巴西电力市场交易机制研究及对我国的启示

巴西电力发展基本情况 

电力作为国民基础性产业，必定伴随着国家经济发展而发展，巴西电力行业的发展大体经历了四个阶段。 

第一阶段：萌发阶段。20世纪40年代之前，巴西电力工业主要由外资企业投资建设，各地政府与电力企业签订合同开展电力服务管理，国家层面的监管政策尚未出台；50年代末，巴西电力工业约82%以外资为主。 

第二阶段：国有化大发展阶段。20世纪60年代开始，巴西民族运动兴起，国有资本逐步在电力行业占据了主导地位。这一时期，巴西基础工业如钢铁、汽车、造船、冶炼等处于大规模发展时期，国民经济的快速发展对于电力需求剧增。为满足社会用电需求，巴西政府于1962年成立巴西电力总公司，负责制定全国电力发展计划，并鼓励民间资本投入电力工业，规定联邦政府股份不得低于51%，电力工业得到迅猛发展。据统计，1962年巴西全国装机容量仅572.9万千瓦，1986年达到4300万千瓦，年复合增长率高达8.8%。 

第三阶段：私有化改革阶段。20世纪90年代左右，受当时世界范围内资本主义自由化浪潮影响，为减少政府负债、提振宏观经济，电力行业开始私有化改革。巴西政府以配电公司、发电公司私有化为先导，取消了全国统一定价和交叉补贴、成立独立电力调度机构（Independent System Operator，ISO）负责整个电网供电调度，建立了电能批发市场MAE（Mercado Atacadista de Energia,MAE）负责电力交易批发市场监管，并制定了一系列配套规则，市场化改革框架基本完成。 

第四阶段：发展新模式阶段。2003年起，为解决前一阶段改革引起的电力投资不足、协调机制不畅等问题，促进电力行业规范、有序、快速发展，电力行业在私有化改革基础上进行了调整与重塑，统一电力行业规划、规范交易方式、完善补偿、储能及担保等相关风险管控机制。截至2017年底，巴西电力市场已基本完成改革，分为发、输、配、售四个部分，至今配、售未完全分开。其中，发电、配电活动通过自由交易的方式引入竞争；输配环节因其天然垄断属性，继续实行政府监管，输电环节采用核定年度许可收入上限制监管模式，配电环节采用核定电价为主的价格上限制监管模式；监管政策较为透明，投资者对电力行业的发展预期较为稳定。其中，在输电环节，输电网包括全国联网系统（Sistema Interligado Nacional，SIN）和局部独立电网。全国联网系统连接了主要发电站和大部分用电地区，涵盖的电压等级包括230千伏、345千伏、440千伏、550千伏（500千伏）、600千伏（直流）、750千伏，以及正在建设的±800千伏；输电比例达到全部发电量的90%以上；独立电网主要分布在亚马逊地区。大部分输电线路都集中在东南部、南部和东北部主要城市，750千伏以上的超高压输电线路主要连接伊泰普水电站、美丽山水电站，以及马代拉河上游大型水电站与重点用电区域东南部。在配电环节，配电线路电压一般在69～138千伏。巴西电力分销商协会统计显示，私营配电企业约占市场份额60%，国有仅占40%；电力用户结构中，85%来自工业（41%）、居民（26%）以及商业（18%）。 

巴西电力交易市场机制 

巴西电力交易市场也是在电力蓬勃发展过程中逐渐形成的，此后在实践中逐渐磨合并走向成熟，市场交易过程中既考虑了巴西国民经济发展现状，也考虑了巴西电源布局特点。分别从监管方、参与方、交易市场类别、交易配套机制、交易结算和清算方式等几个方面全方位介绍分析巴西电力市场交易机制运行现状，并总结其特点，以期为我国电力市场建设提供借鉴。 

主要监管和参与方 

巴西电力市场具有监管职能的部门比较多，但各自的职能不同，有的负责制定政策，有的负责检查评估，有的负责电力监管，巴西主要监管部门有国家能源政策委员会、矿产能源部、能源产业监管委员会、能源规划公司、巴西电监局、巴西全国电力调度中心、电力交易中心等。主要电力交易市场参与方包括发电、输电、配电、交易公司等。 

