1.英国电力工业概况

英国的电力系统分为两类大电网：一个为英格兰和威尔士地区电网；另一个是苏格兰地区电网。

苏格兰地区的用电量占英国的10%左右，由苏格兰电力局和苏格兰水电局负责生产、输送和销售。在英国电力体制改革中，苏格兰电网结构未做变动。而对英格兰和威尔士地区电网则重建了电力工业体制。

2.英格兰和威尔士电力工业改革重组的基本框架

改革前的英格兰和威尔士电力工业管理体制，如图1-1所示。

图1-1　改革前的英格兰和威尔士电力工业管理体制

IG—独立发电厂；LC—大客户

改革后的英国电力工业体制和组织结构，如图1-2所示。由结构图可知，改革后将中央发电局分为四个部分。其具体部门为：

图1-2　改革后的英国电力工业体制和组织结构

IG—独立发电厂；LC—大客户

（1）国家电网公司（NGC）。拥有所有高压输电系统。国家电网公司还控制与法国和苏格兰的互联网。

（2）国家电力公司。拥有约占装机容量50%的火力发电厂。

（3）国家发电公司。拥有约占装机容量30%的火力发电厂。

（4）核电公司。拥有约占装机容量20%的核电站。

国家电力公司和国家发电公司为股份制公司，由政府批准发行电力股票，将原有资产半数以上出售，独立核算、自负盈亏。国家核电公司由于成本较高及安全性的问题，不具备竞争力，仍由国家所有。同时，建立一个电力市场交易机构，称为电力库（Pool），由国家电网公司负责它的运行。地区电力局完全私有化，称为地区供电公司。地区供电公司拥有132kV及以下的输、配电网络，并负责将电买给终端客户。

在英格兰和威尔士主管电力的政府机构是英国贸工部，即贸易产业大臣是主管电力的行政长官。为了做到发电、供电单位公平竞争，专门成立了独立于发电、供电单位之外，对议会负责的英国管制办公室。改组原电力企业联合会，将它在政府和国营电力企业间的协调、服务职能划归为新成立的英国电力协会（EA）。它的主要任务是代表电力行业与议会、政府、电力客户以及供电公司联络，开展超前研究，向会员公司提供信息，给予技能培训和技术服务等。

为了保护客户利益，成立了全国电力消费者协会，其职责是代表电力客户的利益，向电力管制办公室负责电力供应的专务主任报告工作，同时处理某些投诉。

3.英格兰和威尔士电力市场的有关情况

英格兰和威尔士电力体制改革后，形成了一个新的电力市场，发电、供电以及电力客户等各方面都通过电力市场销售和购买电量。

（1）建立全国统一的电力市场，即电力库。电力库的人员由发电、供电、电力客户及社会有关人员组成，采用委员会管理制度。电力库共有52或53个席位，席位数量由法律形式确定。在委员会内按销售电量和使用电量的数量多少决定由谁出任电力库委员会主席。(www.daowen.com)

（2）电力库运作的核心工作是确定全网的电价。英国电力市场的运作是各发电企业需要上网销售的电量，都报向电力库竞价销售。电力库根据每个发电企业报出的电价（每半个小时一个电价）和未来24h的负荷需求预测情况，由电力库测算出该日的电力固定价格基数，用该固定价格的基数从报价低到高确定收购电量的数量，直到满足电力市场的需求，报价高的电量则放弃。

（3）在供电环节上也打破垄断逐步开展竞争。在英格兰和威尔士，从1998年起，所有客户都可以自由选择电力供应商，从竞争中得到益处。客户缴费方式通常情况下分为一般客户、企业、特大客户三种类型。一般客户三个月缴费一次，企业按月缴费，特大客户则通过合同谈判方式确定付费方式。

