我研究了基于绩效的监管（PBR）在美国配电和输电中的应用进展。大约在2000年之前，综合PBR在配电方面的应用在美国一直很缓慢。PBR机制现在更频繁地应用于配电，这反映了电力行业结构的变化和配电公司承担的义务的增加。新义务主要是近一半州电力部门脱碳的积极目标以及使用“清洁”电力为交通、建筑和其他部门供电的目标的结果。PBR应被视为一组可以以各种组合方式采用的“构建块”，并应认识到PBR和传统的服务成本监管应被适当地视为补充而非替代。英国最近对分销公司监管的改革，称为RIIO，在美国产生了影响。讨论了RIIO中包含的主要改革。联邦能源管理委员会（FERC）基本上没有将PBR应用于输电资产所有者或独立输电运营商。联邦能源管理委员会采用了有针对性的激励措施，鼓励对输电设施的投资和独立系统运营商组织的成员资格。然而，输电费率的监管主要依赖于公式费率形式的COSR，并且具有较差的激励特性。对独立系统运营商的监管是一个挑战，因为它们是非营利组织。这里建议进行改革。
讨论文件分析了印度零售配电中“运输”（电线业务）和“内容”（供应业务）分离的含义
向用户，特别是住宅和商业客户提供电力的标准做法是通过受监管的垄断电力公司。这些公用事业公司通过将配电成本纳入这些客户每千瓦时的电价中来支付配电成本。，分布式发电（DG）的扩张——主要由太阳能电池在客户所在地发电——威胁着这一标准做法。DG正在扩张，因为生产太阳能的成本正在下降，而减少化石燃料使用的政策正在加强。通过减少对公用事业供电的需求，DG正在引导公用事业考虑如何以其他方式发展业务，包括在能源管理和DG本身中发挥更大的作用。，由于分销成本是根据使用情况回收的，DG加剧了这些影响。公用事业公司每使用一千瓦时电力的价格必须超过交付成本，以支付固定成本，即与使用无关的成本，例如通往家庭和企业的电线。当需求下降时，公用事业公司每输送一千瓦时的电力就会失去利润率。，更糟糕的是，大多数安装太阳能电池板的人都保持着与电网的连接。如果这些家庭只根据净使用量来支付电网连接的费用——他们从电网中获得的电量减去他们从太阳能电池板向电网中提供的电量——他们就可以得到公用事业或非DG客户的有效补贴，这些客户必须支付更高的费率来支付公用事业的成本。，全国各地的监管机构都在努力解决公用事业应如何适应DG的潜在增长。回答两个问题对于做出好的决定非常重要。，1.分销和竞争性服务之间的范围经济有多大？，公用事业公司希望在太阳能供应或能源管理等非传统市场中发挥作用。然而，过去三十年监管政策的一个标志是，受监管的公司不应参与竞争性业务。否则，受监管的公司有动机通过交叉补贴有竞争力的附属公司或在获得其服务时歧视无附属公司的竞争对手来阻碍竞争并提高纳税人的价格。这些担忧导致了20世纪80年代“马贝尔”电话垄断的瓦解，以及在20世纪90年代大规模电力市场向竞争开放后，“独立系统运营商”规则限制了发电机对受管制传输的控制。，然而，这可能并不是故事的全部。允许公用事业公司参与这些市场可能也有一些好处，即所谓的范围经济。让公用事业公司提供DG和能源管理以有效运营电网的好处可能超过让公用事业可能扭曲竞争所带来的风险。在平衡这些可能的优点与成本时，监管机构应该要求有确凿的证据，而不仅仅是公用事业部门的断言，证明他们需要能够在传统服务需求下降的情况下增长。，2.有多少公用事业成本是固定的？，在思考电力经济时，我和其他人经常认为配电成本基本上都是固定的。一旦输送能力到位，分配额外千瓦时的增量成本可以忽略不计。尽管一些行业消息人士或多或少支持这一点，但其他人告诉我，高达75%的配电成本因用电量而异。，这是一个广泛的可能性。为什么答案很重要？电网的定价应遵循其成本。如果大多数成本都是固定的，那么客户应该支付固定的费用，无论他们用了多少电。这包括按“净使用”计费的DG客户，他们可能只需支付很少或根本不支付与电网保持连接的固定成本。，但是，如果公用事业的大部分成本随着产量的变化而变化，扩大DG可以降低配送成本。在用电不断扩大的地区尤其如此，因为DG可以减少在新变压器或更大变电站上的支出。支付固定的分销费用将使潜在的DG用户无法将这些成本节约纳入是否安装太阳能电池板的决定中。，因此，了解DG安装可以避免多少公用事业成本对于健全监管至关重要。了解这一点可能需要大量关于按服务区域提供分发的成本的数据。全州每千瓦时的平均总成本是不够的。，应对分布式发电的挑战需要监管机构能够回答这些关于范围经济和固定成本部分的问题。告知这些答案应该是研究的首要任务。
Slovenskéelektrárne的大股东斯洛伐克电力控股公司与斯洛伐克共和国经济部和斯洛伐克共和国财政部签署了一份备忘录，内容涉及实施非常措施，消除电价上涨对选定消费者群体的影响。
2022年5月，葡萄牙和西班牙部长理事会同时批准了一项为期一年的价格机制，以降低伊比利亚电力市场（MIBEL）的批发电价。“伊比利亚机制”旨在限制化石燃料发电厂的发电成本。电力生产商将获得天然气市场价格与天然气价格上限之间的差额补偿。这一上限在前6个月设定为40欧元/MWh，然后每月增加5欧元，最终达到70欧元/MWh。欧盟委员会于6月批准了这项特殊的临时措施。
