英国电力市场改革面临的挑战及前景评估

此轮英国电力市场改革于2013年启动，在激励清洁能源投资、升级国家电力基础设施、减少电力市场失灵等方面取得显著进展，为推动英国能源消费结构转型、提升国家能源安全水平发挥了重要作用。2022年，在改革推进十周年之际，英国政府着手进行全面的“电力市场安排审查”（ Review of Electricity Market Arrangements，REMA），为明确新一阶段改革重点及方向等作准备，以实现“到2035年建成脱碳、安全且具有成本效益的电力系统”的目标。

英国电力市场新一阶段改革

面临重大挑战

随着英国电力改革措施的逐步落实、推进，国家能源消费结构正在持续变化。同时，国内外政治、经济形势也呈现出与改革启动之时大不相同的特点，这给英国政府布局新一阶段电力改革带来一系列挑战，能否对此作出正确评估和有效应对将在很大程度上决定英国电力改革的成败。

英国电力市场供需变化及价格波动进入活跃期。英国电价与天然气价格紧密联动。近年来，受新冠肺炎疫情和俄乌冲突等因素影响，天然气价格大幅波动。2021～2024年，英国天然气支出累计增加约900亿英镑，其中大部分成本通过电价转嫁给消费者，显著推高了居民生活成本和企业生产成本。数据显示，英国家庭年均能源支出从原先水平几近翻番，达到2500英镑。而天然气和电力供应相对不足的苏格兰高地地区受影响尤为严重，当地居民每千瓦时的取暖费用高达伦敦等地区的4倍以上。对企业而言，电力成本上涨直接削弱了其产品和服务在国内外市场的竞争力。2023年底，普华永道会计师事务所对750家英国企业的调查显示，约65%的受访企业已感受到这一压力，且71%的受访者预计未来两年内这一趋势仍将持续。

电力市场供需大幅波动，使电力供应商实现成本收益平衡的难度更高。在电力需求旺盛时期，天然气和可再生能源供电商比较容易实现盈利，而需求低迷时期，供电商收入则大幅下降。

英国电力市场改革设计者必须充分考虑当前消费者可负担性与保持供电商合理利润率之间的矛盾。事实上，随着大量零边际成本的可再生能源电力供应上线，这一矛盾正在加剧。

电力基础设施升级滞后。自启动此轮电力改革以来，英国能源消费结构已发生显著变化，可再生能源电力实现快速增长。其中，风能发展尤为突出，已成为占比约30%的最大单一发电来源。然而，随着电力系统向可再生能源主导转型，英国电力基础设施的短板日益凸显，主要体现在以下三个方面：

首先，电网容量制约问题突出。英国现有输电网络建设年代较早，初期设计未能充分考虑可再生能源在规模、分布和传输需求等方面的特殊性。这种结构性矛盾导致严重的供需错配——主要风电资源集中在苏格兰和北海地区，而用电负荷中心却位于英格兰中南部。受限于南北输电能力，可再生能源并网难题持续加剧。截至2024年，全国等待并网的项目总容量已突破730吉瓦。

其次，系统灵活性严重不足。当前电网难以适应可再生能源出力间歇性特点，频繁出现被迫弃风现象，不得不依赖天然气发电进行调峰替代。这不仅推高运维成本（2024年相关支出达15亿英镑，预计2025年将升至18亿英镑），还造成资源浪费。据预测，到2030年，因电网瓶颈导致的弃置可再生能源电量将激增4倍，最终转化为持续上涨的居民电费负担。

更为严峻的是，随着交通、供暖等领域电气化进程加速，英国电力系统将面临双重压力：峰值电力需求预计较当前翻倍，且系统对天气变化的敏感度显著提升，使得电网现代化改造、储能能力建设和灵活响应机制完善的紧迫性更加突出。以储能领域为例，尽管英国积极推动部署，但由于盈利模式不确定性，目前仍以短期储能为主，对电网稳定至关重要的长时储能技术进展缓慢。

这一系列挑战表明，英国亟需加大电网投资力度，全面推进电力基础设施现代化升级，以支撑其能源转型战略的可持续发展。

国内政策环境仍具不确定性。英国电力市场改革以来，不同政治力量轮替频繁，已历经保守党、工党6任首相，9个内阁。尽管各派对2050年实现净零排放和发展清洁能源存在一定共识，但具体到改革时间表、最优能源组合、政府角色等方面常存分歧，对推进相关政策、行动造成一定掣肘。

