英国电力市场概述

英国电力市场概述英国电力市场概述英国电力市场概述资料仅供参考文件编号：2022年4月英国电力市场概述版本号：A修改号：1页次：1.0审核：批准:发布日期：英国电力工业概述摘要:电力工业改组,发电和供电市场化已在世界范围多个国家展开。英国电力工业私有化改革处于各参与国的领先地位。对英国电力工业发展各个阶段的主要特征及其电力工业发展的总体情况作了概括介绍。英国电力工业改革进程中的不同阶段及其电力工业的总体发展状况对我国电力工业的发展具有一定的参考价值。关键词:电力工业;竞争模式;电力市场;管理体制;输配电系统Abstract:Reconstructionofpowerindustryhasbeenunder2takinginmanycountriesaroundtheworld.Asaconse2quence,thetraditionalverticalmonopolyinthepowerin2dustryhasbeenbroken.Generationandsupplyareun2bundledfromtransmissionandcompetitionmechanismshavebeenintroducedintothegenerationandsupplysectors.UKisinaleadingpositioninthepowerindustryevolutionworld2wide.ThispaperdepictstheoveralldevelopmentofUKpowerindustry.Themainstagesofthisdevelopmentareintroducedandtheirmainfeaturesarebrieflysummarized.Keywords:powerindustry;competitionmodel;powermar2ket;managementsystem;transmissionanddistributionsystem0引言大不列颠及北爱尔兰联合王国(大英帝国,简称英国)包括英格兰,威尔士,苏格兰和北爱尔兰4个国家,其国土总面积为2425114万m2。据2001年人口普查,人口为587819万,其中英格兰有491319万人,占人口总数的8316%,苏格兰有50612万人,占人口总数的816%,威尔士有29013万人,占人口总数的419%,北爱尔兰有16815万人,占人口总数的219%。2003年度国民生产总值(GDP)为111万亿英磅。2004年度经济增长为311%。电能与国民经济息息相关,迄今仍是不可替代的最方便最广泛使用的能量形式。电力工业包括发电、输电、配电和供电或售电部分及其相关服务机构。由于电能具有不能储存的特性,电力的产生和使用耗费必须时时平衡。电力工业的主要职能是根据需求通过输配电系统安全可靠地把电力输送到用户。本文首先简单介绍了英国电力工业发展的主要阶段,然后介绍了英国电力工业的现状,其中包括电力需求、发电容量、用电情况及电价等。1英国电力工业发展的主要阶段自1950年以来,英国电力工业经历了两个发展阶段:私有化前和私有化后。在第二阶段中,英国电力工业又经历了3个时期:电力库时期,NE2TA时期和BETTA时期。在私有化以前,英国电力工业由地方政府在各自的管辖区域统一管理经营,对发电、送电、配电和售电实施纵向一体化垄断式管理模式。在英格兰和威尔士,主管部门为中央发电局(TheCentralElectricityGeneratingBoard—CEGB),它拥有并控制所有的发电厂和输配电网。中央发电局下设12个区域性供电局。每个供电局垄断其管辖区域的发电及输电和供电业务。电力委员会(Electrici2tyCouncil)作为一个协调组织,负责制定电力政策和法规以及处理相关的事务。在苏格兰和北爱尔兰,也有类似的垄断机构,如苏格兰发电局(ScotlandGeneratingBoard—SGB)。这种垄断式管理模式的特点是对发电机组以最低消耗为准则实行统一调度以满足需求;对输配电系统实行中央计划投资,统一建设,运行和维护。电价包括电力系统的实际成本和定比例的附加费。附加费比例由主管部门统一制定。这种垄断式管理模式的最大不足之处是缺乏活力,能源利用效率低,劳动生产率难以提高。1989年英国议会通过了关于英格兰、威尔士和苏格兰电力工业重组和私有化的计划,并批准了“1989年电力法”。该电力法奠定了电力工业私有化的法律基础。从1990年4月开始,电力法生效,电力工业重组计划开始。在英格兰和威尔士,原中央发电局分化成3个发电公司和一个输电公司。3个发电公司为国家电力公司(NationalPower),电能公司(Powergen)和核电公司(NuclearElectric)。国家电力公司和电能公司于1992年实行私有化,成为股份公司,政府现只拥有40%的股份。输电公司为国家电网公司(NationalGridCompany),主要经营输电系统,于1995年12月成为股份公司。该公司现与一家天然气公司合并,改名为国家电网天然气公司。该公司目前主要经营英国与美国的电力和天然气传输系统。原来的地区供电局被新建立的12家地区电力公司(RegionalElectricityCompany———REC)所取代。REC主要负责配电系统,并向电力用户售电。原来的电气委员会被撤销,其调节职能由新成立的电气协会承担。电气协会是一个电力企业的横向组织。它的任务是向会员公司提供信息和技术服务,为电力企业提供发表意见进行交流活动的场所。南苏格兰电力局和北苏格兰水电局在民私化后股份全部售出,成立了苏格兰电力公司和苏格兰水电公司。统一经营发、送、配和售电,各部门独立核算,各企业间按合同运营。北爱尔兰电气服务部在1992年私有化中将所属4个发电厂出售给美国和比利时的一家合资企业以及不列颠煤气公司。同时成立北爱尔兰电网公司,经营送电、配电和零售业务。该公司在1993年全部为民间股份。在重组同时,电力工业开始实行新的管理体制。新的管理体制有一个显著变化,即为引入竞争机制,开发电力市场。在这个运行模式下,发电和售电部分与输电和售电部分分离,发电和售电部分实行竞争模式,发电商和售电商可自由竞争,而输电和配电部分虽也归私家能源公司所有,但仍采用垄断式运行模式。各部门职能均受天然气和电力市场办公室监督。电力库市场电力库市场机制的核心是《联营及结算规程》(PSA:Pooling&SettlementAgreement)。该规程是由电力市场中供求双方所有成员共同制定并签署的一个合同体系。