中国储能网讯：2025年7月，英国能源安全与净零排放部（DESNZ）发布《电力市场机制审查（REMA）2025年夏季更新》，正式确定了英国电力市场的改革方向，政府决定保留覆盖全国的统一批发电价机制，并推出一系列改革措施以提升未来电力系统的运行效率，同时明确表示暂不实施区域电价（zonal pricing）。
根据该文件，英国政府将通过规划制度改革、网络规划（CSNP）、接入制度优化及输电费用设计等手段，推动全英能源基础设施的空间布局优化；并将在2026年发布首份涵盖电力与氢能领域的战略性规划，为行业提供区域层面的评估和更明确的投资指引，同时保障市场竞争的活力。
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保留统一电价，审查输电网络使用费
REMA新文件明确英国暂不推进分区电价机制。在综合权衡各方证据与反馈意见后，DESNZ认为，分区电价所带来的成本增加、机制复杂性及对投资者的潜在干扰，将超过其可能产生的收益。因此，现行的全国统一电价机制将继续沿用，同时，现有机制也将继续优化，进一步提升对地点信号的反映程度。
作为战略空间能源规划（SSEP）的重要一环，英国将对发、用两端的输电网使用费（TNUoS）及接入费用体系实施改革。
为规范输电网络定价、适配电力市场建设，英国于2007年构建了“接入价+输电网使用费（TNUoS）+平衡服务费（BSUoS）”的输电价格体系。其中，输电网使用费主要用于覆盖输电网的建设、运营及维护等开支，由输电网运营商（National Grid）依据电力用户的用电量和用电时间等因素计算，再通过电力供应商向用户收取。其分摊原则与用电量、用电时长直接挂钩：用电量越大、用电时间越长，用户需承担的TNUoS费用就越高。
在定价机制上，英国采用点费率模型（PoC，Point-of-Connection Tariff）。有别于按输电通道或交易路径定价的思路，点费率定价综合考量电网用户在接入节点的发用电行为，按节点或价区核定输电价格，且同一节点执行统一标准（电量电价或容量电价）。电网用户仅需根据用电量或容量（报装容量或最大负荷）支付费用，无需考虑具体的送受电交易细节。
点费率定价能精准反映发电机组与电力用户在系统中的位置信号，弥补电力现货市场边际电价机制在位置价格信号方面的不足，进而引导用户合理选址，提升输电网投资与运行效率。英国在应用这一方法时，特别引入基于“兆瓦—公里”的位置信号，促使发电厂和用户在选址时兼顾自身收益与发用电行为对系统的影响。
近些年，不少投资者反映了对当前输电价格机制的担忧，认为其波动性大、可预测性差，不仅推高了消费者的用电成本，也削弱了行业投资的确定性。这是由于，在当前的TNUoS机制中，发电商在不同地区连接输电网支付的费用差异较大，且每年都有变化，导致项目选址不确定性强，阻碍投资。
为解决这一问题，本次改革将把输电网使用费机制与发电项目产生的长期系统价值挂钩，传递更明确、可预测的地点信号，优化项目选址，同时规避区域电价可能引发的复杂问题。改革的方向是改变TNUoS的计算方式。TNUoS不再单纯基于当前网络使用的负荷状况计算，而是评估一个项目在其生命周期内能否缓解输电拥堵、减少系统运行成本（如平衡电力、备用容量成本）、带来更好的资源配置，并给予这类项目更低的输电费用，反之就要收取较高的输电费用。
为了让这种价格信号具有可预测性，英国能源监管机构Ofgem将发布多年度的输电网络费用路径预测，向发电商清晰展现未来不同地点的输电成本趋势。这样，开发商在选址和建模阶段，就能基于相对稳定的长期信号来决策。英国政府计划于2025年下半年发布详细实施计划，预计最迟2029年全面落地，并将尽早推进相关立法工作。
与此同时，Ofgem将启动对新机制的相关审查，内容包括：重新界定TNUoS目标以衔接战略空间能源规划（SSEP）；确保TNUoS、SSEP与中央战略网络规划（CSNP）的兼容性；调整成本驱动因素，纳入冗余容量、网络约束及未来建设需求等；提高收费机制的可预测性；平衡接入费用与TNUoS的分担比例，可能适当提高接入费用占比；审查储能和用户侧的收费机制；以及设计过渡与实施安排。
02
改革聚焦提升系统效率
为提升电力系统运行效率，尤其是在网络阻塞管理方面，英国政府、英国能源系统运营商（NESO）与Ofgem联合提出了一系列改革措施，核心目标是增强电网实时平衡能力、降低系统运行成本、提升灵活性，为消费者节省开支及提高系统运行的透明度。