保守党政府致力于实现具有法律约束力的2050年净零排放目标，但主张采取“务实和相称”（pragmatic and proportionate）的方法，优先考虑民众可承受的成本。尽管保守党曾承诺到2035年实现电力系统完全脱碳，但2023年面对能源危机时，时任首相苏纳克（Rishi Sunak）强调改革不可对民众增加“不可接受的成本”，并宣布推迟燃油车淘汰计划。总体而言，保守党坚持宁可放缓行动步伐，也不能破坏经济稳定和损害消费者福利。关于未来能源改革，保守党主张建立多元化的能源组合，承诺加速部署可再生能源，包括放松对英格兰陆上风电的限制、支持太阳能扩张，以及计划在2030年前将海上风电装机容量增加两倍。同时，保守党大力支持发展新一代核能，将其作为灵活调度的低碳能源来源。此外，保守党认为化石燃料在过渡阶段仍不可或缺，因此暂不停止颁发新的石油和天然气许可证，并支持继续开发北海油气资源，以保障能源安全。

工党支持到2050年在全经济范围内实现净零排放的目标，同时提出了更为激进的电力行业改革计划。该党主张到2030年将英国打造成为拥有100%清洁电力的“清洁能源超级大国”，其中95%来自零碳能源，并认为这一转型将降低企业和民众的电费支出，同时创造更多就业机会。在可再生能源发展方面，工党制定了全面而具体的量化目标：到2030年，海上风电装机容量将增加至55吉瓦（提升4倍），陆上风电装机达35吉瓦（翻倍），太阳能发电装机达50吉瓦（增长3倍）。在核能领域，工党立场鲜明，不仅支持完成在建的欣克利角C核电站（Hinkley Point C）等项目，还主张延长现有核电站服役期限，并积极发展小型模块化反应堆。在化石燃料政策上，工党与保守党形成明显差异：明确反对颁发新的石油、天然气和煤炭开采许可证，但允许现有许可证继续有效。同时，工党将天然气定位为“战略性储备容量”，计划在2030年前继续发挥其调节作用。

英国电力行业的新一阶段改革尚未形成稳定的政策框架，导致投资者普遍持观望态度。与此同时，自由民主党、绿党、苏格兰民族党、英国改革党等政党在相关问题上持有不同观点和诉求，这对政策调整带来了不同程度的影响。

地缘政治态势趋于复杂。俄乌冲突的持续及中东地区紧张局势，对全球及欧洲能源格局产生了深刻影响。尽管英国直接从俄罗斯等国进口的天然气数量相对有限，但这一局势仍暴露出英国电力系统的高度脆弱性。

英国电力系统改革的基本方向是减少对高碳发电的依赖，为此政府采取了技术替代和市场补充相结合的策略：一方面通过发展可再生能源、更新核反应堆和部署储能设施来提高低碳发电产能，逐步取代煤电等退役资产；另一方面从国际市场进口天然气以弥补潜在的供应缺口，目前，英国仍是天然气净进口国，对外依存度高达50%以上。

作为对俄乌冲突的即时政策反应，英国政府颁布《2022年能源安全战略》并进行一系列政策更新，反复强调提高英国能源供应能力、减少对外依赖的重要意义。正如英国天然气和电力市场办公室（OFGEM）基础设施总监所言，要“建立一个现代、清洁和安全的能源系统是结束英国对价格动荡的国际天然气市场依赖的关键”。

危机之下，英国与欧洲大陆加强能源领域合作的议题被紧急提上日程，然而，英国脱欧带来的监管问题成为主要障碍。由于脱离了欧盟统一能源监管框架，英国在电网规范、碳定价及核材料供应等方面制定了新规则，这些变化可能对能源和电力供应安全造成影响。例如，2021年退出欧盟内部能源市场（Internal Energy Market）后，英国与欧盟之间建立了新的电力交易安排。据英国能源部估计，新规则可能导致英国电价上涨0.25%～0.7%。此外，英国的可再生能源项目在较长时间内仍难以摆脱对国际供应链的依赖，同时能源基础设施还面临物理和网络威胁的双重挑战。因此，英国在设计未来能源改革方案时，必须更全面地评估和重视清洁能源发展、电网现代化以及国际电力合作中的安全维度。