依照这个规程,持有发电执照的发电商需提前一天向电力库申报其发电机组在各时段(半小时为一时段)上的发电量与电价。原英国国家电网公司(NGC)作为英格兰及威尔士高压输电网的唯一法定拥有和营运者,承担独立系统操作员(IndependentSystemOperator———ISO)的职责,负责发电机组的择优排序和调度,使得发电和负荷在合理的价格之下达到供求平衡,并组织各种输电所需的辅助服务。在具体操作时,系统操作员以预测的负荷为准,按着一定的优选规则并以确保输配电系统安全运行为前提,进行机组调度,确定发电计划。系统操作员确定当天电力库购电价,一般是由上网发电机组中最高的申报发电电价决定的。参加交易的发电商和用户则以该电力库购电价售购电。系统操作员也以该电力库购电价对所交易的电量进行结算。在电力库机制下,虽然发电企业可以相互竞争,并开始重视发电成本和资源利用率,但是参与竞争的发电企业为数有限,电力市场机制无法从根本上杜绝消除主要的发电企业的市场力。有争议说主要的发电企业有可能操纵市场,利用电力库机制的漏洞为自己谋取最大的利益。据资料显示,在上世纪90年代,也就是电力库机制实施的10年里,新建电厂投资降低将近40%,联合循环燃气发电厂增加10%以上,现货市场天然气价格降低50%,然而电力库电价却增长10%。NETA市场从2001年3月开始,英国电力工业以实施新电力传输协议(theNewElectricityArrangement,以下简称NETA)为标志进入一个新时期。这一时期的主要成就是造就了一个宽松自由的交易环境。在这一时期,电力已基本与其他商品相似可以在各种市场中进行交易,例如电力批发市场,电力期货市场,提前一天的电力市场和实时市场等。电力市场已发展成为非常自然而无需集中管理的市场。市场参与者可以自由地选择和安排交易活动。双边合同已成为协议的中心部分。据资料报道,98%的电力交易像其它商品一样是在各种市场中进行的,只有2%的电力交易是通过平衡机制完成的。这一时期的另一显著特点是自2001年3月27日NETA开始实施起,批发电价降低30%～40%。113BETTA市场从2005年4月开始,英国电力工业将以实施英联邦电力贸易和传输协议(“theBritishElectric2ityTradingandTransmissionArrangements”,以下简称BETTA)为标志进入另一个新时期。这一时期,英国电力系统将作为一个统一的系统由国家电网天然气公司在现有的市场机制下经营运行。2英国发电及用电情况英国发电厂的装机容量、实际发电、供电和用电情况概括为表1和表2[6]。表11990年到2002年英国总发电量及供电量亿kWh年份总发电量传统火电及其它1联合循环燃气发电核电可再生能源2总供电量31990199119921993199419951996199719981999200020012002注释:11包括天然气和石油发电,从1988年还包括可再生能源发电;21总发电量减去用于抽水蓄能的电量;31包括天然河流,风力和太阳能电池表2英国各地区主要发电公司发布的总装机容量万kW发电类型1999年2000年2001年2002年2003年传统蒸汽发电联合循环燃气发电核电天然气和石油水电可再生能源英格兰和威尔士合计传统蒸汽发电和联合循环燃气发电核电天然气和石油水电可再生能源苏格兰合计北爱尔兰合计3英国输配电系统英国输电系统按地理分布可划为三大系统:英格兰和威尔士系统,苏格兰系统和北爱尔兰系统。按归属关系苏格兰系统又分作南北两大部分。英格兰和威尔士系统是由中央发电局(theCentralElectricityBoard)主持,从1926年开始建设并在132kV电压下运行。1947年英国实行电力工业国有化后,电网扩建,英格兰和威尔士输电系统增设了大容量的275kV的输电线路。1965年英格兰和威尔士输电系统又增设了400kV的超高压输电线路。电力体制改革后,英国在1990年3月成立了国家电网公司(NationalGridGroupplc),接管英格兰和威尔士输电系统运行、电力通信以及配电。2002年10月21日,英格兰和威尔士输电系统改由国家电网天然气公司(NationalGridGroupTranscopl)拥有并经营。英格兰和威尔士输电系统现有大约2245km长的架空输电线,660km长的地下电缆线和341座变电站。苏格兰和威尔士有12家配电公司。这些公司负责向用电客户送电。配电公司的收入来源于供电商的配电网使用费用。因为配电公司在各自所属地域实行垄断经营,因此他们没有竞争压力。配电网使用费用的制定由监管部门(theofficeofgasandelectricitymarkets———OFGEM)负责。监管部门通过监控故障次数和总的掉电分钟数来评估配电公司的服务质量,并对故障实施必要的经济惩罚。苏格兰系统分为两大输电系统,一个是苏格兰北部输电系统,由苏格兰水电公司拥有并经营,具有4756km回路的275kV和132kV的架空线路和地下电缆组成;一个是苏格兰南部输电系统,由苏格兰电力公司拥有并经营,具有4088km回路的400kV,275kV和132kV的架空线路和地下电缆组成。苏格兰的配电系统与输电系统合为一体并统一经营。北爱尔兰输电系统与配电线路合为一体,主要在275kV和110kV电压运行,由北爱尔兰电力公司拥有并经营。英国三大区域性输电系统通过两条连接线联成一个完全互连的英联邦输电系统。一条连接线始建于1965年,用于连接苏格兰和威尔士输电系统与苏格兰南部输电系统,称作苏格兰互连线。截至到2001年,互连线容量已达220万kW,另一条连接线用于连接苏格兰系统和北爱尔兰系统,是一条设计容量为50万kW的65km的高压直流线路。它由苏格兰电力公司和北爱尔兰电力公司签约建设。到2005年4月,英国电力贸易和传输协议(BET2TA)正式实施,届时苏格兰和北爱尔兰输电系统将与英格和威尔士系统并为一体由国家电网天然气公司统一经营。苏格兰和北爱尔兰输电系统的所有权保持不变。另外,苏格兰和威尔士输电系统与法国国家电网由一条横跨海峡的高压直流输电线路联接,连接线由原国家电网公司和法国电力公司共同拥有和负责运行。这条互连线路原本为英国向法国出口电能而设。但因种种原因,法国不能向英国供应计划的电量,现在这条互连线有时用以从英国向法国传输电能。4结束语本文对英国电力工业发展的各个阶段的主要特征及其电力工业发展的总体情况作以概括介绍,旨在为我国电力工业的改革和发展提供一些参考,并为后续的关于英国电力市场结构,实施规则及其经验的系列介绍作以铺垫。