为确保电力系统运行整体性，巴西电力市场实行集中调度与自由交易的并行方式。其中，巴西国家电力调度中心负责全网集中调度，确保调度平衡；电力交易中心负责电力自由交易，维持电力市场供需平衡。在电能交易结算和清算阶段，国家电力调度中心与电力交易中心对合同量和实际发生量的差别进行调整。 

巴西电力交易中心是电力交易市场的主要管理机构，成立于2004年，主要负责确保在管制交易市场和自由交易市场，通过全国联网系统实现电力买卖交易，主要负责统计电力供需、交割电力买卖合同、组织电力公开竞价等。 

通过巴西电力交易中心协调的运营机构，根据其所处的电力环节，可分为发电类、配电类和售电类。发电类机构包括三种：提供公共服务的发电特许权公司、独立发电商和自备发电商。配电类机构包括三种：在监管条件下为终端用户供电提供配电设施和服务的特许权公司及获授权公司。售电类机构包括四种：电力进出口交易商、电力交易商、自由电力用户和特殊自由电力用户。 

电力交易市场类别、交易内容及方式 

巴西电力买卖市场分为监管市场（市场份额约占70%）、自由市场（约占25%～30%）和短期现货市场（约占5%）。其中，以监管市场交易为主、自由市场交易为补充，市场交易多为长期合约，辅之以少量的现货合约。各交易环境和条约如图所示。 

监管市场。监管市场中，参与者主要是配电企业和发电企业。其中，配电公司代表了绝大部分的普通居民用户。配电企业和发电企业通过公开竞标的拍卖程序进行电力买卖，签订期限为20～30年的长期购电协议，各参与方的竞争条件平等，价格及期限均受到政府管制。每年配电企业必须向巴西矿产能源部报告其市场电量需求，矿产能源部以此为参考，批准配套的发电项目。为了满足用电需求，矿产能源部与电力监管局每年组织电力交易拍卖会，拍卖会由电力交易中心具体负责。特许经营权公司、许可权公司和其他获授权的发电或电力进口企业可以作为售电企业参加拍卖会。中标企业为报出相对封顶电力价格最高打折率的发电商，结算价格以申报价格为准，结算电量按照需求总量从低价电量向高价电量依次累计。考虑到发电项目投运前后所要求的电价水平不同，已投产能源和新投产能源（拍卖时尚未取得特许权、许可证或其他许可）的拍卖是分开进行的，新投资能源项目参加拍卖后至少要15年的特许权合同到期才能转为已投产能源。 

自由交易市场。自由交易市场中，参与者包括用电客户、发电商等。用电客户通过自主契约的方式与发电商签订双边购电协议，交易双方对电力购买价格、数量及期限开展自由协商，其中非水可再生的新能源购买合同可享受政府补贴。参与自由交易市场的用电客户根据用电负荷及电压等级的要求，分为特别消费者、自由消费者两类。特别消费者只能购买常规能源的发电，含用电负荷超过500千瓦，且电压需求达到2.3千伏的用户。自由消费者可以购买常规能源发电和新能源发电，包括用电负荷超过3000千瓦，电压需求达到69千伏，且在1995年7月以前接入电网，或1995年7月以后接入电网且用电负荷超过3000千瓦、电压需求达2.3千伏的用户，自由交易市场的电力用户需要签订电网系统接入和使用合同，才可接入输电网和配电网，需要缴纳各类电网系统税（综合返还储备金、能源发展金、国家电力监管局监管费及储备电能税等），一般通过电网服务费（配电网系统使用费和输电系统使用费）收取。 

为提供市场流动性，巴西政府允许自由市场中用电客户将未能使用的剩余电力进行转让。剩余电力在转让的过程中，原合同中各相关方的责任和义务将维持不变，基本条件和售电方承担风险范围都保持不变，成交电量和期限都不能超过在电力交易中心注册的原合同，且需取得新购电方的同意。该措施降低了自由电力用户因合同电量的剩余带来的财务损失，提高了自由交易市场的流动性。 

现货市场。参与者包括管制交易和自由交易市场参与者，以及储备能源。现货市场由电力交易中心组织开展，主要是平衡供给与需求的差额，即发电合同与购电合同、用电合同和售电合同的差额。市场价格由巴西国家电力调度中心的调度顺序决定，最低价基于巴西最大的水电站伊泰普水电站上年度的运行成本和巴西雷亚尔与美元汇率的几何平均值来计算，并按年度调整。 

