巴西电力市场交易机制研究及对中国的启示

为确保电力系统运行的整体性，巴西电力市场实行集中调度与自由交易的并行方式 [10] 。其中，ONS 负责全网集中调度，确保电力系统平衡；CCEE 负责电力自由交易，维持电力市场供需平衡。在交易结算和清算阶段，ONS 与 CCEE对合同量和实际发生量的差别进行调整。

巴西 CCEE 成立于 2004 年，是巴西电力市场的主要管理机构，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 ， 确 保 通 过SIN 实现电力买卖交易 [11] 。CCEE 负责协调的运营机构，根据所处电力环节可分为发电类、中间商类和用电类。发电类机构主要包括公共事业发电商（由行业或其他机构授予发电特许权，以提供公共服务为目的）、独立发电商（拥有特许经营权或特别授权，自担风险条件下进行电力生产与销售）、自备发电商（拥有特许经营权或特别授权，自发自用）。中间商类机构主要包括电力进出口交易商、电力（国内）交易商。用电类机构根据市场参与方式可以分为 3 种，包括自由电力用户、特殊电力用户和在监管条件下为终端用户提供供电设施及服务的配电商。其中，自由电力用户是指用电负荷超过 3 000 kW，电压需求达到69 kV， 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 3 000 kW、电压需求达 2.3 kV，且直接参与自由市场交易的电力用户。特殊电力用户是指负荷不低于 500 kW，电压需求达到 2.3 kV，且参与自由市场交易的电力用户。

中国新一轮电力市场化改革以来，售电公司相继成立，逐渐放开用户选择权后，大工业用户得以和发电商进行交易，发电企业直接参与市场竞争，大用户用电价格有所下降。但要看到的是，当前中国电力市场参与方有发电商、售电公司、用户等，市场交易覆盖率、交易价格形成、参与方行为等都带有传统意义上的垄断性质特征，对比巴西电力市场的监管方、参与方等典型的市场性特征，中国电力市场监管、运行还具有较为明显的计划特色，交易模式还没有真正过渡到市场下的方式，中长期交易、现货市场等尚未有效对接，调度与市场运行还未能协同，从监管、运行等角度来说中国电力市场还未能形成“雏形”。

2.2 电力交易市场主要类别和交易机制

为兼顾电力普遍供应及合理化电价水平，促进电力行业投资和发展，巴西政府将电力买卖市场分为管制交易市场（Ambiente de ContrataçãoRegulada, ACR）、自由交易市场（Ambiente deContratação Livre, ACL）和短期交易市场。其中，管制交易市场是主要组成部分，主要是确保绝大部分电力用户特别是议价能力较低的中小企业和普通居民的用电需求得到满足，市场交易多为长期合约，确保发电及用电双方中长期供需的稳定，这部分用户数量较多，用电量也较大，市场份额约 70%。自由交易市场是重要组成部分，主要是通过市场竞争促使电力服务商在确保电能质量的前提下降低成本，提升运营和服务效率，并促进发电领域投资，主要以大企业用户为主，市场份额 25%~30%。短期交易市场作为前两个市场补充，以现货合约为主，旨在保障电力供需平衡，市场份额约 5%。各参与方如图 1 所示。

（1）管制交易市场（ACR）。ACR 旨在规避交易成本以及信息不对称等问题，保障中小型企业、普通居民能够获得公允的长期的稳定价格，具有保底和普遍服务的功能，通过签订长期用电合同，促进电源项目投资和建设发展。该市场参与者主要是配电企业和发电企业。其中，配电企业代表绝大部分的普通居民用户，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，各参与方竞争条件平等，价格及期限均受到政府严格管制。每个年度，配电企业必须向 MME 报告其市场电量需求，MME 以此为参考，批准配套的发电项目。

MME 与 ANEEL 每年组织电力交易拍卖会，CCEE具体负责，获得特许经营权、许可权的公司和其他获授权的发电或电力进口企业，均可以作为售电企业参加拍卖会 [12] 。拍卖会上，中标企业一般是报出相对封顶电力价格打折最高的发电商，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需要不同的电价水平，已投产能源和新投产能源项目（拍卖时尚未取得特许权、许可证或其他许可）的拍卖分开进行，新投产能源项目参加拍卖后，必须执行特许权经营合同 15 年以上，才能转为已投产能源项目。当前，巴西政府要求对新建的水电及火电项目均采取竞标方式，出售给管制交易市场电量的比例不低于 70%，超出最低比例的部分由发电商自主决定参与管制交易市场拍卖或去自由交易市场签约。

（2）自由交易市场（ACL）。ACL 旨在彻底放开大企业用户用电选择权，赋予发电商发电计划选择权，合同期限以中期为主，通过管制交易市场、短期交易市场的配合，ACL 具有最大的市场流动性，交易价格体现了电力供需基本特征。