英国电力市场模式改革回顾与展望ReviewandProspectofRestructuringElectricityMarketModesinUnitedKing【摘要】英国于1990年建立英格兰及威尔士电力市场(ElectricityMarketinEngland&Wales),8年多来的运行实践和不断发展一直为世界所瞩目。目前,由英国政府部门带动、并由整个电力工业界参与的改革现有电力贸易体制的初步方案已经出台。在这又一次重大变革的前夕,回顾一下现行机制,展望一下未来,无疑会给其它国家电力改革的探索者们提供一点值得参考的东西。【关键词】电力市场改革放松管制英国[ABSTRACT]ElectricityMarketinEngland&Waleswasbuiltin1990.Fromthenon,ithasattractedworld2wideattention.Andithasmetwithsomeproblems.So,anothernewtentativemodeforelectrictitytradingsystemhasbeendesignedbythegovernmentoftheUnitedKingdomwiththewholeparticipationoftheelectricindustryinordertoimprovethecurrentelectricitymarket.AreviewofthecurrentelectricitymarketintheUnitedKingdomwillhelpunderstandthenewmodebetter.[KEYWORDS]ElectricitymarketReformDeregulationUnitedKingdom1回顾1.1英国电力市场现行模式英格兰及威尔士的电力市场联营体(Pool)是现行贸易体制的中心环节(有些文献中又称Pool为电力库或电力交易所)。它的设立,是为创立一个当日的电力现货交易市场,使得发电和负荷在合理的价格之下达到供求平衡。这一供求平衡是通过Pool的3个主要职能来实现的:●对发电机组择优排序;●对容量及向系统提供的各种辅助服务定价;●确定足够的发电容量以保证系统的安全运行。在Pool的背后,有立法的力量支持着这一贸易体系的施行。有关它的法定运行规程总称为《联营及结算规程》(PSA:Pooling&SettlementAgreement)。这个规程是由电力市场中供求贸易双方所有成员共同制定并签署的一个合同体系。依照这个规程,持有发电执照的发电机组竞价上网;任何用户则以全系统统一电价购电。在发电和配电之间,英国国家电网公司(NGC)作为英格兰及威尔士高压输电网的唯一法定拥有和营运者,负责发电机组的择优排序计划和调度,并组织各种输电所需的辅助务。在电力市场中,NGC还受托管理市场结算与基金周转。在Pool中发电机组排序及电价制定的过程大体如下:首先,Pool购入价(PPP:powerpurchaseprice)由系统边际价格(SMP:systemmarginalprice)和容量费(CE:capacityelement)两部分构成。所有运行的发电机组在每天10时截止申报第二天的电价以及可发容量等参数,接着NGC将发电机组按报价排序,以每半小时为贸易时间单位,根据负荷预报得出序内最后也就是最贵的一台满足负荷的机组电价,这就是该时间单位的SMP,这个价格用来支付所有序内发电容量。CE则是“失载概率”(LOLP:lostofloadprobability)和“失载值”(VOLL:valueoflostload)的乘积。LOLP是对容量不足引起供不国际电力运营和管理OPERATION&MANAGEMENT表1集中调度的现有发电装机容量构成核电煤CCGT煤/气混燃煤/油混燃油燃气轮机抽水蓄能总计厂数1317261142286NW1060122807171261960194031941095208860811应求的风险测度计算所得,譬如它会因发电机组突然故障、负载骤增而上涨;VOLL则于1990年初定在￡2/kWh,以后根据通货膨胀率每年加以修正。与SMP不同,CE是付给所有参加报价的可发容量,无论是排在序内还是序外(请注意PPP纯粹由发电报价和负荷预测决定,即假设一个无约束、无损耗的理想化输电系统。)。然后,在PPP之上再加进由于输电系统约束而逆序发电、以及为保证供电质量和系统安全可靠所需的辅助服务等引起的附加费用也就是所谓“加价(Up2lift)”,便得出Pool售出价(PSP:powersaleprice)。PSP是供电公司或者直接联在输电网的大型用户向Pool支付的“批发电价”。一般普通用户的电价还须加上所在地区配电公司的附加费用。PPP和PSP作为实时电价,为发电调度提供了必不可少的参考价格。而真正的买电卖电交易有75%以上是以差价合同形式完成的。依照这种由发电公司和有权直接从Pool购电的公司之间制定的双边合同,两方在向Pool收取或支付Pool电价之后,再根据Pool电价和合同电价之差互相多退少补。1.2英国电业私有化以来的变化在1990年英国电力工业刚刚步入市场的时候,在英格兰及威尔士只有3个从原中央发电局分离出来的发电公司,加上与英格兰以及法国互联的设备,通过Pool进行竞争,经NGC高压电网向16个供电公司出售电力。现在已发展到了近30个发电公司。独立发电商(IPP)发展到占有13%的电能贸易比重。自1990年起,NGC共受理了90多起发电厂上网申请。新装机容量的增长达到了60年代的历史发展最高速度。与此同时,一些老机组在竞争中退出市场,使全系统的总装机容量保持在60GW的水平上下。采用新技术的发电设备,如燃气轮机联合循环(CCGT),现在已占到四分之一的容量,这使得环境保护达到了更高标准,从1979年到1994年CO2排放量降低了39%,SO2和NOX的排放量则分别下降了54%和49%。同时发电燃料构成也从1990年的70%燃煤发展到目前的燃煤、燃气和核电较为均衡的比例。现有的集中调度的发电装机容量组成如表1所示。8年来,在监管机构督促下,市场机制不断改进,发电领域竞争加剧,输、配电领域尽管仍然具有一定垄断地位,但也随之提高了效率,两者供电环节也逐步引入更大的灵活性,使得整体用电价格下降。从扣除通货膨胀因素后的实际价格来看,工业用户电价比1990年减少16%至23%;家庭用电价格则实际平均减少了15%左右。而在电价下降的同时,供电质量仍然必须严格符合法定标准。以输电环节为例,NGC在更高的安全、质量标准要求下,使平均输电能力增加了22%。