主要配套措施 

巴西政府以可靠性供电与合理化电价为潜在目标开展电力交易机制建设，重点包括以下措施： 

一是明确发电站的保证输出功率，形成发电站稳定交易的基础。保证输出功率是每个发电站签订售电合同的上限值。为了实现系统运行与市场行为的分离，即集中调度与竞争性售电相平衡，巴西引入了保证输出功率的概念，每个发电站都要求一定比例的系统保证输出功率，保证每个发电站可在不受调度方干预的情况下，对电力产品进行交易。在集中调度的管理方式下，发电公司无权自行决定运行方式，电力调度中心在考虑充分满足供电需求和保证经济效率的同时，必须在任何给定时间内，确定每一个发电厂的发电量。因保证输出功率的存在，发电公司有权在规定保证输出功率的上限以内售电，并通过技术准则来计算电量。对于保证输出功率规定范围内的电量和实际合同电量间的差别，则必须通过电力交易中心来结算。因此，保证输出功率定义了发电站进行商业交易的基础，为规划和交易建立了联系。 

二是引入出售储能支撑的概念，构建保证输出功率与电力交易合同的桥梁。巴西政府规定，持有特许经营权、许可证或其他获授权的发电企业、电力进口企业或电力交易企业，必须要有相应的储备支撑和对应充足的电力，以确保电力交易合同的完整执行。若没有足够的储能支撑对应电力交易合同，售电企业必须签订电力采购合同来保证相关售电合同的执行。一个发电企业若在已经签订的售电合同规定日期，仍然没有达到商业投产条件，即自身的保证输出功率缺位时，不仅要支付工程延期的罚金，还必须从其他的发电站签订购电合同，来履行其需要承担的义务。 

三是建立能量再分配机制，最优化地集中调配水力资源。巴西国家以水力发电为主，但水力除发电外，还肩负着灌溉、防洪等重要作用。为实现水力资源的最优调配，所有由国家电力调度中心统一调度和规划的水电站都必须参加能量再分配机制，其他小水电站可自由选择是否加入。在该机制下，所有水电站发电总量低于或高于原定保证输出功率之和，那么每家电厂都需按各自保证输出功率的比例调低或调高输出功率。通过将部分水电站高于保证输出功率的发电量转移给发电量少的水电站，能量再分配机制缓解了水文情况变化造成的风险。因此，各水电站无法直接控制实际发电量，水电企业的收入取决于该电站的保证输出功率和水电系统的整体发电量。 

四是建立盈亏补偿机制，降低管制交易市场下购电量预测值与实际值的差异波动风险。配电公司需对所在特许经营区域的用电负荷进行5年期的预测，预测失误会导致采购电力与实际负荷之间的巨大差异，采购过量或不足都会使配电公司面临罚款。采购不足的可以通过电力交易中心组织的短期交易市场，以差额结算价格实现电力缺口采购，采购成本转移到电价时，需以差额结算价格和新投产能源参考价格之间的最低值为上限，同时还要接受罚金。对于过量采购的配电商，若不超过实际负荷的105%，采购成本可以全部转移到终端用户，过量采购的电力，将通过短期市场进行结算，收入可以回补公平电价。超过实际负荷10%的电量采购成本将不可以转移到电价中，但可以在短期交易市场出售。 

市场的结算与清算方式 

巴西电力交易中心注册了所有的电力交易合同，同时将中长期交易合同和短期市场关联起来，将所测得的电量（包括发电与用电侧）与各公司的购电合同和售电合同相比较，差额部分需要通过短期市场进行结算。在管制及自由交易市场，清算和结算由买卖双方直接处理，不需要经过政府和电力交易中心。电力交易中心的职能只限于合同的注册和短期市场的电力差额核算与结算。在现货市场，采用的是一种多边方式的清算和结算，即没有明确的交易对手，在每个结算周期结尾，电力交易中心将会计算出各电力公司相对于短期交易市场是债权人还是债务人，若有一家公司不能及时履行债务，会导致所有债权的公司得到的结算费用变少，称之为违约分摊。为了防范违约行为，巴西尝试了多种方式，从要求各成员单位均需预支保证金，到探索引入金融机构保险等方式，使保障机制变得更加全面和有效。 