该市场参与者主要包括用电客户、发电商、电力（国内）交易商、电力进出口企业等。用电客户、电力交易商、电力进出口企业通过自主协商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，其中非水可再生能源发电购买合同可享受政府补贴。

参与 ACL 的电力用户根据用电负荷及电压等级标准，分为特殊电力用户、自由电力用户两类，特殊电力用户只能购买常规能源发电电量，自由电力用户可以购买常规能源发电电量和新能源发电电量 [13] 。ACL 中的电力用户需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 [14] 。

为提高市场流动性，巴西政府允许 ACL 中用电客户将未能使用的剩余电力进行转让。在转让过程中，原合同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原合同，且需取得新购电方（相对于原合同）的同意。通过该措施，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，激发了市场活力。

（3）短期交易市场。短期交易市场（现货市场）旨在配合管制交易市场、自由交易市场，用于实际电力交易执行与合同规定产生差异时，弥补供需缺口，保障电力供需系统瞬时平衡，弥补合同双方的经济损失。该市场由 CCEE 组织开展，参与者包括管制交易和自由交易市场参与者，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。交易价格按照 ONS 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。

综上所述，3 类电力交易市场分别具有不同的定位，ACR 主要用于满足普通居民以及中小企业的用电需求，以签订中长期合同为主，价格和期限均受到政府的管制；ACL 主要满足工业用户，需要的电压等级也较高，合同由大用户与发电商进行协商，价格也比较自由；短期交易市场（现货市场）主要用于满足电力系统平衡的需要，价格通常由 ONS 确定。从这些方面来看，结合其他发达国家电力市场的分类，分层分类的方式是当前电力市场建设和运营的主流思想，中国电力市场建设现在也正往这个方向迈进，未来需要对各类市场如中长期交易、现货市场、大用户等做更加明显的区分，特别是将普通居民也纳入市场中来，构建多层次分类市场，满足不同类别用户以及电力系统平衡性的需求。

2.3 主要配套机制

巴西政府以可靠性供电与合理化电价为目标开展电力交易机制建设，为保障电力交易市场高效运转，保证合同履行双方的积极性，维持电力系统的平衡，还设计了相应的配套机制。

（1）通过设计“保证输出功率”机制，保障发电站与用户的交易稳定。为了实现系统运行与市场行为的分离，达到集中调度与竞争性售电相互平衡的目标，ONS 会确定每个发电站的“保证输出功率”，即发电站签订的售电合同中约定的上限值。当发电站输出功率在“保证输出功率”以内时，ONS 不会对其进行干预，发电站可以进行自由交易，按照合同满足用户用电需求。因“保证输出功率”机制的存在，发电站可在“保证输出功率”以内自由售电，并按照技术准则计算电量，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，可通过 CCEE 来最后结算。总之，“保证输出功率”机制奠定了发电站自由交易的基础，为电力规划和实际电力交易建立了联系。

（2）通过引入储能支撑能力概念，充分保障电力合同能够顺利执行。巴西政府规定，参与市场的持有特许经营权、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，必须要有相应的储能能力作为支撑，来更好满足用户的电力需求，以确保电力交易合同顺利执行。对于售电企业（指电力进口企业或电力交易企业），签订完电力合同，如果没有对应的储能作为支撑，则必须签订其他电力采购合同，以保障该合同顺利执行。对于新发电企业，若在已签订售电合同规定的日期前，还没有达到商业投产条件，发电输出功率不足，如果没有对应的储能作为支撑，则该发电企业不仅要支付工程延期的罚金，还必须从其他发电站签订购电合同，强制履行合同规定的供电义务。

（3）通过建立电量再分配机制，优化集中调配水力资源以保障发电出力。巴西以水力发电为主，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ONS 统一调度和规划的大、中型水电站都必须执行电量再分配机制，其他小型水电站可自由选择是否加入。在该机制下，若所有水电站发电总量低于或高于原定“保证输出功率”之和，那么每座电厂都需按各自“保证输出功率”的一定比例调高或调低输出功率 。同时 ， 在该机制 下 ，ONS 还可将部分水电站出力高于“保证输出功率”时的发电量“转移”给发电量较少的水电站，有效缓解因水文情况变化导致发电站出力与收益不稳定的风险。因此，在电量再分配机制的作用下，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。

（4）通过建立盈亏补偿机制，减少管制交易

市场下合同电量与实际值的差异波动风险。在管制交易市场中，配电公司对所辖特许经营区域的用电负荷进行 5 年期预测，预测误差可能会导致合同电力与实际负荷之间产生巨大差异，从而导致采购的电量过量或不足，配电公司面临罚款。

在采购不足情况下，配电公司可通过 CCEE组织的短期交易市场，以差额结算的价格进行缺口电力的采购，可将采购成本转移到终端用户，但用户的价格不能超过差额结算价格和新投产能源参考价格的最低值，同时配电公司还要接受罚金。

