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表1 巴西电力监管部门及主要职责
Table 1 Brazilian electricity regulatory department and main responsibilities
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 Contratação Regulada, ACR)、自由交易市场(Ambiente de Contratação 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。
图1 巴西电力交易参与方
Fig.1 Participants in the Brazil's electricity trading
(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。(2)通过中长期合同机制满足居民以及中小企业普遍服务用电需求。电力设施是国计民生的发展建设的基础,是天然具有公益性的自然垄断行业。巴西电力市场中,通过签订中长期合同(20~30年)机制,确保中小企业、普通居民能够获得公允、稳定的电力价格,解决了电力普遍服务持续性问题。中国电力市场建设过程中,价格的交叉补贴是比较大的阻碍。长期以来中国居民用户价格水平偏低,当前已明显低于德国、意大利、美国、英国、日本等主要发达国家,严重偏离发电成本。在中国电力市场未来建设过程中,如何通过市场化的方式保障居民、中小企业等用户的用电需求非常重要,公允价格或者更加精细化的价格套餐可能是未来的必然选择,逐步减少交叉补贴需求[19],尊重市场供需规律。(3)通过约定功率、发展储能以及电量分配等机制解决市场化发电计划与系统平衡难题。电力市场化后供需变化的随机性与电力系统的平衡性约束是世界电力市场建设过程中的难题,巴西电源结构以水电为主,丰盈枯缺特征更加明显,在电力市场交易过程中通过合同约定保证发电稳定的输出功率,通过要求发电商、购电商等必须拥有储能用来更好履行合同,通过发电功率的选择性调节来平抑水文变化对发电功率的影响,有效解决合同与实际的差异对系统平衡造成的压力。在中国建设电力市场过程中,要充分认识到系统平衡是所有市场参与者的社会责任和义务,必须给予一定程度的干预,才能够保证市场化条件下电力供应的高可靠性。
(4)通过激励、盈亏补偿等机制保障参与方收益来提高市场活力。当通过一定程度的调度干预来保障电力供需的平衡时,必然会导致合同规定收益与实际取得收益之间产生差异,尤其是为了维持系统平衡要求市场参与方必须履行一定义务时,可能导致亏损,巴西电力市场通过成本向终端用户转移等机制保证收益实现,提高参与方交易积极性。当前中国电力市场建设仍处于起步阶段,比较关注的是电力系统的物理平衡,未来随着电力市场真正运行起来,如何保障参与方收益提高其参与积极性,是保证市场活力的前提,电力现货市场、期货市场的建设是必不可少的一环,通过这类短期市场能够解决实际与合同的差异,补偿交易方损失。
引文信息
朱永娟, 陈挺. 巴西电力市场交易机制研究及对中国的启示[J]. 中国电力, 2020, 53(6): 124-132.
ZHU Yongjuan, CHEN Ting. Research on brazil's electricity market trading mechanism and its enlightenment to china[J]. Electric Power, 2020, 53(6): 124-132.