巴西电力交易机制主要特征 

通过对市场监管方、市场参与方以及清算结算方式，包括相关配套机制的分析，发现相对于美国、俄罗斯、英国的电力市场交易机制，巴西电力市场交易机制具有自身特色。 

在电力市场改革过程中，始终坚持可靠性供电与合理化电价两个目标的平衡。在可靠性供电方面，巴西政府坚持政府主导电力行业规划，设立国有独立能源规划公司负责全国发电、输电及主要配电规划；坚持全国统一集中调度，由电力调度中心负责全国联网系统的集中调度；建立以长期合同为主的管制交易市场和自由交易市场，稳定行业发展预期；加强对售电量预测准确性的考核，从而引导电源供给服从电力消费需求。在合理化电价水平方面，巴西政府鼓励市场积极参与售电等竞争性的电力服务；建立电力交易中心负责确保全国联网系统上的电力市场交易顺利开展与及时结算，同时对于电力交易中心与电力调度中心的分工与职责，以法律法规的形式予以明确。最后，电力系统的成本能够通过季节性的电价调整机制疏导，使得终端销售电价能够及时、真实反映电力系统运行成本，能够为电力行业发展提供必要的资金来源。 

建立适合国情的电力调度及运行激励补偿机制。巴西电源以水电及其他非水可再生能源为主，二者发电量占2018年全年总额的83.71%。与火电装机容量直接决定负荷能力不同，水电及其他非水可再生能源发电量需要考虑来水和非水可再生能源的情况，易受自然条件影响产生波动。研究发现巴西水电与风电的发电峰谷具有良好的互补性，基于水文、风力等长期规律的变化考虑，巴西政府制定了适合于当地特点的电力调度及运行激励补偿机制，如储能确保了电力供应的稳定性，能量再分配、盈余补偿及剩余电量转让等机制确保了运营商收益稳定性和可预测性，平滑了气候变化等不可抗力带来的经营波动，同时也降低了长期经营风险，有效激励了电力投资者。 

对我国电力交易机制完善的启示 

中国和巴西同属于发展中大国，与巴西相比，中国电力交易机制建立时间较短，具有以公有制为主体、发电计划性较强、交易品种不丰富、配套金融机制尚在不断探索完善等特点，从2016年全国首家股份制电力交易机构广州电力交易中心成立起，电力交易机构正在不断向着相对独立、运转规范方式转变。巴西电力机制建设和成功运行可以在以下方面为中国建立竞争性、市场化的机制提供经验借鉴。 

一是以法律规范为约束，确保电力普遍服务特征与市场化营利行为相平衡。电力设施是国计民生发展建设的基础，是具有公益性的自然垄断行业。中国电力交易市场化的成功建立与运行，就必然要尊重服从于自然垄断的经营特点，需要统一行业规划，确保电源与电网协调发展、电源与负荷长期平衡，统一价格补贴及能量补偿规则，这是电力交易长期存在的基础；统一电能交易市场，以利于最大范围内的资源合理配置。在强调全国一盘棋的建设、规则的基础上，也要考虑行业运行所占用社会成本的效率与效益，对于需要提供普惠性的用户和非普惠性服务的用户区别对待，营造公平竞争的市场环境，激活市场主体经营活动的积极性。 

二是以激励、补偿及必要担保机制为手段，稳定电力交易市场化风险。电力交易本质上是电力商品的买卖行为，电力产品本身发输配售的瞬时性特点决定了其交易种类的多样性、交易方式的灵活性，以及预测偏差导致的交易风险。由于煤、气、水及非水可再生能源等具有不同的电力能源转化特征，以此为标的的电力交易行为必然要同时面临不同类别的特征风险。中国以火力发电为主，但近年来随着技术水平不断进步以及清洁低碳发展要求，水电、风电等可再生能源发电占比不断上升。国家能源局发布的数据显示，2019年中国火电、水电、核电、风电、太阳能发电同比分别增长1.9%、4.8%、18.3%、7.0%和13.3%。中国电力市场交易机制的建设必须考虑火力发电的特性，同时也需要针对水电、核电、风电、太阳能发电等不断增长的可再生能源发电及用电特性开展相关机制的设计与规划，并考虑适时引入金融机构参与担保交易，有效控制电力交易机制的运行风险。