以可再生能源为主的巴西电力市场机制及对我国的启示

（浙江华云信息科技有限公司，杭州 310007）

0 引言

截至2019 年底，我国可再生能源装机占总装机的39.5%，发电量占总发电量的27.5%。随着可再生能源装机比例不断提高，近年来，我国一些地区弃风弃水的现象愈加严重，可再生能源消纳问题日渐突出。

2015 年，《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（以下简称“中发〔2015〕9 号文”）及配套文件指出电力市场由中长期市场和现货市场组成，并明确提出形成促进可再生能源利用的市场机制，鼓励可再生能源参与电力市场[1]。2019 年，《关于建立健全可再生能源电力消纳保障机制的通知》（发改能源〔2019〕807 号）的印发，为可再生能源消纳奠定了制度保障，并指出电力市场是未来可再生能源消纳的主要环境[2]。

国内各省份电力市场的建设模式不尽相同，但都是主要借鉴国外典型电力市场建设经验[3-4]。例如，浙江电力市场主要借鉴美国PJM 电力市场，但是在电力市场建设过程中，没有充分考虑未来高比例可再生能源参与电力市场的机制建设。国外典型电力市场在建设初期也未充分考虑可再生能源参与电力市场的机制[5-7]。电力市场建设是一个复杂且不断演进的过程，随着可再生能源装机比例的提高，越来越多的可再生能源发电企业将参与电力市场。由于可再生能源生产成本接近于零，总是以最大容量运行，对电力市场的出清结果会有很大影响，导致市场出清价格降低。

国内对高比例可再生能源参与电力市场有一定的研究[6-12]，主要集中在高比例可再生能源电力市场体系建设，但目前的电力市场设计不能完全支持高比例可再生能源参与电力市场。

因此，批发电力市场设计应充分考虑高比例可再生能源发电参与电力市场的影响。本文首先分析了可再生能源对电力市场的影响，其次介绍可再生能源比例较高的巴西电力市场建设情况，梳理了巴西支撑高比例可再生能源参与电力市场机制的建设经验，最后总结巴西电力市场建设对我国可再生能源参与电力市场设计的启示。

1 可再生能源对电力市场的影响

随着中发〔2015〕9 号文的发布以及可再生能源电力消纳保障机制的下发，可以预计未来可再生能源在电力市场中的参与程度将不断提高。与此同时，这一过程也有助于降低可再生能源发电技术成本。目前行业已普遍达成共识，大规模可再生能源发电不仅在技术上可行，而且在未来电力市场中将发挥重要作用。

可再生能源发电技术呈现出完全不同的成本和风险结构，与化石燃料热电厂不同，可再生能源发电技术的可变成本可忽略不计，这意味着它们不存在燃料成本的不确定性，但也不是无风险的，因为其发电能力受到自然能源随机可用性的限制。

高比例可再生能源参与电力市场机制设计，应为可再生能源设计响应的激励机制，从而促使可再生能源投资者能够协调一致，以确保资源充足、成本最低。可再生能源发电的随机性与不确定性，增加了预测需求的不确定性，也增加了其他发电商和消费者对价格反应的敏感性，从而突出了现货市场定价机制的重要性。

2 巴西电力市场建设经验

巴西面积851 万km2，是世界上国土面积第五大的国家，人口2.1 亿，自然资源丰富，地处热带，水资源极其丰富。近年来经济发展迅速，与中国一样是金砖国家之一。

可再生能源发电在巴西电力工业中占重要地位[13-17]。巴西电力市场与其他国家电力市场建设路径不同，在建设初期就是以可再生能源为主的电力市场。巴西电力市场为研究可再生能源参与电力市场设计提供了一个很好的样板。

2.1 巴西电力行业概况

截至2018 年底，巴西总发电量5 880 亿kWh，其中：水电3 880 亿kWh，新能源1 050 亿kWh，火电340 亿kWh，燃气发电470 亿kWh，约75%的电力来自清洁能源。

巴西的电力主要由水力发电厂供应，近年来，风力发电和生物质热电厂的发电量显著增加。在未来几年，太阳能发电也有望成为一种越来越重要的能源。

巴西运行着一个大型输电网，即SIN（国家互联系统），它由南部、东南部/中西部、东北部和北部4 个系统组成，如图1 所示。SIN 由独立的ONS（国家电力调度中心）运营，并由ANEEL 监管。截至2018 年底，SIN 输电线路总长134 765 km，满足了99%的总体电力需求。

图1 巴西电网结构

2.2 巴西电力市场改革进程

巴西电力市场改革可以大体分为三个阶段：第一阶段，1995 年以前，巴西电力行业一直是国家垄断行业。第二阶段，为1995—2004 年的自由电力市场模式，1995 年巴西首次尝试对电力行业进行自由化和重组，开创新的电力市场模式，建立了MAE（电力批发市场），但2000—2001 年受能源危机影响，电力市场一度停摆。第三个阶段，政府在2004 年进行了第二次电力体制改革，也是更为实质性的改革，建立了电力市场新模式。三个阶段的电力市场模式对比分析见表1。