作者介绍
朱永娟,硕士,国网能源院财会与审计研究所研究员,咨询工程师(投资)。主要从事能源战略政策分析、财务管理、审计、电力技术经济等方面的研究,在能源电力及财务核心期刊发表多篇文章,参与出版专著5部。近年来参与国网公司电力发展“十三五”、“十四五”规划工作,作为负责人或参与人完成国家能源局委托项目、国网公司科技项目等一系列重大课题研究,获得国网公司科技进步奖、国网公司管理咨询优秀成果奖、国网能源院科技进步奖十余项,获得能源院优秀课题负责人等荣誉称号。
陈挺,博士,国网能源院财会与审计研究所专家,高级会计师,高级经济师。主要研究方向为财务管理、能源财税政策等,主持或参与完成多项国家自科和社科项目、国家电网公司科技和管理咨询项目,在《财政研究》等核心期刊发表论文10余篇,主编或参编专著10余部,现为多个核心刊物匿名审稿人,曾获(国研中心)中国发展研究基金会资助,多次获得中国电力联合会管理创新奖、国家电网公司科技进步奖、软科学成果奖。
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6月6日,湖北电力现货市场结束416天连续试运行后正式转正,成为国家第二批电力现货市场建设试点中首个实现正式运行的省级市场。湖北也成为全国第6个迈入现货市场正式运行的省份。自2021年纳入电力现货市场建设试点以来,湖北积极构建适应新型电力系统的市场化运行机制。立足“水风光三足鼎立、送受电双
北极星售电网获悉,近日,山西运城市人民政府发布关于印发《运城市加快经济社会发展全面绿色转型重点任务清单》的通知。文件明确,大力推进智能微电网、虚拟电厂、源网荷储一体化项目发展,加快绛县开发区源网荷储一体化试点项目建设;加快各类新型储能技术规模化商业化应用,引导可中断负荷、电动汽车
电力市场化建设蹄疾步稳向未来#x2014;#x2014;2025年电力市场发展论坛观察全国统一电力市场作为构建全国统一大市场的重点任务,一直以来备受关注。2025年是全国统一电力市场初步建成的冲刺之年,在这一关键节点,如何有效应对各方挑战,推动电力市场化改革进入纵深推进新阶段?6月18日,在由中国电力企
近日,辽宁鞍山市人民政府发布关于加强协作合力推进全市电网建设的通知(鞍政办发〔2025〕4号)。其中明确,进一步强化电网建设的规划管理。电网企业要聚焦全市经济社会发展目标,围绕新能源发展、需求预测、电源布局、大电网安全、智慧能源系统建设等电网发展重大问题和能源互联网发展、数字化转型、
为深入贯彻党的二十大和二十届二中、三中全会精神,落实党中央、国务院关于全国统一大市场建设的重大决策部署,进一步加快推动全国统一电力市场建设工作,6月23日,国家能源局在京召开全国统一电力市场建设推进会。国家能源局党组书记、局长王宏志,国家发展改革委副秘书长肖渭明出席会议并讲话。国家
2025年2月9日,国家发展改革委、国家能源局联合发布《关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展的通知》(发改价格〔2025〕136号),决定推进新能源全电量入市,实现上网电价全面由市场形成。为实现新能源入市的同时市场平稳过渡,文件明确在市场外建立差价结算机制,对纳入机制的电量,
电力市场正经历从计划经济向市场化转型的深刻变革,随着新能源全面入市和全国统一电力市场的建设推进,电力交易的盈利模式正从单一差价套利转向多元化增值服务。一度电在电力市场交易中有多少利润?成为电力产业链上各环节参与者,尤其是发电企业、电网企业、售电公司关注的核心问题。(来源:北极星售
在电力市场化改革浪潮中,“市场力”监管已成为悬在中国大型发电企业头顶的达摩克利斯之剑。然而,现行监管框架存在显著的认知偏差与制度错配,对电力市场化进程形成掣肘。(来源:电联新媒作者:贺一)规模#x2260;垄断:破除“大即是恶”的监管误区当前监管逻辑存在一个根本误区#x2014;#x2014;将市场
6月19日,国家电网有限公司董事长、党组书记张智刚,总经理、党组副书记庞骁刚在公司总部会见国家能源投资集团有限责任公司董事长、党组书记邹磊。双方围绕全力服务经济社会发展大局,助力稳就业稳企业稳市场稳预期,统筹发展和安全,保证电力供应,保障能源安全,促进能源转型,深化电力体制改革加快
2025年2月,国家发展改革委、国家能源局下发了《关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展的通知》(发改价格〔2025〕136号),标志着我国新能源产业和电力市场建设进入新的发展阶段。新能源存量项目如何与“机制电量/价”衔接,增量项目如何进行科学投决,如何全面参与电力市场从单一的
6月11日,辽宁省辽阳市人民政府办公室关于加强协作合力推进全市电网建设的通知(征求意见稿)。其中明确,加快构建能源发展新格局,统筹电源、电网发展,坚持清洁低碳、安全充裕、经济高效、供需协同、灵活智能的基本原则,以保障大电网安全稳定为主线,保障地区可靠供电,提高电网本质安全。同时结合
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