7月18日，英国政府宣布将启动新一轮电力市场改革意见征询，内容涉及批发市场、平衡机制、辅助服务市场，差价合约（CfD）和容量市场机制。
新一轮改革旨在应对近期全球能源成本上涨的挑战，进一步保障能源安全，并推动英国能源系统的清洁低碳转型。
日前，英国商业、能源和工业战略部（BEIS）已就改革方案发布了一份电力市场调整审查报告（Review of Electricity Market Arrangements，REMA）。这份130页的报告说明了改革的理由，提出了多种改革选项，并将在接下来的12周里就不同选项公开向业界、学界等利益相关者广泛征求意见。
边际定价机制将改变
征询草案的重点是改革电力批发市场。从出清方式来看，当前英国的批发市场基于边际定价，使用系统边际成本定价。也就是说，通常是煤电或气电机组成本决定了整个市场的价格。
边际定价能真正反映系统缺稀成本，在电力系统供应紧张时，提供有效的经济信号，激励市场成员在市场“关闸”前最大可能实现系统平衡。该模式以提高效率、透明度并降低成本的优点著称，是世界上大多数电力批发市场选择的出清模式。
而天然气仍是英国目前最主要的发电来源，其居高不下的价格使得近期英国电力批发市场价格飙涨。
同时，随着电力系统向高比例可再生能源的体系过渡，边际定价模型也可能不再有效。一方面，即使未来边际成本较低的可再生能源占多数，只要系统中有少量气电或采用碳捕集（CCS）脱碳后的煤电等相对昂贵的电源，整个电力市场价格依旧会增高，这可能导致用户所付出的成本高于必要的成本，而投资者获得较高回报率。
另一方面，假如在某些时段电力供过于求，完全是可再生能源发电，由于其边际成本低，出清电价可能为负。但可再生能源发电的成本大部分是建设成本而非燃料成本，负电价有可能导致机组无法有效回收其发电总成本。
出于上述原因，BEIS正在考虑改革边际定价机制。具体包括，让可再生能源与天然气价格脱钩，使可再生能源机组获得平均价格，既降低用户账单支出，也能让可再生能源发电商覆盖发电成本。
此外，用“按报价支付” （Pay as Bid）代替“按清算价格支付（Pay as Clear）”模式。在Pay as Bid模式下，系统运营商按机组报价由低到高的顺序确定机组的发电出力和电价，成交电量分别根据其申报价格确定。
节点定价方案争议较大
让市场发出更精细的节点价格信号，是英国电力市场改革的另一重大调整。
过去十年，英国电力系统运营商（ESO）的作用发生了显著变化，调度方式逐渐从自调度趋向集中调度。英国平衡市场的服务需求从最初的5%左右到目前已经时常超过总电力服务需求的50%。自2010年以来，英国电网的阻塞成本增加了8倍，预计到2026年可达到23亿英镑，在实现电网互联互通后这一成本可能会有所下降。
英国能源监管机构（Ofgem）对平衡成本大幅增加进行了审查。结果表明，当前的市场设计反映的需求响应价格信号并不准确，且对灵活性资源的激励远远不够。也就是说，目前的批发市场价格缺乏“动态实时的节点位置信号”。虽然电网扩建可以缓解电网阻塞，但建设成本高昂。
因此，这一轮改革的焦点之一，是选用区域电价还是节点电价作为价格信号机制。 从系统运营来看，随着越来越多的分布式能源接入电力系统，不同地域间的边际成本波动变大，区域电价机制的效率变得越来越低。与此同时，数字技术领域取得的进步也为更精细地运营电力市场提供了可能性。
目前来看，节点电价可能是英国更有效的选择。美国、新西兰和新加坡等国都采取了基于节点信号的定价模式，能为实现高比例可再生能源并网提供更准确、灵活的价格信号。
草案指出，价格因时间和地点而异，有可能大幅降低用户的成本。不同地区在不同时段的电价不同，可能会激励能源公司在没有电网阻塞的地方新建电厂。例如，未来英国苏格兰地区的风力发电商在大风天获取的电费可能会减少，而其他地方的发电机组可能收益更多。