表1 巴西电力市场三个阶段模式对比

2.3 巴西电力行业主要管理机构

巴西电力行业主要管理机构[17]如图2 所示。

CNPE（国家能源政策委员会）是一个由矿业能源部长主持的多部委理事会。CNPE 充当能源政策设计委员会顾问，特别关注供应安全和国家能源资源的开发。

MME（矿业能源部）是负责能源部门立法、监管和控制旨在促进该部门发展的政策的主要政府机构。

图2 巴西电力行业管理机构

EPE（能源研究院）是一个公共实体，代表MME开展技术研究并为政府能源规划提供投入。EPE还为发电能力拍卖提供技术支持。

CMSE（电力行业监督委员会）负责监察电力供应的连续性和可靠性，并向CNPE 提供预防和纠正措施的建议。

ANEEL（国家电力监管局）监管和监督电能的生产、传输、分配和商业化。ANEEL 规定了电力运输和消费关税，并确保了输配电特许权的财政和经济可行性。

CCEE（电力交易中心）是一个非营利性的私人法人实体，受ANEEL 监管，并监督SIN 的电力商业化。CCEE 负责ACR（管制合同市场）和ACL（自由合同市场）的运营，并保存所有能源合同的记录。此外，该机构还负责能源生产和消费的核算，以及付款结算或违约制裁。CCEE 还计算差额结算价格，并结算合同金额和供应金额之间的财务差额。

ONS 是非盈利的私人法人实体，受ANEEL监管和监督。ONS 的一项主要职责是考虑电网限制、资源可用性和气候预测的情况下，确定和组织电厂调度。

2.4 巴西电力市场

自2004 年以来，电力出现ACR 和ACL 两种不同的商业化合同环境。巴西的新电力市场模式如图3 所示。

2.4.1 ACR 模式

图3 巴西新电力市场模式

在ACR 中，消费者从当地配电公司购买电力。为了促进竞争和提高成本效率，配电公司必须通过政府拍卖购买电力。这些拍卖会由MME组织，由ANEEL 进行监管。MME 规定了每次拍卖的指导原则，包括提供的合同类型、合同指数化和交货期。拍卖合同能源将提前“x”年交付，被称为“A－x”拍卖，其中“x”代表交付年份。现有的和新的发电厂在不同的拍卖会上竞争。MME 会对不同发电技术之间的合同量进行划分。

2.4.1.1 ACR 中主要拍卖类型

（1）现有的LEE（能源拍卖）将PPAs（电力购买协议）的期限延长至15 年。只有现有发电厂才能参加这种拍卖，目的是更新配电公司现有的合同，降低价格上涨的风险。在拍卖日期的同一年或两年内开始交付。

（2）LEN（新能源拍卖），分配长达30 年的长期购电协议，在3～6 年或更长时间内交付。新能源拍卖每年至少举行2 次，以确保电力系统的增长符合预期的需求增长。

（3）同年交付的短期购电协议调整拍卖。这些活动每年进行4 次，以便经销商能够根据需求进行短期调整。

2.4.1.2 ACR 中两种类型的电力合同

（1）能源数量合同：这些是金融远期合同，承诺发电商在规定的时间内以每兆瓦时的给定价格提供固定数量的能源。在巴西，这种合同通常用于水力发电。水电站发电成本的水文风险和变化由发电商承担。

（2）能源可用性合同：在这些合同中，发电商使其工厂的发电能力可用，并获得固定收入作为回报。当这些电厂被调度时，配电公司承担发电的可变（燃料）成本和潜在的不平衡结算成本或收入。通过可用性合同签订的发电厂（其中大部分为热电厂和风力发电厂）由国家统计局根据优先顺序规则和最大化供应安全性的组合进行调度，这些合同类似于能源看涨期权。

2.4.2 ACL 模式

在ACL 中，最低需求为3 MW 的用户（自由用户）可以直接从发电机和贸易商处购买电力。为了推广可再生能源，最低需求量为500 kW 的用户（特殊用户）也可以参与ACL，只要他们完全从这些来源购买电力。能源价格和合同条款、条件在ACL 中进行双边谈判。

虽然ACL 合同对消费者和发电商都很有吸引力，但它们通常最长限制在3～5 年内，因此很难进行资本密集型可再生能源投资，因为这些投资需要长期和安全的能源销售安排，才能使投资者在财务上可行。因此，更具吸引力的短期ACL合同通常用于补充ACR 的长期收入。

2.4.3 巴西短期市场（现货市场）

CCEE 还负责通过计算在RCE（管制合同环境）和FCE（自由合同环境）下有效生产或消费的产品与合同的差异，促进代理商在短期市场上交易的月度核算，如图4 所示。这些差异（不平衡）以PLD（短期价格）结算。SIN 中的发电调度方法是基于集中调度，并使用优化工具。选择这种调度方式而不是投标方案的原因是巴西体制的特殊性，因为位于同一条河上的水电厂属于不同主体，并且水电出力受水流随机流量的影响。

