中国储能网讯：2026年6月下旬，欧洲多地遭遇破纪录高温，英国英格兰地区经历了有气象记录以来平均气温最高的6月，气象局连续发布极端高温红色预警。受制冷需求攀升、部分燃气机组高温降额及系统裕度收紧影响，6月29日当周，英国日前电价环比上涨13.0%，达110.42英镑/兆瓦时（据英国能源与可持续发展咨询公司TEAM Energy周报数据）。但批发电价的短期冲高并未等比例、同步传导至终端用户账单，用户实际承担的成本取决于零售套餐的定价方式、传导周期及自身用电特征。

英国零售市场通过产品分层、风险揭示、智能计量、自动控制与灵活性收益等机制的有机衔接，实现了批发价格风险的分层传导，并为具备调节能力的用户在高峰时段主动削减用电、获取响应收益创造了条件。本文在梳理英国零售套餐价格传导方式及配套机制的基础上，结合我国当前零售套餐发展实践，剖析其中需进一步完善的薄弱环节，并提出针对性建议。

英国零售套餐及价格传导机制分析

零售套餐分类情况

英国零售套餐可按价格稳定性和响应方式分为五类：

一是标准可变费率套餐（Standard Variable Tariff，SVT），其价格随英国天然气与电力市场办公室（Office of Gas and Electricity Markets，Ofgem）发布的价格上限按季度更新调整。

二是固定费率套餐（Fixed Tariff），在约定期限内锁定单位电价与日固定费用，批发电价波动不直接影响既有合同。其优势在于预算确定性较强，但缺点同样明显——既缺乏时段价格信号，也需承担市场降价期间继续执行较高合约价的机会成本。

三是固定峰谷套餐（如Economy 7等），按预设日间/夜间费率结算，主要面向储热设备、电动汽车夜间充电等可主动将用电转移至低谷时段的用户。

四是设备绑定型智能套餐（如章鱼能源的智能电动汽车充电套餐Intelligent Octopus Go等），由供应商远程调度电动汽车等设备，使其集中在低价、低碳时段充电，实现供需协同。

五是半小时动态套餐（如章鱼能源的灵活套餐Agile Octopus等），按半小时更新零售电价，价格随批发市场波动，设置100便士/千瓦时的保护性上限，适合有自动化、储能或强响应能力且能承受价格波动的用户。

非分时基础套餐目前仍占据英国居民零售市场的主体地位。截至2026年5月Ofgem 披露，标准可变费率套餐与固定费率套餐用户分别约为3300万个和2100万个，二者合计构成市场绝对主力。与2022年能源危机前后的用户分布相比，增量主要体现在上述两类套餐之间的此消彼长，而非市场整体向高频动态套餐的迁移。这一结构特征表明，英国零售市场的风险处理仍以预算稳定和价格保护为优先导向，用户侧通过价格信号主动削峰、移峰和规避尖峰风险的能力提升空间依然较大。

批零价格传导机制带来的成本差异

英国批零价格传导可归纳为延迟传导和近实时传导两类。延迟传导包括标准可变费率套餐、固定费率套餐和固定峰谷套餐，近实时传导包括设备绑定型智能套餐和分时动态套餐。

延时传导对短期市场波动呈现较强的隔离作用。标准可变费率套餐通过Ofgem按季度更新的价格上限传导批发成本，Ofgem公布的2026年第三季度价格上限中，采用银行自动扣费方式（Direct Debit）的典型双燃料用户，年度化账单较上一期上升13％，其中电力单位电价由24.67便士/千瓦时升至26.11便士/千瓦时；固定费率套餐将批发价格风险暂时留在售电公司侧，通常到续约或新签合同时才重新定价，其定价由供应商自主报价，主要取决于供应商远期采购、套期保值和风险溢价。章鱼能源（Octopus Energy）6月下旬至7月高温期间的固定费率套餐平均报价由25.2便士/千瓦时降至24.3便士/千瓦时，并未因短期现货价格上涨而同步上调；Economy 7等固定峰谷套餐执行预设费率，能够反映常态化峰谷差异，但不随某个高温周的批发价格逐时变化。对这些用户，高温周的当期成本增长主要来自用电量增加或新增负荷落在较高费率时段，而不是单位电价同步上涨。

