浅述巴西电力市场水电电能互济机制

北极星水力发电网讯:中国已经成为世界第一水力发电大国。截至2017年，我国水力发电总装机34359万千瓦，占总发电装机19.3%。中国水资源具有地区分布不均的特点。现行的水电跨区跨省直流输送方式大多按照电站自身的运行要求或者送端电网的电力盈余情况安排输送计划，很少顾及发电区域水文条件和受端电网的用电需求。巴西电力工业改革充分，电力市场健全。为分摊水文气象风险，巴西监管部门设计了发电电能调剂机制，为避免水电保证出力缺额风险，还设计了GSF机制，确保巴西水力发电商监管收入稳定，同时保证水力发电资源有效利用。在电力市场逐渐完善的基础上，合理借鉴巴西水电发电电能调剂机制，有助于提高水电利用效率。

（来源：微信公众号“中国电力企业管理” ID：zgdlqygl 作者：曲琦等）

巴西电力及水电行业概况

上世纪前半叶，巴西电力行业参与者多为美国等外国能源公司。60至80年代，巴西的水力发电逐渐成为国内基础能源，国内能源公司在政府的支持下推动水电国有化，并兴建伊泰普等大型公共水电工程。随后，由于巴西政治环境的转变，国有化进程停滞，巴西形成私有和国有共同运营水电系统的局面。

2004年，巴西政府提出在电力领域重建新的电力工业管理机制，在已有制度的基础上，通过制定全国电力行业十年规划，形成不同部门分工管理不同领域：国家能源政策委员会（CNPE）负责电力领域中长期计划的制定；国家电力监管局（ANEEL）负责电力市场监管、技术和监测评估电力供给的安全性；全国电力调度中心（ONS）负责国家联网系统（SIN）的调度运行；电力能源商会（CCEE）负责电力市场的交易与结算。新的电力工业管理机制确保电力供给的安全，电价的稳定适中，建立起可靠的大型水电和覆盖全国的电网，使巴西电力行业成为社会发展的有力支撑。

目前，巴西电源结构以水电为主。截至2017年5月，全国近80%的电力需求由水力发电供给，其中大型水电发电装机为8600万千瓦，共计158座在运水电站，另有9座在建和26座计划建设。2017年巴西发电装机情况如表 1所示。

巴西输电网络主要由全国联网系统和部分独立电网构成，而全国联网系统连接了全国主要发电站和绝大多数用电地区（一般分为南部、东南部、中西部、东北部和北部），总长度累计达到10.3万千米，电压等级在230至750千伏之间，输电比例达到全部发电量的98.3%。而独立电网主要分布在亚马逊地区。根据巴西全国电力调度中心公布的数据显示，大部分输电线路都集中在东南部、南部和东北部主要城市。伊泰普水电站等主要大型水电站与东南部主要用电区域通过几条超高压输电线路连接。

巴西水电电能调剂机制

发电项目电能调剂机制

发电电能调剂（以下简称MRE）机制是巴西监管部门为发电商分摊水文气象风险，而特别设计的调剂机制。所有统调水电站和所有受益于燃料补偿成本计划的火电厂均为MRE机制的成员。

发电电能调剂机制的基本目标是只要成员整体出力达到其保证出力总额，那么每位成员均能确保属于自己保证出力的那部分收入，而每位成员的最大可签约出力小于等于其保证出力，因此各MRE成员可依照各自签订的保证出力合约获得稳定的收益。

各个电厂的有效出力，由巴西国家电力调度中心根据负荷需求与水文状况综合决定。利用MRE机制进行电能分摊的基本原则是用超发电电厂超发出力补足欠发电电厂保证出力的缺额，如图1所示。

调整第一步是各区域市场MRE成员优先进行区域内电能调剂。巴西电力市场根据用电区域，一般分为南部、中部、东北部和北部四个区域市场。处于同一区域市场的发电商1和发电商2，若发电商1有效发电量高于其保证出力，发电商2有效发电量低于其保证出力，则发电商1高出保证出力的额外发电量降由发电商2购买，以弥补其保证出力缺额。处于另一区域市场的发电商3和发电商4之间，同样通过区域内电能调剂满足各自的保证出力。区域市场内电能调剂优先满足同一区域市场内的发电商，确保该区域市场的MRE成员发电量满足其保证出力。

第二步为区域市场之间的MRE成员进行电能调剂。在完成同一区域市场内电能调剂前提下，若仍然有发电商存在保证电量缺额，所缺电量将从其他区域市场进行调剂。例如，经过区域市场内电能调剂，发电商2仍然存在保证电量缺额，而发电商3仍然拥有额外电量，发电商2需要从发电商3购取电量以满足其保证电量。通过区域市场间电能调剂，所有MRE成员之间完成电能调剂。如果所有MRE成员的总发电量与其总的保证电量相同，调剂发电总量处于平衡状态，则通过两步电能调剂，所有发电商的输出电量都满足自身的保证电量。