年平均可用从1990年的92.9%提高到目前的96.3%,而冬季峰荷可用率达到了99.2%。输电质量用系统频率和电压的波动来衡量,NGC每年向政府监管机构提交的报告中有关这两个指标的数据如表2所示。自1993/1994年度以来的5年统计中,电压越限仅1997/1998年度有2次,频率越限仅1995/1996年度有2次。从输电安全性来看,由输电问题引起的断电也被控制在逐年下降的范围内,如从1993/1994年度的720MWh降低到1997/1998年度的83MWh。在保证供电质量的同时,NGC向发、供电用户收取的输电费也实际减少了近30%。运营管理OPERATION&MANAGEMENT表2电压和频率的波动标准电压等级132kV以下132kV以上持续时电压±6%±10%15min频率±1%60s表31990～1997年的容量费年度1990/19911991/19921992/19931993/19941994/19951995/19961996/1997容量费(￡/MWh)-1.3适应电力市场的几个要素由上述内容可见,目前的英国电力贸易体系基本上具备了对电力市场普遍适应的几个要素:●提供一个发电机组择优排序的机制;●建立了为系统运行所需的辅助服务机制;●对电力工业发展,如新电厂的选址及系统的扩建等,提供价格信息引导;●价格制定基本依从市场经济规律,并具一定的稳定性和透明度;●通过一系列法规保障电力贸易机制、电力系统运行、以及供电质量与可靠性;●引入竞争,改善电力工业整体效益。2英国电力市场现行模式的问题英国电力市场8年多来的实践和不断改进取得了不可否认的成绩,但是也逐渐暴露出这个模式一些根本性的弊病。1997年10月,监管机构应政府之命,组织Pool管理委员会、电力工业各方面以及消费者代表,开始了对现行电力市场模式进行重审。从多方面对现行模式的批评中,基本上可以归纳出以下几个有关现行Pool机制的根本问题:●报价定价的复杂性及不合理性;●市场机制的不完全性;●少数发电公司对市场有过分的操纵力;●Pool的改进受到自身的限制。下面将就这几方面进行较为详细的分析。2.1报价定价的复杂性及不合理性对现有市场模式的批评,首先是针对其价格制定的复杂性和不合理性。最突出的是容量费用计算及其支付规则。从1990年至1997年的统计数据(见表3)可以看出,容量费变化较大,又难以预测。构成容量费的因素,尤其是LOLP,批评者们认为是被人为夸大了。由于LOLP并不区分造成发电“不可用率”的原因是腰荷段的计划检修还是峰荷时的故障,所以给出的信息缺乏准确性。而且,在现有的付费计算规则下LOLP比较容易被扭曲。例如发电公司可以通过前一天可用容量申报和实际当天可用容量之间差别来抬高LOLP。这种做法在现有市场法则下尚无明确制裁手段,对整个系统害多利少,影响了用户与其它发电公司的利益,干扰了NGC对系统的管理工作。现有的市场曾对容量费中存在的问题做过改进。例如,NGC从1994年开始实行一种负荷侧管理合同。这种合同规定不用实时“负荷侧报价”,而是通过每年投标产生,由具一定规模的负荷用户报出他们在一年不同季节中每天各个时段的自动减载能力及相应价格。但是,发电侧对LOLP的过分影响仍然存在。一些批评者认为,现行的容量费有两利两弊。两利是:(1)它向新老电厂的新陈代谢提供了一定的价格信息;(2)它吸引发电机组在系统需要时作出响应。而两弊为:(1)它无法提供地区信息;(2)未来容量费难以预测,从而使发电公司难以作投资决定,也使系统运行难以预期所需的容量储备。2.2市场机制的不完全性现有市场动作的核心是发电公司(机组)投标报价。它根本上是一个“卖方市场”,发电公司在决定其每天向Pool的报价参数方面有相当大的自由度,基本上控制了电价。虽然1992年以后Pool引入了30个左右的大用户参加“负荷侧报价”,但至今其影响还微不足道。另一个现行机制的问题是,每半小时的电价是全Pool划一的,并不由供、求双方通过直接商洽而达成,即使是现有的差价合同,也是围绕Pool电价制定,仍受其制约。而且这类合同由双边秘密商定,市场无法分享信息,因而无法产生如期货或期权之类有助于市场流通的衍生交易,这使得市场缺乏灵活性和透明性。此外,电力作为一种特殊商品,其质量与可靠性依赖发电机组的技术性能以及辅助服务来提供。这些要求在厂网分离后,一部分是通过法定规程———《网规》来实现,另一部分是通过合同形式由NGC代表Pool来购买辅助服务。后者是Pool购、售电价之间“加价(Uplift)”中的重要成分。近年来NGC与Pool各方合作逐渐设立了一系列辅助服务特定内容的贸易机制,如“无功市场”,并且由NGC承担适当奖罚比例,以鼓励通过改善输电系统规划及运行和经济地购买辅助服务来降低总费用。但这些特定贸易体系尚有待扩展到所有方面,而且无论如何,这些做法难免给最终电价带来了更多的复杂性。2.3少数发电公司对市场有过分的操纵力在现有的电价制定和支付规则的市场模式下,占市场份额之首的发电公司,或处于影响系统运行关键地位的发电厂,可以出于谋求自身利益在报价上大做文章。在私有化的头3年里,两个最大的发电公司主导了市场价格,90%的时间里Pool电价被这两大公司的电厂报价所操纵。有观点认为,这种发电拥有权过于集中不但在一定程度上减轻了降价竞争的压力,而且还消弱了多种燃料发电机组的公平竞争力。私有化后出现的一些违背整体经济效益的电价行为导致监管机构发布了一系列报告,例如1994年监管报告里批评了当时电价上升背离燃料费用下降的趋势。同时监管机构还采取了限制发电报价上限和减弱大发电公司市场占有率的有关措施,取得一定成效。但是批评现行市场模式的意见认为,市场行为如此依赖于监管干涉,是市场结构本身不合理的表现。2.4Pool的改进受到自身的限制按照前面谈到的《联营及结算规程》,任何电力市场动作条款的更改,都须经过全体员的一致同意。8年多来的Pool演变至今,每一步的内部改革都经历了冗长的多边谈判,曾有些建议因为会削弱某些成员的利益或约束其自由度而无法实现。市场改进受到自身的阻力,使得政府部门不得不几次直接干预,制止某些Pool成员钻市场规则的空子作出有害于社会总体效益的行为。有批评家们认为,这违背了电力工业走向市场经济的初衷。3对新电力市场模式展望1997年10月开始对电力市场现有模式进行了重审总结,认为现存机制的弊病虽然有些可以通过修改现行机制来解决,但重要问题必须从通过根本性的市场变革来解决。在考虑了这次重审结果和建议后,英国能源部长JohnBattle于今年10月宣布了推行电力市场根本性变革的方案。