近实时传导在极端高温窗口进一步放大尖峰信号。对于半小时动态套餐用户，零售电价紧密跟随批发市场波动，其在尖峰时段的价格暴露更为直接和显著。

以章鱼能源灵活套餐（Agile Octopus）伦敦供区公开数据为例，2026年6月24～26日高温窗口期间，该套餐半小时电价均值为25.242便士/千瓦时，较6月10～12日对照窗口的19.048便士/千瓦时上涨32.5%。从关键时段看，16∶00～19∶00晚高峰均价由27.821便士/千瓦时升至48.078便士/千瓦时，涨幅高达72.8%；日内最高半小时电价更由37.233便士/千瓦时跃升至76.503便士/千瓦时，约为对照窗口的2.05倍。

英国零售套餐风险分担

配套机制分析

英国零售套餐的价格风险分担分为两个层次：一是在签约环节，通过产品设计形成由稳定到动态的风险梯度，赋予用户基于自身用电特征和调节能力的选择权；二是在运行环节，依托智能计量、数据交互、自动控制和灵活性服务等机制，对动态价格风险进行持续缓释和管理。二者衔接，构成“事前选择定档、事后调节兜底”的风险分担闭环。

差异化套餐供给实现了价格风险与用户调节能力的匹配。对缺少可调设备或风险承受能力较弱的用户，可选择受价格上限保护的标准可变费率套餐，或通过固定费率套餐锁定合同期内电价，由供应商在约定期限内承担批发价格波动；对拥有电动汽车、储能设备或楼宇自动控制条件的用户，可选择动态价格套餐与自动调度服务，通过主动调整用电时点换取成本下降空间。此外，Agile Octopus等产品还设置了最高价格上限，以防范极端价格风险。这一差异化设计既避免了所有用户统一承受实时波动所隐含的公平性争议，也防止了统一固定费率对可调负荷响应动力的抑制。

精确计量与数据交互为自动响应提供基础。英国能源安全与净零排放部统计显示，截至2026年3月底，英国家庭及小型商业场所已安装智能及高级电表超4100万只，占全部电表的72%。半小时计量数据与开放数据接口相结合，可精准识别用户在高价时段的用电行为，为账单测算、负荷诊断及自动控制提供支撑。2026年5月，电价套餐互操作性安排（Tariff Interoperability，TI）被纳入电力供应许可条件与《零售能源规范》，进一步统一了价格数据格式、应用程序接口及用户授权规则。据此，电动汽车、储能、热泵等智能设备可跨供应商读取价格信号并自动调整运行时段，显著降低了动态套餐下价格信号向实际负荷响应转化的技术成本。对于需要聚合大量分散式资源的场景，标准化数据与控制接口还可将单户设备优化升级为聚合调度，提升系统层面的灵活性配置效率。

灵活性收益补偿进一步降低了用户承担的净风险。在结算规则层面，英国平衡与结算规则修改案P375自2022年6月30日起实施，允许符合条件的关口表后资产电表用于相关结算，使具体设备的灵活性电量可与场址内其他用电活动区分计量，为精准核算灵活调节价值提供制度基础。在服务机制层面，英国国家能源系统运营商（NESO）通过需求灵活性服务（DFS）采购经核验的负荷调整量。2026年4月实施的新方案将其延续为全年运行的择优调用工具，既可压减采购负荷，也可在电力富余时增加采购负荷。供应商、聚合商等服务提供者获得NESO付款后，自主确定对终端用户的激励方式。由此，用户既可通过移峰减少高价时段购电支出，也可因提供系统所需的灵活性获得额外收益，有效对冲设备投入、操作成本及负荷调整带来的不便。

我国零售套餐典型模式与特征

我国已具备零售分时套餐发展的政策与市场基础。《电力中长期市场基本规则》（发改能源规〔2025〕1656号）与《关于完善全国统一电力市场体系的实施意见》（国办发〔2026〕4号）相继出台，标志着电力批发与零售价格之间的传导机制正加速转型。

典型省份的市场化零售分时套餐可按价格传导深度归纳为三类：第一类，批零基准联动型。峰谷时段与浮动比例相对固定，基准价与中长期、现货加权价格联动，主要传导整体价格水平，波动平滑。第二类，批零曲线联动型。依据中长期及现货分时价格形成零售曲线，并由行政分时规则进行校验或结算调节，使用户感知不同时段的相对价差，但峰谷形态仍受规则约束。第三类，批零完全联动型。零售价格更充分跟随批发市场变化，同时通过价格封顶、收益分享、平滑计算或信用约束等机制分担风险，高频传导与风险管控并存。