上述平衡状态仅是一种假设情况，实际上，更多的情况是，MRE成员发电总量大于其保证出力总和，即处于发电盈余状态。当MRE成员总发电量处于盈余状态时，完成电能调剂之后，总发电量盈余部分将根据各发电商保证出力的比率进行分配。该部分电量被称为“补充分配电量”，这部分电量将在现货市场按差额结算价格进行结算。换言之，当水力发电量处在盈余状态下，MRE成员之间利益共享。

另一种实际情况，MRE成员发电总量低于其保证出力总和，即视为亏欠状态。虽然亏欠状态出现的几率比较小，但是在完善MRE机制中仍然被视为合理情况。在发电量亏欠状态下，MRE成员总发电量经过调剂仍然无法满足各自保证电量。因此，需要将各发电商保证出力按比例进行调整，使有效发电量总额等于保证出力总额。其次，再将实际有效发电量按照调整后的保证出力进行电能调剂。在发电亏欠状态下，保证出力缺额由所有发电商共同承担。亏欠状态下的电能调剂模式由图2所示。

在MRE机制下的电能调剂统一使用巴西电监局规定的“能源优化价格”按月结算，超发即为卖出，欠发即为买入。TEO的定价依据是只补偿电厂的基本运维成本，例如，2015年巴西电监局公布能源优化价格是11.25雷亚尔/兆瓦时。

MRE机制由监管方在定期核算发电商收入时进行核定，MRE机制不影响发电商实际发电量。在MRE机制的作用下，参与电能调剂的发电商之间实现利益共享，同时共同承担缺额风险和损失。在发电亏欠状态下，电能调剂之后发电商有效发电量依然不足，通常需要从现货市场高价采购电量以弥补保证出力缺额。此外，水力发电商可通过水电项目GSF机制规避可能出现的保证出力缺额造成的损失。

水电项目GSF机制

在上述的发电亏欠状态下，参加MRE机制的机组通过能量调剂仍然无法达到保证出力（例如出现巴西2014年的罕见干旱情况），发电商保证出力出现缺额，这一缺额被称为Generation Scaling Factor（GSF），发电商需要及时购电补足其保证出力要求，并按照现货市场价格结算。通常当水力发电不足时，现货市场电价处于高位，发电商将蒙受损失，例如2014年巴西某水电公司由于发生此类购电，总生产成本为3.34亿雷亚尔，相比去年同期上涨260.5%。

此外，在2015年4季度，除了受近年来干旱的影响外，还受到水电商无法预见的不可控因素影响（例如火电在无调度令情况下的发电，以不可调度的风能为主的后备电能装机持续增长等），巴西水力发电量的下滑。

在上述条件综合影响下，水电商效益自2013年底开始不断下滑。2015年，巴西电监局发布巴西包含GSF机制改革的发电行业新政策。根据GSF机制改革政策，参加MRE机制的发电商可以通过以购买“保险”的方式来化解GSF风险。目前，许多巴西水电商均对其在监管市场中签订的售电合同购买了这种“保险”，从而确保这些售电协议能够在协议期内完全免于GSF风险的影响。

例如，在2015年巴西某水电公司通过购买“保险”化解GSF风险，为自己水力发电的保证电能支付每年9.5雷亚尔/兆瓦时的保险费。当出现GSF风险时，该发电商可以得到由保险服务提供方支付的GSF费用赔付，以对冲现货市场购电成本，从而规避GSF风险。目前，该公司将现有水电权益保证出力779兆瓦的约60%都购买了“保险”，比例为全行业最高，因此未来60%的保证出力都将免受GSF风险影响，水电商现金流的可预测性和稳定性得以提高。当年，该水电公司通过这种“保险”回收了1.34亿雷亚尔的GSF费用，相当于约459兆瓦的监管市场保证出力。

值得注意的是，巴西自由市场上销售的保证出力不能参与该保险机制，但可以采用季节调整策略来优化保证出力的使用，例如将年保证出力在十二个月中不均匀分配，在电价高的月份多买电。

巴西水电市场对中国水电的启示

巴西电力市场具有单一性、独特性，市场监管和交易机制相对成熟，并且仍在不断补充。巴西水电均采用特许经营权招标模式，其中输电采用监管收入上限制，水电收入包括监管市场收入、自由市场收入和发电能量调剂机制收入。巴西水力发电约占电网电源70%，具有依赖水文条件等自然条件的特点。在发电能量调剂机制保障下，巴西水力发电商共享利益、分摊风险，水电商之间的竞争得到有效遏制，水力资源得到有效利用。

近年来，中国水力发电行业发展迅速。截至2017年，中国水力发电总装机34359万千瓦，占总发电装机19.3%，中国已经成为世界第一水力发电大国。目前，跨省区水电输送方式大多按照电站自身运行方式，水力资源利用效率较低。当前，中国推进电力市场改革，交易机制逐步完善。在完善电力市场和发电商竞标机制的基础上，可参考借鉴巴西水电电能调剂机制，建立符合自身特点的水电集中协调机制，有助于提高中国水力资源利用效率。

本文刊载于《中国电力企业管理》2019年12期，作者曲琦、孙晓龙、王雄飞供职于国网国际发展有限公司

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