政府不但支持监管机构提出的新贸易体系的设想,而且下一步将与监管机构共同领导制定改革方案的细节部分,并将在修改立法上加快进程,以促进改革方案的实施这套新的电力贸易体系与现行模式相比有根本性的变化,而与其它商品市场模式有更多的共同之处,当然仍然考虑到电力商品的特殊性。官方对新体制的要求是:●纠正电力市场中的扭曲;●为降低电价施加压力(政府估计批发电价大约可以下降10%);●必须保障即时或长期供电的可靠性;●提高电价的透明度,使用户参与价格制定过程;●进一步促进电力市场竞争,尤其是要给燃用不同燃料的机组以公平竞争的机会;●鼓励有利于环境保护的发电项目,如热电联产及可再生能源发电等。从已公布的有关电力市场改革设想的资料来看,新的电力市场模式将由以下一些主要方面构成:(1)远期合同市场(forwardmarket)。供求双方制定的双边合同,不同于现有的差价合同,这种合同不仅规定价格,而且规定交货量,即供电量。据初步方案估计,大部分电力交易将在这个市场中进行。(2)相关的衍生市场,如期货市场(futuresmarket)和期权市场(optionsmarket)。这些将为贸易各方提供冲销(hedge有的译为“对冲”)经济风险的手段。(3)短期双边市场(shorttermbilateralmarket)。该市场在时间上将靠近实际系统运行,相对于每个运行时段提前一天滚动开市、提前4小时闭市,在形式上则建议采取简单规则下的公开屏幕交易。这个市场将提供机会让发电、供电及大用户等各方根据现时信息,如气候条件及发电机组故障等,来调整合同定位。(4)平衡市场(balancingmar2ket)。在这个市场里,市场运作者为交易甲方,所有其它发、用电者均为乙方,交易时间将从短期双边市场闭市起,直至实时供电完成。甲方将根据系统需要来购买和调度电能。有建议提出让NGC承担这个市场甲方角色。除了以上各种贸易机制外,还须建立一套新的结算系统,来处理各部电力交易的资金收付,以及其它可能需要的贸易机制,如有人建议设立前一天拍卖(day-aheadauction)机制。目前,一个代表政府、电力工业、以及用户各方的专题项目委员会正在紧锣密鼓地组成,该委员会将统领其下属课题组,详细制定和贯彻上述新电力市场模式的一系列规程并推动相应的体制变革。4结语8年多来的实践表明,英国的电力工业从国营一体化的体制跨越到私营的,发、输、配相分离的市场体系,迈出这一步不但是可行的,并且取得了一定成就。然而在改革实践的进程中,现行体系也逐渐暴露出一些根本性的问题。现正提出新的改革方案。我们希望通过对英国电力贸易体制改革过程的简略介绍,为世界各地的电力改革提供一点值得借鉴参考的信息。■英国电力市场及输电系统简介李帆朱敏(英国国家电网公司(NGC)英国)摘要从英国国家电网公司(NGC)的角度,概括介绍了英格兰及威尔士的电力工业和市场格局。回顾1990年私有化以来英国电力工业体制改革的历史及现状,介绍现有商业系统及电力市场的运营,讨论私有化后NGC在系统规划方法上的发展。最后简单介绍了新近出台的对现有电力贸易体制进行根本性改革的初步方案。关键词电力市场市场格局输电系统规划历史回顾私有化之前在1990年3月31日私有化之前,全英电力工业按行政地区划分为三大部分,受管辖于不同的政府部门,即能源部、苏格兰自治政府及北爱尔兰自治政府。在英格兰及威尔士,发、输电工业是由中央发电局(CEGB)统管的,它经400kV及275kV高压电网向12个地区供电局批送电力,这些地区供电局又经132kV以下的配电网将电力输送到用户。CEGB向这12个地区供电局发布统一的“批发电价”,而地区供电局在加入自己的配电费用后,发布本地区的电价,各个地区的电价互不相同。CEGB同时负责发、输电的规划。它根据电力工业内部制定的并由能源部批准的“发电安全准则”来决定是否新建发电厂,并对不同燃料以及新、老厂适当组合等方面进行统筹安排。新发电厂址的选择综合考虑了输电系统的需要。在苏格兰和北爱尔兰,发、输及配电是由南苏格兰电力局、北苏格兰电力局和北爱尔兰电力供应局分片独家负责的。英国主要国有工业的私有化始于1979年保守党上台后推行的政策,目的在于使有关行业更加商业化,更好地响应用户要求和市场规律。有关电力私有化提案的国会白皮书发表于1988年2月,经各方论证后,《电力法》于1989年正式公布。《电力法》提出了电力工业私有化的步骤,并为其结构改革提供了法制框架。根据《电力法》,在英格兰及威尔士将使发、输、配、供各环节分离,在这个大电力市场的发、供两领域中引入竞争,并对所有环节设置明确的激励来提高效率和改善对用户需求的响应。私有化之后1990年3月31日是私有化的授权日。根据1989年《电力法》,英格兰及威尔士和苏格兰的国营电力工业在这一天由19个分立的法人所取代。英格兰及威尔士的新格局是3个发电公司(国家电力公司NationalPower、国家发电公司PowerGen、核电公司NuclearElectric)、12个地区配供电公司(REC)和1个高压输电公司,组成国家电网公司(NGC)当时NGC属下还有2个抽水蓄能电站(它们于1995年12月NGC证券上市后从NGC离出去,随后被美国的MissionEnergy所收买)。苏格兰的新格局是2个发、输、配电纵向兼并的一体化公司(苏格兰电力公司和苏格兰水电公司分别在划定的区域内各自负责2现今的电力立法体系监管1989年依据《电力法》建立了政府的电力监管机构,由电力供应总监(DGES)所领导。总监的职权是:保障电力需求得到满足;督促发、供电领域的竞争;确保供电的连续性,以保护消费者的利益;促进经济效益的提高;促进新技术的科研及开发;保护公众安全,避免发、输电工业可能带来的危害;重视电力工业对环境的影响。执照《电力法》规定,英格兰及威尔士的输电、发电及配供电需由国家能源部颁发运营执照。所颁执照分4类,有关详细规定可见NGC《七年预报》,在这里大致描述如下。输电执照:目前NGC是唯一的输电执照持有者,但将来有可能多家持有输电执照。发电执照:“注册容量”在50MW以上的发电公司,均须有此执照才可营业。公共供电执照:任何通过拥有公共供电网向划定的本地区用户供电(即一级供电)的营业者都须有此执照。这适用于12个地区配供电公司(REC)。二级供电执照:任何一级供电以外的直销供电商都须持有此执照。最初只允许向超出一定规模限度的大用户供电,该限度从初定的1MW逐步降至100kW。从1998开始,这个限制被分步取消,即任何用户都有权选择供电商。在私有化授权日时,发电执照持有者有国家电力公司、国家发电公司、核电公司、中央电力公司(一家独立发电商)以及NGC的抽水蓄能部;公共供电执照的持有者是12个地区配供电公司;输电执照持有者则仅是NGC。