图4 短期电力市场（现货市场）

3 巴西电力市场交易机制设计经验

巴西在电力市场改革中也遇到了一些问题，并因此积累了较多经验，特别是在适应高比例可再生能源的电力市场设计方面。

3.1 建立中长期合同拍卖机制

通过集中拍卖的方式签订中长期合同以满足未来需求，是巴西当前电力市场一个特别引人注目的特点。利用拍卖提前几年签订未来电力供应合同，从而使发电企业和电力用户积极参与，这是培育完全可竞争市场的有效途径。这大大降低了市场力滥用的风险，有助于促进有效的扩张，并减轻了发电商和消费者的风险。

在这些拍卖中，确立的中长期出售合同使市场参与者能够根据当前的市场预期做出长期投资决策。只要企业履行合同，供应商的收入和买方的成本将是合同条款规定的，这大大降低了市场的不确定性，促进了长期投资。

3.2 建立标准化合同

考虑到供需的随机性，以及由于短期需求的低价格弹性导致的价格大幅波动，电力市场非常容易受到经济繁荣和萧条周期的影响。稳定市场的关键在于让市场参与者预测未来的情况，无论是在供不应求阶段还是供过于求阶段。实现这一目标的方法是形成中长期合同。中长期合同不仅有助于稳定收入流，而且有助于投资决策，从而通过买方和买方之间的长期合同来分担风险。然而，只有在接近交货日期时，才能做出更准确的决策，因为可以获得关于当前供需的更准确的信息，这对于依赖天气条件（降雨、风力、阳光等）的可再生能源尤其重要。为了使长期头寸与接近交割日期时可能做出的更精细的决策相协调，市场参与者可以通过购买或出售部分现有合同在二级市场进行调整。为了培育充满活力的二级市场，应该推广标准化合约。合同标准化增加了市场流动性，降低了交易成本，使参与者能够通过购买或出售额外的可置换合同来调整其市场地位。

3.3 设立做市商

为确保资源充足，将设立做市商。做市商将是一个独立的实体，负责中长期合同以外的能源，以确保所需的供应扩大，来确保资源充足性和安全性达到所需的可靠性水平。当供应被认为不足以满足预期可靠性水平的未来预测需求时，将举行拍卖会，以合同形式提前3 年交易。发电商将通过递减报价拍卖来获得中长期合同，做市商将是这些合同的购买者。做市商随后将以较短的交货期和合同期限在二级市场上提供可用可交易能源，做市商合同的剩余能源将在现货市场上提供。做市商将遵循预先制定的商业化程序和定价规则。做市商的定价政策应包括定价规则，以涵盖做市功能中承担的风险。如果做市商出现收入短缺，将对短期合同和现货市场交易征收费用，以弥补亏损，确保做市商的成本主要由有效依赖做市商供应的客户承担。

因此，做市商将确保系统扩张时的供应安全，它还将有助于确保市场流动性，并充当市场定价的锚。最终，一些市场参与者可能会寻求与做市商竞争，提前建设或承包电力供应，通过这种方式向那些不能或不愿签订中长期合同的用户销售电力。

3.4 建立两部制结算制

运营和现货市场定价将不再由系统运营商和官方算法决定，而是根据市场参与者在现货市场上提交的投标书来确定，这将为发电商提供更多的运营自主权，更好地激励市场参与者积极寻求优化运营。

现货市场将采取两部制结算系统的形式。第一个结算是日前市场的结算，该市场将决定第二天的调度命令（可能会因电力紧张而进行调整）；第二个结算将在事后（即运营后）根据预先确定的调度命令，以及每个市场参与者能源供应量和消耗量进行结算。

两部制结算系统是电力现货市场的主要模式。它使系统运行商能够以非常相似的方式指挥和控制每日调度。它为发电商提供了适当的激励措施，以满足系统需求，并在电价超过其设定的电力价值时，鼓励消费者减少消耗。它还促进了生产者之间的竞争，通过竞争来约束价格。

4 结语

由于可再生能源的典型特征，巴西电力市场在建设过程中也出现了一些问题，甚至由于能源危机出现过停摆，这说明电力市场改革不是一蹴而就的，特别是高比例可再生能源参与电力市场机制需要考虑的因素更多。巴西电力市场建设是一个不断推进、不断完善的过程，自2004 年开始建立新的模式后，建立了一些系列保障新能源消纳的交易产品或市场机制，电力市场运行良好，并处于不断完善中。

我国与巴西在很多方面有相似性，比如国土面积接近，自然资源丰富，经济发展迅速，可再生能源占比越来越高，因此巴西电力市场建设对我国电力市场建设，特别是促进可再生能源消纳市场机制建设具有一定的借鉴意义。进一步加强可再生能源参与市场的机制设计和设计相应的可再生能源交易品种，可促进可再生能源参与电力市场，促进可再生能源消纳。考虑到我国能源状况比较特殊，比如可再生能源电源点与用电负荷分布不均，大型水电和风电等主要分布在西北和西南地区，可再生能源需要通过特高压线路进行跨省跨区大范围优化配置，这也给可再生能源消纳带来了一定的困难，需要针对我国可再生能源的特点，有针对性地建立一系列保障机制，通过优化可再生能源参与电力市场机制，确保可再生能源消纳，切实落实国家可再生能源保障政策，同时推动电力市场建设。