三类套餐由平滑传导向高频传导逐级递进，反映了各地在价格信号真实性与用户风险保护之间的不同权衡。

套餐分层与用户风险承受及调节能力的匹配仍待加强。现有零售套餐更多体现为价格公式与联动比例的差异，标准化框架虽有利于降低选择与结算难度，但针对中小刚性用户、可调工商业用户及资源聚合商等不同主体的差异化产品仍有拓展空间。具备柔性负荷或储能的用户尚可利用分时价差优化用电，刚性负荷用户则可能主要承担高峰时段的价格暴露。此外，若计量数据质量、套餐比价、负荷诊断及自动控制工具未能同步完善，即便零售价格提高了联动精度，用户仍只能被动承受波动，难以将价格信号转化为实际调节行动。

零售套餐与灵活性收益结算机制尚未有效衔接。国家政策虽已明确虚拟电厂可参与中长期、现货、辅助服务和需求响应，资源聚合类主体也可与分散资源签订零售或聚合服务合同，但当售电公司或独立聚合商通过套餐获得设备调节权限后，同一用户的电能量结算、响应收益与偏差责任可能分属不同主体。在允许跨售电公司聚合的场景下，负荷调节还可能改变原售电公司的代理负荷曲线。目前，各地在合同关系、响应基线、效果核验、收益分配、偏差责任及重复参与防范等方面仍需进一步细化衔接。

上述两个问题的存在，可能导致结算争议及申报容量与实际可调能力不符，进而影响价格激励效果，也不利于形成用户对投资储能、改造控制系统及持续参与响应的稳定预期。

相关建议

英国居民零售市场的经验不能直接移植至我国工商业零售市场——两者在市场主体、价格监管与负荷结构上均存在差异。但其在产品分层、风险揭示、数据交互、自动执行与灵活性收益等方面的机制联动思路，可在我国市场规则基础上加以吸收完善。具体建议如下：

构建分层分类的市场化零售套餐体系。依托电力交易平台，评估并定期披露各类套餐的价格传导与履约效果，以充分的信息披露强化市场约束。探索供电服务的智能化与主动化升级，为不同规模和响应能力的用户提供预期账单、价格波动区间及最大可能月度电费等信息参考。对中小工商业用户，可设置分阶段、低门槛的入门套餐，避免一步到位的完全市场化冲击；对高比例联动套餐，则应配置价格风险评级、封顶选项、异常预警、二次确认及便捷退出等保护机制。此外，探索建立套餐注册与创新豁免机制。在保障基本信息披露要求的前提下，允许售电公司根据用户规模、负荷特征、调节能力和风险承受水平，开发差异化产品（如与虚拟电厂服务联动的套餐）。

推动计量能力与价格数据接口协同升级。加速提升电力交易中心和电网企业在营销、计量系统中的分时数据归集、校验与结算效率，逐步形成标准化的开放数据接口。在用户授权、数据脱敏和用途受限的前提下，为售电公司、聚合商及合规第三方提供套餐比价、负荷诊断和自动控制所需的数据服务。可建立跨市场复用的资产主数据，减少资源重复注册与多头填报。对具备条件的可调设备，将计量单元从用户关口延伸至具体资产，并通过轻量化通信接口与批量调度功能降低海量小资源的调用成本。上述措施可先在具备风险管理和自动控制能力的大型工商业用户中试点，再根据数据质量与运行效果逐步扩大范围。

将零售套餐与需求响应等灵活性收益分账衔接。零售套餐主要用于解决常态化电能量成本与风险分配，需求响应、辅助服务等机制则对特定时段经核验的灵活性另行定价。支持售电公司、虚拟电厂运营商和综合能源服务商为用户提供“套餐+响应”组合服务，但须分别明确电能量结算、响应基线、效果核验、收益分配、偏差电量归属及补偿责任，防止重复补偿或向用户转嫁市场风险。在职责分工上，监管部门负责产品与风险规则制定，交易机构负责信息披露、合同留痕与结算依据，售电公司及聚合商负责产品设计与履约执行，电网企业则提供计量、负荷曲线与系统运行支撑。