当时有6家二级供电执照持有者,现在除去通过互联线进行电力交换的苏格兰电力公司、苏格兰水电公司和法国电力公司之外,已经有30多家独立发电公司在英格兰及威尔士的系统内营业运行。输电执照对NGC的要求a1遵循择优排序来运行系统;b1发布《输电网规则》(以下简称《网规》);c1发布《收费规定》;d1编发《七年预报》;e1对任何要求直接上网或间接用网者给出相应接纳条款;f1负责管理互联线路;g1规划及运行必须遵循规定的安全标准;h1发展及维护一个经济、协调及高效的输电系统;i1促进发、供电领域中的竞争。发电执照对营业者的要求a1按照NGC的指令进行发电运行;b1参加电力联营体的市场及结算缔约;c1遵守《输电网规则》或《配电网规则》。公共供电执照对营业者的要求a1发展并维护一个有效的、谐调的、经济的配供电系统;b1发布《配电网规则》;c1向其地区的任何用户给出供电条款,提供供电所必需的线路和设备;d1控制REC的配、供电两类业务价格,禁止交叉补贴;e1准许REC拥有不超过其特定地区负荷峰值15%的发电容量(这15%是该REC在英格兰及威尔士系统内任何地区拥有的发电容量股权总和)。网规在电力工业改革的初期,人们便认识到:将中央发电局分成三大发电公司,并引入独立发电商通过竞争机制满足供电需要的同时,必须对系统各部分之间相互影响之处作出明确规定,才能确保NGC能够执行其输电执照规定的义务。这一要求是通过NGC的执照中一项特定条款实现的。输电执照要求NGC必须咨询电力市场中的其他参与者,负责《网规》的制订、实施和共同遵守以及定期重审修改。《网规》设立了一系列使NGC与“NGC输电系统用户”之间关系明确化的操作规程及原则。“NGC输电系统用户”包括发电公司、供电公司或是通过供电公司间接联网的客户、互联的外部系统以及其它直接联网的用户。《网规》基本上是一部技术规范文献,它涉及到以下几个方面:NGC输电系统的规划;与NGC输电系统联网;NGC输电系统的运行;发电计划及调度。这部规则对所有NGC输电网用户以及NGC本身提出了最基本的要求(特别从技术角度讲),宗旨是发展、维护、运行一个高效、协调和经济的NGC高压输电系统,并通过这一系统促进发、供电领域的竞争机制。由于这仅是一部涉及系统各方界面的文献,所以在NGC内部还应由具体的操作细则加以补充。3英格兰及威尔士电力市场的运行在英格兰及威尔士,电力的买卖交易通过一个能量市场联营体(Pool)来进行。Pool是由其自身成员即发、供双方管理的。所有持照的发、供电公司根据其执照的规定,必须参加并保持Pool的成员身份。现行规定大体上是:发电净输出在50MW以上的发电商必须经过Pool出售其电力;而负荷在015MW以上的供电商则必须由Pool购买电力。尽管NGC自己并不是Pool的成员,但受Pool成员的委托负责其运行。净输出在100MW以上的电厂按执照要求必须由NGC中央调度。这些厂的机组不能随意运转,而必须服从调度指令,其中包括提供备用和调频、调压方面的指令。联营贸易体系1天划分为48个时段的“结算时段”。受中央调度的发电机组每天向NGC申报其第2天的电价及可用发电量。NGC代表Pool用一个称为“发电排序34及加载”的计算机程序排出最小费用发电计划。这个排序过程只基于机组报价和可用容量,而不计NGC系统上任何约束,故称为“无约束排序”。NGC按照此序排出用以满足次日预测负荷的机组。每一时段最后一台排入计划的(即最贵的)机组的报价即为此时段的“系统边际价格”(CSMP)。然后,根据“失载概率”(ALOLP)和“失载代价”(CVOLL)计算出容量费,与“系统边际价格”相加,构成了序内发电机组实发电量所得的付款,称为联营购入价CPPP,即:CPPP=CSMP+ALOLP(CVOLL-CSMP)当系统中所报的可用发电量相对预测负荷较低时,ALOLP就会上升,反之,则下降。而CVOLL则反映用户为避免切负荷愿付的代价。但是这一初步的择优排序并没有考虑输电系统的约束。实际运行中,为达到安全标准,发电计划会有更改,即有的发电机组会逆序开机或多发,即“限上”(constrained2on),或逆序停机或少发,即“限下”(constrained2off)。“限上”是那些由于报价过高而未能进入优价无约束排序的发电量,得到的付款是报价外加容量费;“限下”的可用发电量则按CPPP与其报价之差得到付款,以弥补厂商本来可得利润。因高价未入序的发电量也未因系统需要“限上”的可发电量得到容量费,以鼓励其为避免失载而提供的容量保证。所有参加报价的受中央调度机组所得付费示于表1中。表1向发电机组的付费Table1Paymenttogenerators情形机组所得付款排入无约束排序内,并且当天实发电量CPPP排入无约束排序内,但当天“限下”可用发电量CPPP-报价(计其利润损失部分)未排入无约束排序内,但当天“限上”实发电量报价+容量费未排入无约束排序内,也未在当天发电的可用发电量容量费与最初无约束排序相比,以上所列逆序发电及容量费,再加上系统购买诸如调频、无功或黑启动等辅助服务所需费用构成从联营购入价(即在序内实发电量的价格CPPP)到联营售出价CPSP的上抬差价,CPSP便是供电商从Pool处购买批发电力所付价格。输电系统对上述差价某些方面有一定影响。如因检修或扩建网络需要某些线路开路,使得系统的输电能力减弱而导致差价增加。从1994年开始,NGC分担部分差价,从而促使它更好地优化其系统运行,提高输电效益。这个方案发展为现行的“输电服务方案”。虽然所有的电力贸易都是通过Pool实现的,但是许多发、供电公司都还签有双方多退少补的“差价合同”,为这些公司提供一定的价格稳定性,使其免受每天的或季节性的价格波动。但是这种合同是双方的私下商业合约,不影响发电计划调度和输电价格。电厂SO2和NOX的排放管理由厂家依照政府环境污检机构的规定自己负责,不影响NGC的发电计划调度。312结算结算即是对财务事宜的通盘处理。这一过程包括由起始的报价,到传送最终数据给联营体的“基金管理机构”由其发布付费账单。结算的主要过程如下。“计划日”是一个重要结算概念。为了保证每天能在低谷负荷时段平滑过渡,它定义为从当日的5:00到第2天的5:00。每个计划日更新发电报价。“可用性的申报时段”(ADP),从“计划日”前一天的21:00开始至“计划日”后一天的12:00结束,总计39h。这是为了保证中央调度的机组在“计划日”开始和结束阶段能够进行适当计划。因此机组的日前报价中必须包括整个ADP时段。