在采购过量的情况下，若采购的电量不超过实际负荷的 105%，则配电公司的采购成本可以全部转移到终端用户，对于过量采购的电力，配电公司可通过短期交易市场进行结算，以基本弥补超量采购产生的多余成本为限。若采购的多余电量超过实际负荷 10%，则多余的采购成本不能转移到终端用户的电价中，但多余的电量可以在短期交易市场中进行出售。

综上所述，4 个配套机制充分反映了巴西电力市场交易机制设计过程，充分考虑了该国电源结构以水电为主的特征，更加关注电力系统稳定性和可靠性。为保障供电的稳定性，设计了“保证输出功率”、储能能力要求以及电量再分配等机制，也决定了巴西 ONS 的核心地位。与此不同的是，中国电源结构以火电为主，火电装机占比50% 以上，按照目前发展速度，“十四五”末火电占比仍然不会低于 50%，电源的稳定性明显高于巴西，因此中国未来电力市场交易中调度中心的功能定位需要深入研究。盈亏补偿机制的设计，更好地促进了配电公司履行合同义务，而对比巴西，中国电力负荷则更加复杂，预测难度更大，未来实际交易过程中实际与合同约定之间的差异可能更明显，补偿机制对中国具有十分重要的借鉴意义。

2.4 市场的结算与清算方式

巴西 CCEE 管理所有的电力交易合同，同时将中长期交易合同和短期市场相互关联起来，将所测得的电量（包括发电与用电侧）与各公司购电合同和售电合同相比较，差额部分需要通过短期交易市场进行平衡与结算。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 CCEE。CCEE 的职能只限于交易合同注册和短期交易市场的电力差额的核算与结算。在短期交易市场中，交易清算和结算方式是多边的，即没有明确的交易对手，在每个结算周期末尾，CCEE 将会进行清算，确定各电力公司相对于短期交易市场是债权人还是债务人。若某公司不能及时还清（短期交易市场清算）债务，就会减少所有债权公司获得的结算费用。为防范违约行为，巴西政府实施了多种措施，从要求各成员单位预缴保证金，到探索引入金融机构担保等方式，有效提高短期交易市场对清算结算的保障能力。

巴西电力市场交易结算、清算由机构统一负责的很少，只有短期交易市场由 CCEE 负责处理。对于 ACR、ACL，清算、结算均由买卖双方自行处理。对于中国，截至目前，居民用电基本上还是由电网企业负责，尚未实行代理购销模式，在改革办法中也规定，电网企业将负责普通居民的保底供电服务，大用户与发电商市场化交易基本上也是由电网企业或交易中心进行结算。

未来随着中国电力市场化程度进一步提高，巴西模式可能值得借鉴，特别是大用户与发电商自由交易的结算、清算完全可以由参与方自主负责，对于居民用电、现货市场交易的结算、清算可分别由电网企业、交易中心负责，有效降低交易成本、信息不对称程度，有利于提高供电效率和质量。

2.5 巴西电力交易机制主要特征

通过对巴西电力市场交易的监管方、参与方、清算结算方式以及配套机制的分析，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虽然与其他国家存在共性，如保障系统平衡性、大用户自由协商、现货市场补齐供需差额等，但也与自己国家电源结构、负荷特征分不开，巴西电源中水电占比较高，所以电力市场建设特别重视保障发电输出功率的稳定和电力系统的平衡，交易机制具有自身特色 [15] 。

（1）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 EPE 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ONS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 CCEE 确保 SIN 上的电力市场交易顺 利开展与及时结算 ， 同时对于CCEE 与 ONS 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 [16] ，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。

（2）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当地特点的电力调度及运行激励补偿机制，如强制引入储能则确保了电力供应的稳定性，电量再分配、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 [17-18] ，有效激励电力投资者。

3 对中国电力交易机制建立的启示

中国和巴西同属于发展中的大国，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。巴西电力市场交易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。

（1）通过建立分类互补的电力市场，满足不同用户用电和电源发展需要。巴西在严格监管输电成本的前提下，分别建立管制交易市场、自由交易市场以及短期交易市场，分别满足中小企业和居民用户、大企业用户以及补偿性功能等需要，前 2 个市场又以中长期合同为主，发电商获得稳定的现金流，能够按需投资建设发电设施，按照签订好的合同执行发电计划。2015 年以来，中国出台多项放开发用电计划政策，煤电市场化程 度 大 比 例 上 升 ， 大 用 户 选 择 权 从 “ 从 无到有”，下一步的重点是如何将其他用户以及发电计划真正做到有序放开，让市场中用户的需求引导发电投资方向和发电计划，提高匹配程度，解决当前中国电力过剩问题。