近年来，英国致力于实现净零排放目标，推动能源结构向绿色、低碳方向转型，尤其加大了风能和太阳能等可再生能源的开发力度。然而，尽管风能发电能力不断提升，在理想天气条件下，本应实现最大化出力，满足数百万家庭的电力需求，现实中却因电网输送能力的限制，出现大规模能源浪费的问题。具体表现为一些风电场在风力充足时被迫限电，而电力公司却因此获得国家补偿，甚至被支付“停产费”，这在外界看来无疑令人费解，背后实则反映了英国能源系统深层的结构性困境。 英国的电力输送网络设计年代较早，主要是为燃煤和燃气发电厂将电力从境内主要城市和工业区输送至各地而建。近年随着新能源项目主要部署在风力资源丰富的偏远海域和乡村地区，现有的输电线路能力凸显不足，电力难以充分送达负荷中心。此外，电力系统需要保证供需平衡，过载情况容易导致系统不稳定，因此在输电能力受限时，不得不限制发电量以维护网络安全。
这种局面导致了例如位于苏格兰海岸的Moray East和West离岸风电场，尽管风力条件极佳，却无法全力发电。 最值得注意的是，发电企业如Ocean Winds不得不减少风电出力，同时还获得国家发出的补偿，这笔“停产费”用于弥补企业由此造成的收益损失。比如， 在2025年6月3日凌晨，当Moray Firth风电场因电网限制被迫关停部分设备时，Ocean Winds获得72,000英镑的赔偿。而同一时间，在伦敦以东44英里处，燃气发电站则因需求增加而被支付更多费用以补充供电。如此“买停卖开”的现象每天都会发生，其频率和成本逐年攀升。 研究数据显示，像Seagreen这样苏格兰大型风电项目去年有高达71%的时间被限制输出，仅此一项就被支付了高达6,500万英镑的补偿费用。
类似的补偿累计，2025年英国整体因此开销估计已超5亿英镑，诺森电力系统运营商（NESO）更警告，到2030年这笔费用可能高达每年80亿英镑。高昂的成本最终转嫁到消费者身上，推高了整体电费水平。《净零能源政策》初衷是促成更廉价的绿色电力，但现实却令公众担忧其效果并不理想。 为了解决输电瓶颈，英国政府考虑拆分现有的全国电力市场，转向多个区域市场机制，即所谓的“区域定价”或“分区市场”。按照这一设想，苏格兰等风力资源丰富地区的电价将由当地供需决定，而非传统的全国统一价格，从而使本地风电能够更有效地销售给该区域用户，不再依赖向南方输送，以缓解传输压力。 区域定价理论上能激励电力生产和消费的空间匹配，例如，当地余电丰富时价格可能大幅降低，甚至免费，提高用电积极性，促进产业向电价较低的地区聚集。
像约克郡、东北英格兰和威尔士部分地区，也因可再生能源潜力增强而可能享受同样的好处。长远看，区域定价有助于吸引能源密集型产业，提升当地经济活力，同时减少对远距离输电设施的依赖，节省昂贵的基础建设投入。 然而，区域市场改革也非没有争议。煤气电厂和大型电力公司的代表质疑这一改变会带来市场收入不确定性，给他们带来投资风险，进而打击新能源项目建设。部分风电企业负责人担忧，裁切现有合同和收益机制将抑制他们扩大绿色能源版图的动力。再者，长期计，随着国家电网计划投资约600亿英镑升级输电网络，未来输电瓶颈得以缓解，区域定价节约幅度可能缩水。
此外，地域定价可能导致南方部分地区电价上涨，引发公平性担忧。同时，能源密集型企业如英国钢铁厂不一定能快速迁移至电价较低区域，带来产业布局和就业影响。改革周期可能持续多年，短期内给消费者带来损益不均衡的结果。 社会舆论方面，政府绿色能源政策和定价改革面临严峻挑战。反对阵营将净零政策定义为昂贵的“愚蠢政策”，强调能源成本攀升已影响民生，成为政治斗争热点。连英国前首相托尼·布莱尔亦表达对政策成效的怀疑。
民调显示，生活成本问题比生态环保更受普通百姓关注。 尽管如此，支持者认为区域定价将为能源系统带来更大效率和更低成本。英国最大新能源供应商之一的Octopus Energy首席执行官Greg Jackson强调，当前维护现状的企业更关心自身利润，利益集团阻挠改革。该公司研究估算，到2050年区域定价可能节省高达550亿英镑开支，帮助家庭平均年电费减少50至100英镑，且类似的定价转变在瑞典等国实现迅速且顺利。 总的来看，英国能源体系正在经历一场前所未有的转型阵痛。由煤气时代电网架构所带来的结构性限制，迫使风电企业被迫降低产能但又需付费补偿，导致高额浪费和成本。
能源市场正处于改革关键期，区域定价方案虽具潜力，但存在诸多商业和社会挑战。未来数年内，政府对能源市场的政策决策，将决定英国是否能实现低碳目标的同时，又不使民众背负沉重能源负担。 民众对电价、公平性的关切促使政策制定者慎重权衡，兼顾环境可持续性及经济实际，寻找绿色转型与市场效率的平衡点。无论结果如何，英国能源故事的进展无疑对全球能源转型提供了宝贵经验和警示，彰显了技术升级、基础设施投资与制度创新齐头并进的重要性。