“日前报价”于“计划日”前一天10:00截至,即比ADP早11h。“结算运行”是对Pool成员们需支付或收取款项的计算过程。在“计划日”后的12d内,表计的数据被收集上来,并进行初步结算,然后将结果发布给发、供电双方。他们可以有一段时间对数据的准确性提出质询,最终结算一般是在“计划日”后的第24天完成。每天Pool的总收支必须保持精平衡。Pool的“基金管理机构”收到最终结算结果后通过Pool的银行账号开始进行转款。常在“计划日”后的28d内结清全部账目。4输电可靠性及供电质量标准411现行标准输电执照规定NGC必须遵照一系列标准来规划及运行其输电系统。现行的标准有如下6部。规划标准:PLM—SP—1发电厂接入输电网标准;PLM—SP—2输电主联网可靠性标准;PLM—ST—4稳定性规划标准;PLM—ST—9电压规划标准;ERP2ö5负荷群供应可靠性标准(此标准同时适用于地区配供电公司配电网的规划)。运行标准:OM3供电可靠性运行标准。这些标准内的各项准则来源于实际经验,其制订时间是在英国275kV及400kV系统发展初期,远早于私有化。规划标准是确定性的(而非随机性),并具有以下特点:a1主联网的可靠性采用N-2校核,“N”指网络全部设备无开路,“2”b1与配电网的联接必须在局部峰值负荷条件下采用N-1校核,即任何一条线路故障开路情形。如负荷群峰值超出300MW,则须用N′-1校核,也就是在已有计划检修开路基础上任何一条线路故障开路情形。c1低于1320MW的发电站必须通过至少2条线路接入网,超出1320MW的发电站必须通过至少3条线路接入网。d1输电网的规划必须保证在任何时刻输配电压都能操作在指定范围内,在常规或事故线路切换时电压突变不超过指定限度,而且在可能发生的故障情况下电压必须保持稳定。e1输电网的规划必须保证在任何时刻系统必须在三相故障后保持暂态稳定。输电主联网可靠性标准用在系统峰荷点,所有发电容量按比例降低,与总负荷达到平衡后再加上一个输电安全裕度,然后进行N-2可靠性校核。这个标准目的在于保证使供电和发电不受过份约束。它定义的输电安全裕度通常能给出足够输电容量,使在常年非峰荷点运行中只有很少的逆序发电出现。如有非常情况,标准要求以总体经济效益为依据来决定额外系统投资。NGC的运行标准既用于输电系统本身的运行(如安排开路检修计划),又用于发电计划与调度。与规划标准一样,它也是一个确定性的标准,规定系统必须在任何同塔双线路故障开路情况下可靠(即双线或N′-D校核)。412可靠性标准重审私有化后不久,输电环节引起的电价上抬迅速上升,特别是逆序发电这部分费用。由于逆序发电来源于输电约束,而输电约束则主要由运行可靠性标准的N′-D校核来决定,一些问题就被提了出来,如可靠性对用户的价值是否与这些实际费用相符,是否可采用调整电网投资,或通过合同限制逆序发电费用来降低系统总费用。为了回答这些问题,由NGC带头于1990年11月开始了对可靠性标准的重审。整个过程包括对其它不同准则的详细分析论证,与其它国家电力系统标准的比较,以及一系列面向客户的咨询,以确定他们所需的标准。重审中比较的其它类型的规划运行准则主要有:从确定性准则变为效益型随机性准则,从两线或双线故障开路(N-2öD)校验变为单线故障开路(N-1)校验。在比较这些不同准则时,NGC检验了三大方面费用:输电投资费用、全年运行费用(主要包括逆序发电费用和输电线路损耗)以及不可靠性费用。输电投资费用的依据是在每一准则下以1990年～1997年间发电领域的大变更为背景而重新设计的输电网络。每个设计完成后,对系统进行在相应运行准则下的生产模拟从中得出运行费用及不可靠性费用。重审发现,采用N-1准则后得到的输电投资费用下降抵不上运行费用及不可靠性费用的增加。基于成本效益的随机性准则虽然能够对灵活输电投资给出比确定性准则更好的总体效果,但客户们没能在这种准则所必须支付的不可靠性费用上统一意见。另外,采用这种准则还必须得到将来发电厂报价的信息,这样的预测在私有化后是相当困难的。在研究了NGC提交的对可靠性标准重审的最终报告以后,电力供应总监公布了决定:确定规划准则仍将被延用,但必须更明确基于经济效益的额外输电投资需要。他建议考虑在有利条件下有限度放松运行可靠性要求;同时,还建议让联网客户对接入网设计方案有更大的选择。决定还要NGC的所有标准必须更好地反映现行电力工业结构。NGC起草了一部新标准,在通过全面用户咨询后已于近日上报监管机构审批。5输电系统运行英格兰及威尔士的电力工业改革给NGC的系统运行部门带来了新的挑战。系统开放使用的出现和集中统一发电规划的消逝,再加上远比其它欧美大联网系统具有更高灵敏度这个系统特征,使得其控制环节更加复杂多变。电能的不可储存,使NGC必须保证有足够的发电及输电可用容量来维持系统输送电力的数量和质量。灵活的平衡调控全掌握在系统控制者们的手中。511供电可靠性NGC必须保证系统可靠,并连续向用户供电。可靠运行中的主要任务是控制、管理妨碍电力输送的系统约束,或称“瓶颈”。这些约束由许多因素引起,如潮流分布、网络结构、线路开路安排及发电运行情况等。私有化后的变化也改变了这些约束的性质,NGC采用了更复杂的监测和计划手段。例如,系统运行部门每星期作的系统模拟计算从刚刚私有化后的130次上升到670次,增长了4倍多。至今,输电系统可用率有了提高,而断电失载则大大下降。512供电质量NGC还具有法定义务维护电力供应的质量和稳定,因此必须对电压和频率严加控制。运行规划中有大量的系统暂态稳定及动态阻尼模拟计算,不久将做到实时在线监控。除了本文第4节所述运行可靠性标准OM3中规定的准则外,1989年颁布的《供电规则》以及《网规》还规定了下列限度(以相对于额定值百分比为单位):系统频率偏离±1%不可持续超60s,低于132kV的供应点电压偏离±6%不可持续超过15min,132kV或高于132kV的供应点电压偏离±10%不可持续超过15min。NGC内部设置更严格的频率控制限度为(50±012)Hz(即±014%)。在1997年与1998年经济结算年内,只出现了两次电压偏离越限,而无频率偏离越限。513输电约束管理NGC系统目前具有极强的由北向南的潮流大趋势,同时还存在一些明显的“输入”和“输出”区域。一些区域间的传输能力会受联络线的容量、可用率,或者系统稳定性诸方面因素限制。NGC在系统运行中管理系统约束,以实施“输电服务方案”(见第311节)。对计划维修来说,必须通过全面细致的发电停机与输电开路的协调过程,尽量使输电维修既不影响系统可靠性又不过份限制发电机组的运行。