不过，如何将不同的节点价格传递给用户还未有定论。如果不同地区的居民支付不同的电费，可能会引起高价区人们对电价账单的担忧，目前这一方案争议较大。
容量市场准入范围有望扩大
为增强电力系统可靠性及灵活性，容量市场也将面临调整。
草案提出的核心内容是以集中采购的形式储备战略备用容量 。同时，为提高系统的灵活性，英国政府正考虑在容量市场中提升储能等低碳灵活技术的参与度。
草案提出了三个选项，包括对现行容量市场进行优化；或引入“灵活性拍卖”机制；或在出清价格中引入“乘数因子”，如响应时间和提供容量的持续时间等，来评估特定的低碳灵活技术的贡献。
优化容量市场指的是针对低碳或新建发电机组，可能采用单独拍卖或多重出清价格机制。单独拍卖相当于给低碳或新建机组开“专场”，仅让这些机组同场竞拍。由电力系统运营商设定了总体目标容量后，再决定每次拍卖中的采购量。多重出清价格机制则是对不同机组类型给出不同的出清价格。
引入“灵活拍卖”意味着容量市场将对所有符合灵活性标准的低碳技术开放，这将激励一些小规模新技术参与市场。不过，草案也提出，引入该机制可能会增加容量市场的复杂性，并存在流动性降低的风险。此外，“灵活拍卖”的准入标准也较难设定，既要保证采购的资源数量和质量，又要让新技术得到支持，目标不能太高也不能太低。
引入“乘数因子”则类似一种奖励机制。鼓励特定的灵活性需求，并给其提供更强的投资信号。这一方案考虑到英国灵活性资源采购的一些现实情况。例如，长时储能在英国尚不能通过容量市场直接获得回报，目前英国容量市场采用的计算方法对长时储能并不友好，削弱了发电商对于长时储能的投资。
调整差价合约机制
“零补贴”后如何激励可再生能源项目投资，是英国本轮改革亟需解决的关键问题。草案认为，批发市场收入不足以支持英国未来所需的可再生能源项目投资。
浙江财经大学中国政府监管研究院/政府监管与公共政策研究院、剑桥大学访问学者徐骏表示，差价合约与容量市场机制是英国政府2014年推进电力市场改革（EMR）的两大核心举措，继续激励对绿色能源持续投资的同时，引入市场竞争机制，避免消费者支付过高的能源成本。
随着可再生能源比例不断攀升，电力结构发生改变，同时在近期能源产品价格的刺激下，上述机制也存在的新问题。
目前，英国的可再生能源项目支持机制包括差价合约、可再生能源义务（RO）以及上网电价机制。其中大部分项目通过CfD机制获得支持。CfD机制中预定的每兆瓦时“执行价”可以为可再生能源项目投资者提供稳定的价格预期。实时市场价格如果低于“执行价”，项目方将获得补偿；如果超过“执行价”，项目方须退还差额资金。每轮“执行价”是通过竞争性拍卖确定的，合同期限为15年。
现行CfD机制在降低可再生能源项目的资本成本方面非常有效。可再生能源项目建设的前期资本成本很高，而一旦项目建成，运营成本较低。这意味着，可再生能源的发电成本将在很大程度上取决于项目的融资成本。由于CfD价格具有长期确定性，对投资者来说是一种保障。竞争性拍卖也激励项目方降本增效，有效降低了“执行价”，并为用户提供更好的服务。
然而，随着现货市场零电价或负电价时段增多，CfD在降低投资风险方面的效果可能大打折扣。其次，CfD在设计方面也存在缺陷。例如，CfD 不鼓励项目根据系统需求选择最佳场址。同时，该机制降低了市场流动性，不利于发电商对冲价格波动风险。
此外，受 CfD 支持的可再生能源供应商，由于参与批发市场能获得补贴价格，通常缺乏提供辅助服务的动力。随着CfD支持的可再生能源项目在发电组合中所占的比例越来越大，草案认为这些缺陷可能更加凸显。
因此，英国政府希望通过调整CfD机制，一方面降低未来英国可再生能源项目发电的融资成本，另一方面能够改善上述设计缺陷。