英国正在酝酿的关键改革措施包括：降低平衡机制（BM）的参与门槛，允许小型资源（如小型电池储能）进入市场，以提高系统响应速度与灵活性；将市场交易截止时间与调频机制结算时间对齐，使NESO能提前掌握系统运行状态；强制要求发电商发布的“最终能量计划”（Physical Notifications）[1]与实际的市场交易头寸（数量规模）保持一致，确保NESO能准确评估系统平衡情况；引入单元级别报价机制，以增强市场透明度、降低市场操纵风险，提升各类资产参与交易的公平性（该措施需进一步收集证据支持）；考虑缩短平衡结算周期（如调整为15分钟或5分钟），通过提高结算频次支持电池储能等快速响应技术，并将部分交易从调频机制转移至批发市场。
此外，英国政府支持P462规则[2]修改提案，禁止发电商将补贴计入调频机制报价，以确保调频成本的透明度并真实反映实际运行成本。目前，P462正处于成本效益分析阶段，Ofgem预计将于2026年提出最终建议。上述运行机制改革可能需要立法支持，政府将与NESO和Ofgem合作，评估每项措施的实施时机、实际效果与可行性，将其纳入电力市场改革的整体框架中推进。
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完善低碳能源市场机制，提升系统灵活性与稳定性
除了对输电网使用费和系统运行效率的改革，英国政府还将从多方面完善能源市场机制，以推动低碳转型并保障系统稳定。
首先，政府将推进容量市场（CM）的一揽子改革，重点引导长时储能、需求响应及氢能领域的投资，确保其支持低碳灵活性资源发展与系统安全。相关独立咨询文件将于2025年晚些时候发布，以保障该机制在能源系统转型中持续发挥作用。
此外，差价合约（CfD）机制也将迎来新的变化。根据计划，CfD改革的关键方向包括：
增强市场响应性。当前，CfD的固定价格保障使得发电商对价格信号不敏感，也不关注电价和系统负荷情况。改革可能引入动态价格差价机制，依据市场状况调整补贴；或与调度信号联动，给予灵活响应奖励。
支持可调度低碳技术。现行CfD主要适用于风电、太阳能等不可控间歇性能源，而储能、氢能发电等可调度低碳技术难以参与，改革或将为这类资源设计专属CfD模式。
引入地点信号。现行CfD补贴未考虑电网阻塞和区域供需差异，导致部分电力项目选址不合理。改革可能引入区域差异化CfD，让低网损、靠近负荷中心的项目获得更优条件。
政府还将持续推进辅助服务与灵活性市场改革，优化市场价格信号，并与Ofgem和NESO合作，支持高比例可再生能源电力系统下的高效调度改革。
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改革暂不涉及批发市场结构
根据计划，英国政府下一步将把改革工作的重点放在《全国统一电价机制改革实施计划》及REMA最终分析报告（包含各类批发市场改革选项全面成本效益分析）的发布上。此外，上文所述的SSEP规划、TNUoS相关审查、容量市场与差价合约改革也将按计划推进。但英国政府也宣称，本阶段REMA暂不推动批发市场结构的重大变革，Ofgem将与电力行业在现有框架下继续提升运行与调度效率。
整体而言，英国此次电力市场改革的核心逻辑在于，不依赖电价机制本身的区域化调整，而是通过精细化的输电费用制度设计，向市场传递清晰的地点信号，鼓励发用双方在系统价值更高的区域布局项目，以更低的接入与使用成本作为激励，精准引导资源的优化配置。
这种机制设计的关键优势在于，通过前置、长期的信号释放，为投资者提供稳定、可预期的决策依据，推动项目向系统价值最大化的区域集聚；同时，其绕开区域电价机制的改革路径，从根源上规避了该模式可能引发的社会成本分配争议、市场机制复杂化等问题，在保障市场效率的同时兼顾了社会可接受度。不过，这一路径的实际成效仍需在未来的市场实践中接受检验，改革能否长期平衡系统效率提升、投资信心稳定等因素，值得持续关注。
注释
[1]最终能量计划：英国电力平衡市场由发电商、售电商、聚合商等组成，以平衡机制单元为最小单位进行申报和结算。相关主体需在关闸点（实际交付前1小时）前提交平衡机制单元的最终电能量计划（PN）及平衡机制报价（买电 / 卖电）。系统电量短缺时，NESO调度平衡机制单元增加出力，按中标卖电报价形成不平衡价格；电量盈余时，调度其减少出力，按中标买电报价形成不平衡价格。
[2]P462提案：全称为“在平衡机制中移除补贴计入出价”（The removal of subsidies from Bid Prices in the Balancing Mechanism）。当前，英国享受可再生能源补贴（如差价合约、可再生义务制）的发电资源，接受调频指令时会损失当期发电量对应的补贴。这迫使它们在平衡机制中报出负价，得到被调度的机会以换取可再生能源补贴，弥补被要求不发电时带来的损失，进而扭曲出清顺序。这导致电池、常规发电等其他资源可能需以更高成本介入，推高系统整体调度成本，加重用户负担。P462提案的核心目标是将补贴与投标价格分离，使报价真实反映发电商实际机会成本，以减少市场扭曲、节约总成本。