（4）供电企业积极参与竞争。目前英国有12个供电公司向全国客户供电，通过精简人员，提高效率是提高供电企业竞争力的重要手段之一。

（5）电力市场公平竞争机制的建立，给发电、供电企业和客户带来了如下好处：

1）建立了专业监督、评判机构，按电力法制定了一系列规章制度，规范了电力市场的公平竞争。

2）建立了发电企业的竞争机制，推动和加速了发电领域的竞争进程，使发电厂上网电价进一步降低。

3）建立了供电企业的竞争机制，改变了过去只能由供电企业选择客户的局面，竞争促进了供电企业改变了对顾客的服务态度，同时大大提高了供电企业的服务质量。

4）建立了发电企业和供电企业之间，供电企业与最终客户之间的纠纷调解规则和调解制度，维护了各方面的利益。

4.英国电力市场模式改革的总体方案

新的电力市场主要由远期合同市场、期货市场、短期双边市场、平衡市场、市场结算等构成。远期合同市场和期货市场由一个独立的市场操作员来运营。该市场操作员类似于商品交易中心的组织。在这两种市场中，市场成员可以提前几年签订合同，并可对市场供求变化作出反应。远期合同市场和期货市场的规则、交易过程和结算方法均由市场自行决定，与电力监管机构无关。

短期双边市场相对于每个交易时段至少提前24h滚动开市，提前4h闭市。该市场向市场成员提供最新的电网实时的预测信息，使他们有机会对长期合同定位进行调整。短期双边市场框架和市场操作员均由电力监管机构确定。

从短期双边市场闭市时起，系统调度员（NGC）作为电网调度员，通过平衡市场，在考虑输电网络约束的同时平衡系统的发电和负荷。与现行市场模式相比，NGC可以接受贴近系统实时运行状态的买、卖电能报价，同时签订一些有关调频、备用等的辅助服务合同，以便在电网实时运行时平衡系统功率。平衡市场的建立是电力市场模式改革的核心，NGC将兼任平衡市场的操作员。平衡市场的细节最终确定后，需要重新拟定新的辅助服务合同格式，以使NGC可以在0.5h之内有效地对系统进行控制。

5.平衡市场和实时控制

NGC负责根据电力联营体内的目前投标报价调整发电水平来维持系统平衡，同时负责签订辅助服务合同。新的市场模式专门设立平衡市场以便调度员行使相同的职能，也使其他市场成员能够提前24h通过投标报价反映其最新的供需变化。

发电商和供应商买卖的所有电能必须通过电力联营体交易，且必须分别按联营体购入价和联营体售出价结算，它们之间通过签订差价合同来降低市场风险。发电商和供电商可以在期货市场、远期合同市场或双边市场中以任意价格签订任意电量的合同，出力和需求的平衡将根据市场中由调度员决定的不平衡价格付费。不平衡计算考虑输电损耗，所有的合同发电量和负荷水平均按发布的网损系数进行修正。市场成员可以自行决定其合同电量中是否包含网损，如果不包括网损，则他们将按平衡市场中的不平衡付费，并根据自己的预测和经验估计整个系统是否会发生供需不平衡以及发生的时间和不平衡量。

平衡市场在交易时段开始前4h开市并随交易时段的结束而结束。市场成员可以自由选择是否参加平衡市场中的投标，并分别报功率上升变化价格和功率下降变化价格。在平衡市场中不允许出现双边交易，NGC将作为合同甲方参与签订所有的平衡电量合同，并有责任尽量减少系统的不平衡费用。

6.不平衡结算

不平衡结算的主要功能是决定不平衡电价和计算网络阻塞调度费。对于在每个运行时段中导致系统不平衡的市场成员，将按相应时段的功率不平衡的电价收取罚金。市场成员在某运行段内的不平衡电量等于其在该时段内的合同电量与其实发/用电量之差。合同电量应包括该时段内的远期合同电量、期货合同电量、短期双边合同电量和平衡合同电量，但不包括纯金融交易。

不平衡电价可以由所有成交的平衡市场交易金额的加权平均得到，权值为交易量。不平衡电价的计算应考虑已经实施的辅助服务合同，但不考虑网络约束的影响。

7.阻塞调度费的计算

输电网络阻塞取决于电力系统的网架结构以及发电、负荷的分布情况。正如维持系统平衡的费用应由导致系统不平衡的市场成员支付一样，输电阻塞调度的费用也应由引起阻塞的成员支付。因此有必要将阻塞调度费从保持系统平衡的费用中区分出来。这种将两种费用分开的做法会给市场成员带来很大影响，因为保持系统平衡费可以只由导致不平衡的市场成员承担，而阻塞调度费的承担对象则相对多得多。

计算阻塞调度费的参考方案有两种：①通过比较实际系统中交易的费用和事后计算出的在不计网络约束、只考虑系统平衡情况下执行交易的费用来得到阻塞调度费；②由NGC负责准确地鉴别哪些交易参与阻塞调度、哪些交易只参与维持系统平衡。