英国电力市场新一阶段

改革动向分析

英国电力市场新一阶段改革方向及重点广受瞩目，基于前述分析，其政策行动或从以下三个方面取得突破。

加速完成电力市场安排审查

为了顺应国家能源消费结构的根本性变化，并更有力地支持实现净零排放目标，同时确保产业发展和经济增长，英国政府决定重新评估电力市场内外环境的变化。基于这一客观评估，重新设计电力监管政策和市场运行规则成为必然选择。

为此，英国政府开始推动“电力市场安排审查”，计划对电力市场运作方式进行根本性改革。当前辩论的焦点是区域电价问题，即改革现行全国统一的批发电价机制，建立能够反映地区供需差异和电网约束的区域定价体系。具体改革方向包括：引入反映区域电网约束差异的节点电价机制、按发电类型区分市场、完善现有差价合约和容量市场机制等。支持者认为，区域电价能够发出更准确的市场信号，提高电网灵活性，能更好地适应供需变化。反对者则担忧，这种改革会增加发电厂收益的不确定性，提高项目融资难度，并可能引发更复杂的市场变革。目前，英国政府尚未就此作出最终决定。

“电力市场安排审查”除关注定价机制外，还聚焦于增强容量充足性机制的问题。其中，拟对容量市场（CM）进行现代化改造，例如通过设立“优化容量组合”来优化未来低碳电网的资源结构。目前，差价合约（CfD）机制仍是吸引和促进可再生能源投资的主要工具，但随着陆上风电、海上风电及光伏发电等产能的快速增加，该机制亟需调整以应对新挑战，包括如何有效管理新能源零边际成本电力过剩问题，以及如何激励能够增强电网稳定性的新技术发展。

英国政府正在考虑引入改革措施，包括实施基于不同地区或时间的可变电价，或对可再生能源部署不足地区的项目提供更强激励。然而，为保持投资决策的稳定性，政府明确表示在2027年第9轮分配（Allocation Round 9）或拍卖之前，现有基本规则将不会进行重大调整。

大力推动国家电力基础设施现代化

英国政府为确保电力系统在可再生能源占比日益提高的能源结构变化中有效运转，积极实施电网升级，包括提高基础设施的智能化水平和增强服务灵活性等措施。

英国天然气和电力市场办公室（Office of Gas and Electricity Markets，OFGEM）正考虑推行一项更为激进的可再生能源电力并网政策，将原有的“先到先排队”（first-come, first-served）原则调整为“先就绪、先连接”（first ready, first connected）。根据新规，能够在5年内投入运营且符合英国《2030年清洁电力计划》战略需求的项目将优先获得并网资格。此外，OFGEM还将对电力生产商提出更严格的并网交付要求，包括进一步压缩交付周期，以加速可再生能源电力的并网进程。

英国政府通过多项政策举措积极推进电力系统改革。在基础设施投资方面，政府出台《2023年能源法案》、“输电网络改革计划”（Transmission Network Reform）以及“英国电力系统运营商年度未来能源情景”等指导性文件，重点引导资金投向输电线路、输变电站等关键项目，以改善升级电力基础设施。同时，政府大力推动智能电网与配电网升级，具体措施包括普及智能电表、培育本地灵活性市场以及推进区域电网电气化。

电网灵活性的提升是英国能源转型的核心议题。政府高度重视其在应对可再生能源波动性、保障能源安全和降低生产成本方面的作用，计划于今年发布“增强低碳电力灵活性路线图”（Low-Carbon Flexibility Roadmap）。该路线图将通过推广成熟储能技术、强化需求响应机制等方式，进一步提升电网灵活性。

在国际合作方面，英国与欧洲电网互联取得显著进展。目前，英国已与法国、荷兰、比利时、挪威和丹麦等国实现电网双向互联，运营中的互联项目达9个。2024年11月，英国能源监管机构OFGEM批准了5个总容量为6吉瓦的海上电力互连器项目，预计将于2032年建成投运。

定向支持关键低碳领域发展

一是扩充海上风电。英国海上风电行业将迎来新的发展黄金期。作为英国提升可再生能源占比的重要手段，目前，海上风电总装机容量约14吉瓦，位居全球第二（仅次于中国），可满足全英17%以上的电力需求。2022年4月，英国政府在《能源安全战略》中提出，到2030年，将海上风电装机容量提升至50吉瓦，其中包括5吉瓦的创新漂浮式海上风电。为支持这一目标，英国政府成立了“海上风电促进工作组”（Offshore Wind Acceleration Taskforce），旨在简化项目审批流程，将审批时间从4年缩短至1年。未来，工作重点将转向强化英国及欧洲其他地区的设备制造能力，以构建更具自主性的产业链和供应链。目前，设备制造能力是制约英国海上风电快速发展的主要瓶颈之一，尤其是大型海上涡轮机、安装船等仍高度依赖海外供应链。为此，英国政府已将促进电缆、单桩、叶片等关键部件的本土制造列为重点政策支持方向。

