显示出各地真实的电力实时价值，从而提高电网运行效率，并入更多可再生能源。
“首先，节点边际定价可以引导新建零排放资源和储能资源建设在合适的位置，并激励现有的化石燃料机组根据其所处位置、发电能力和经济性选择继续运行、退出还是升级改造。”
其次，节点边际定价模式下的市场出清价格将为储能和价格响应资源提供符合市场条件的有效价格信号。随着可再生能源的高比例发展，电力系统中的资源组合更加多样，包括分布式资源、储能、需求侧响应等都将参与市场。动态、实时且精细的价格信号有利于这些资源作出响应，而不是仅仅接收调度指令。
英国国家电网在其长期愿景中概述了英国电力市场设计的三个关键实施阶段。
第一阶段（2023-2027年）要快速增强系统的灵活调度能力，包括半小时市场的运行安排、零售市场改革、扩大平衡市场准入以及加强电网联络线建设。
第二阶段的重点是调整投资政策，对差价合约（CfD）和容量市场进行改革，实现2025—2030年差价合约总额较目前增加3倍。
在最后阶段（2030年后），英国将对整个电力市场进行重新设计，让需求侧资源、储能以及电网互联发挥主要作用，提升电网灵活调度能力。
据英国国家电网预计，最终的净零市场改革报告将于2023年秋季发布。