对实时运行来说,为了控制故障后果,采用短期设备事故过负荷能力,或紧急减少发电出力,有时甚至采用故障后自动遥切机来保证以最低费用达到输电系统安全。6输电系统规划私有化以后,已不复存在对新电厂建设和老电厂关闭的统一协调计划。尽管输电系统还是统一整体发展,传统计划性发电建设的取消给其带来了不确定因素。611新电厂建设发电商如决定建新电厂,按照1989年《电力法》第36条,必须得到政府许可。不过,该许可只与当地“城乡规划”也即环境问题有关,并不需要厂商提供技术要求、经济效益或系统利弊方面的论证。因为与这些方面有关的风险全由厂商自负,假如新建电厂的报价无法与其它电厂竞争,其产出将受限,于是不能获利。所以厂商要在项目发起之前仔细研究市场,继而申请政府许可,并与NGC签署《联网用网合同》,然后才能启动该项目。事实上,一些发电商会提前几年得到这一许可或签署合同,而后可能又改变计划,如决定提前、推迟、或撤消项目、或者改变电厂规模。612老电厂关闭发电厂有权在任何时候决定申报其运行可用容量为零,但仍须向NGC缴纳输电费。假如厂商决定关闭电厂,则必须提前6月通知NGC。由于输电(或配电)系统的加强往往来不及在6月内完成,系统可能会不可靠,所以发电商一般会更早地与NGC(或地区配供电公司)私下商洽预计关闭事项。发电商还必须向监管机构提供关闭理由,监管机构在有必要时可聘请独立的技术顾问来对关闭进行调查。有时发电商会考虑将运行费用过高(因而报价也高)导致低出力的电厂提早关闭。但是,如果NGC管理输电约束的部门与厂家签订“限上”合同,电厂会同意适当延长开业,使NGC有足够时间加强系统。613输电规划方法无论有多少不确定因素,NGC对输电系统的规划设计都必须备有方案,以能够满足《七年预报》中公开发布的输供需求。可是,NGC同时还作自己内部的预测,对老电厂关闭、新建电厂项目(相关的输电建设尚未开始)的迟延及撤消或容量更改等可能性进行估计,然后根据这些预测制订比《七年预报》方案更实际的内部投资计划。NGC为在市场机制下提供优化的输电服务而大力改进其系统规划方法。61311灵活规划方案发电领域中的激烈竞争,特别是给未来的输电容量需求带来易变性及不确定性,使得输电系统规划成为更艰巨的任务。系统规划所受的影响是双重的。第一,没有足够的提前时间来设计、建造、固定输电设备,这会引起运行费用或不可靠性的增加;第二,输电容量需求持续不久,这使得一些输电设备在其技术寿命(NGC的网络设备寿命通常是40年～60年)结束前就变得过剩。所以,投资传统的固定设备,须制订更灵活的规划方案。为了避免不经济投资的风险,NGC首先考虑最大程度上利用已有的资产设备。比方说,在一些关键高架线路上已经进行的“改型”(即拉紧线路,减少松弛度),提高了线路运行温度限度而使线路扩容。另外,如QuadratureBooster(一种用来调节潮流分布的特殊移相变压器)和静止无功补偿器等可移动的专题研讨——电力市场·李帆等英国电力市场及输电系统简介37设备,既可以最大程度地实现现有系统的容量,又可通过移至不同地点来快速改变系统特性,以满足多变的需求。除了慎重使用输电硬件设备外,NGC还利用它既是系统资产拥有者又是系统运行者的双重职能来进一步改进总体服务。同时,“输电服务方案”的引入,不仅给NGC恰当的激励来有效管理与输电环节有关的电价因素,还提供关于辅助服务费用和电力市场各部分的信息来源和控制机制。现在,系统规划决策对运行的影响以及运行时间里可采用的手段都在规划过程中得到通盘考虑,例如在规划可靠性标准要求之上的额外投资,可以减少网损或系统的约束费用;发电厂接入网可采取比常规更廉价的设计方案,只要有商业合同保证,可以用其它方式来限制系统约束和备用费用,从而避免系统技术及经济性能蒙受损失。61312成本效益分析和全年生产模拟为了有效地管理规划过程中酝酿出来的不同方案的各项费用,NGC开发了计算工具和模拟方法,用于对输电投资、运行以及辅助服务等费用之间的相互作用进行详细分析。其中最重要的工具是一个以费用为基础的输电系统全年生产模拟程序。它的核心是能够同时模拟几种不同设计方案的网络模型,该模型还能模拟季节性或每天的负荷变化及发电机组、输电设备由于检修或事故引起的投运率降低。程序在网络模型基础上,模拟因运行可靠性标准要求而修正的优序发电计划,其中还考虑到一些特定运行手段,如调节移相变压器的分接开关运行位置。这个计算工具不仅能用来预测未来运行费用,而且可用来比较各种不同因素组合效应,譬如输电投资费用、改变开路检修计划,还有其它运行过程中可使用的手段,如系统向发电机组自动遥切机,或签订并施行发电受输电约束合同。目前这个全年模型仍然在继续开发之中,将加入模拟全年调频响应和备用需要的补充功能。最近成立的独立于普通电能交易市场的无功市场活跃了对总体费用优化工具的开发研究。总体费用指输电系统无功补偿设备投资、全年使用控制费、输电约束以及与独立无功提供商签订的合同费用等的总和。61313不确定因素和风险的管理为了得出一整套各类规划方案,有利于使系统具有足够鲁棒性来迎接不可确知的未来,NGC发展了含远景主导风险分析的规划设计规程和计算软件工具。从初始的对小数量可能情形的灵敏度分析,发展成为现在对用、发电进行宽范围的全面随机性模拟,尤其是对每一个发电商可能作的决策都单独考虑。对市场趋势的分析也从起初的几个代表性孤立时刻,发展到对连续多年的计算,从而能发现与设备寿命一致的长期输电容量需要。在这种格局里,输电规划越来越成为一个风险管理过程,其中一系列的输电方式方案根据它们提供的容量性质而得到应用。容量按性质可大致分为以下两类。第一类:由长期固定资产设备提供的核心输电容量;第二类:由移动资产设备、限制发电出力或其它与发、用电方签订的合同等提供的灵活输电容量。第一类容量一般对应于最可能情形或在大多数同样可能情形下出现的长期持续的需求;而第二类为较小可能出现的情形而准备,往往用来应付短时间内出现的变化。7NGC输电收费711输电网络收费“接入网费”由直接联网的发电商和供电商向NGC缴纳,用以偿还NGC为将其接入网而付出的专用资产设备费用。这些专用资产设备的设计、建造必须遵照执照规定的相应标准。其余的NGC输电系统资产设备通过向供电商和所有中央调度的发电厂(无论直接或间接联网)收取“用网费”来补偿。发电机组的付费与其全年最高注册容量成正比,供电商则与全年实际峰荷成正比,各方付费同时又与各自引起的系统边际容量需求成正比。由于英格兰及威尔士的系统中从北向南的强潮流,发电容量在北部的增加将需要较大投资来加强系统,而若在南部则反而会缓解系统容量需