二是复兴核能。英国将核电视为保障电力系统稳定的低碳能源，用以弥补可再生能源的间歇性和可变性。2023年7月，英国政府重组成立了“大不列颠核能机构”（GBN），专门负责制定和实施未来核工业发展计划。2024年1月，英国政府进一步发布《民用核电2050路线图》，提出了该国70年来最大规模的核电扩张计划：到2050年，通过大型反应堆和小型模块化反应堆（SMR）的混合部署，将核电装机容量提升至24吉瓦，满足全国25%的电力需求，助力实现净零排放目标。未来，英国核电站将主要采用基本负荷运行模式，并辅以储能和柔性输电等技术进行调节。根据当前建设进度，到2035年，英国预计将建成欣克利角C（Hinkley Point C）、塞兹维尔C（Sizewell C）等大型核电厂及一批小型模块化反应堆，装机容量有望达到10～14吉瓦。尽管这一规模与2050年目标仍有差距，但发展方向明确。不过，新建核电项目的实际推进效果以及政策的连续性，仍将对最终结果产生关键影响。

三是强化储能技术。随着可再生能源电力占比的提升，英国对增强电网灵活性的储能需求快速上升，特别是在电池储能领域发展迅速。2022年冬季，受风力发电下降和寒潮影响，英国电网压力骤增，最大负荷达48.3吉瓦，储能系统在稳定电力供应和提供快速响应方面发挥了关键作用。为支持净零排放目标，预计到2050年，英国国家电网需建成数十吉瓦的短时储能和超过10吉瓦的长时储能容量。截至2025年初，英国已投运的电网规模电池储能系统（BESS）容量约为6吉瓦，另有8.2吉瓦处于建设中。2025年4月，OFGEM和能源安全与净零部（DESNZ）启动专项计划，通过“上限和下限”机制吸引投资，预计可释放数十亿英镑资金，推动实现2050年20吉瓦长时储能目标，并在2030～2050年力争为电力系统节省成本240亿英镑。尽管短时储能项目暂无直接补贴，但在积极市场信号推动下，其规模也有望进一步扩大。

四是推进氢能利用。英国高度重视低碳氢能的研发应用，认为其对国家电力系统转型具有战略意义。2021年8月，英国发布首份《氢能战略》，为该领域发展制定初步规划。随后在《2022年英国能源安全战略》中进一步提出量化目标：到2030年将氢能产能提升至10吉瓦，其中绿氢占比不低于50%。2024年12月，DESNZ发布的《氢能战略市场更新报告》明确指出，低碳氢生产将成为英国未来能源系统的核心组成部分——既能在可再生能源电力短缺时用于发电，又能通过“电力-氢气-电力”的转化模式解决能源储存的季节性限制。当前，英国氢能发展面临的主要挑战在于生产、运输和储存环节的高成本。为此，政府正通过启动“氢能商业模式”提供行业补贴，其机制类似于差价合约，首批合同将于年内签署。若2030年目标如期实现，英国每年可获得10万吉瓦时的氢能供应。随着基础设施完善、技术迭代和成本下降，预计2030年后英国氢能产业将迎来新一轮加速发展期。

结 语

英国电力市场改革正处于十字路口。虽已取得较为可观的前期成果，但时移世易，当前暴露出诸多亟待调整与改进的问题。深入推进新一阶段改革既面临宝贵机遇，也需应对严峻挑战。面对这一形势，英国决策者、监管机构和行业领袖已进行近三年的战略谋划。通过反思近期地缘危机与能源危机的经验教训，各方拟采取三方面关键举措：制定支持性政策框架、吸引战略性投资、强化跨部门协同合作。这些措施旨在推动能源电力系统的管理转型，其核心目标不仅在于实现联合国“2025气候承诺”倡议，更强调提升能源自主性与系统强韧性，最终构建清洁安全、面向未来的电力体系。当前尤为紧迫的是，无论具体政策如何设计，都必须尽快向国内外投资者释放清晰稳定的市场信号，以把握转型时间窗口。