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1、巴西电力市场机制的协调配合实现水电主导电力市场高效稳定运行启示1项目背景我国各省区电力市场建设条件不同，特别是云南和四川，电力系统呈现：水电装机占比高，火电主要用于枯期备用和高峰时段电力平衡；梯级水电站众多，隶属于多投资主体，且一些大型电站还承担防洪、灌溉、航运等社会职能；运行调度必须考虑梯级水电站之间的协调及多类型电源互济等特征，与美国和欧洲电力市场环境差异显著，但与巴西电力市场环境契合度较高。目前，四川省借鉴欧洲和美国市场模式设计日前和实时电力市场建设方案，已遇诸多难解之题，例如:现货市场出清结果中，梯级上下游水电站中标电量不匹配导致弃水或交易结果难以执行；火电主要在枯期发电，无法回收其容
2、量成本等。因此，深入分析欧洲、美国和巴西电力市场模式对我国云南、四川等水电富集地区的适应性，并设计与之相适应的市场机制，成为亟需解决的问题。2论文重点内容（一）巴西电力体制和电力市场内在逻辑分析运行规划和发展规划内在逻辑分析：巴西实行电力系统统一规划，包括：发展规划和运行规划。发展规划基于能源技术和资源禀赋，构建系统发展战略，并根据配电公司预测电力需求，确保未来电能安全供应；运行规划基于系统发展战略，在满足电力需求和系统运行安全前提下，最大限度地降低运行成本，如图1所示。正式的数据图1运行规划和发展规划内在逻辑容量充裕性和供电可靠性内在逻辑分析：巴西电力市场中，“负荷100%由合同覆盖”和“合
3、同100%由相应电站保证容量支撑”的要求，在负荷增长和新电源项目建设之间建立了联系，有效保障了系统电能供应充裕性和可靠性。“负荷100%由合同覆盖”要求使负荷增长成为装机扩容的驱动力，实现“需求引导供应”，新增装机容量亦与新增负荷需求相匹配，避免过度投资，保持供需平衡;“合同100%由保证容量覆盖”要求，确保新建电源容量足以覆盖负荷增长,并将供电可靠性风险锁定在“保证容量”核定之初设定的风险范围内。图2保障容量充裕性和供电可靠性内在逻辑电力交易和运行调度内在逻辑分析：巴西电力系统采用“基于最小成本原则”的经济调度方式，对系统内所有电站统一优化调度，充分利用水电资源。调度过程中未考虑电力交易合同
4、，即电力交易与运行调度隔离，通过“保证容量”和电量再分配机制(MRE),为电力交易和运行调度建立了联系，保障了竞争性售电市场机制下进行统一经济调度的可行性。图3电力交易和运行调度内在逻辑市场交易机制内在逻辑分析：巴西电力市场选择“成本型电力库+公开拍卖+中长期合同全覆盖需求”的市场机制，三者协调互补，共同作用以实现“市场稳定”、“公平电价”和“吸引投资”的目标，其内在逻辑如图4所示。成本型电力库实现长周期水力资源优化配置促进中小资本进入降低监管难度公开拍卖机制交易透明,提高竞争实现公平电价促进中小资本进入需求直接驱动投资保护新增装机、吸引投资提高系统稳定性和可靠性中长期合同全覆盖图4成本型电力
5、库+拍卖+中长期合同内在逻辑新投产/已投产电源分开拍卖逻辑分析：通过新投产/已投产电源分开拍卖机制，在发电商和配电公司之间进行风险分配，保护新投产电源不受已投产电源排挤（鉴于合同持续时间很长），也保障电能价格不会因新增装机而大幅度上涨。“双拍卖机制”亦为配电公司提供了管理负荷增长不确定性的有效机制，有利于促进施工期更久、价格更低廉的电源项目进入，降低系统扩容成本。（二）巴西与欧洲、美国电力市场对比分析对比分析巴西与欧洲、美国电力市场异同，见表1。表1巴西与欧洲、美国电力市场对比项目巴西英国美国(PJM)北欧改革前电力体制结构国有基直一体化国有垂直一体化私有、多直一体化为主：配电和输电结构分散国
6、有击直一体化,挪威自行组织电力交易摩市场化改革提高电力工业效率，吸引投资解决电力行业资金困难私有化，电力害余，引入竞争、电网无歧视开善喊起步，引入竞争，引放、打破地区堇断，犷大导动机引入竞争.降低电价资滓优化配置范围,降低电力用户合理用电,促迸电价水电优化利用电源Q构特征改革初期,水电占比达90%火电为壬，水电较少火电为主，水电较少改革初期水电占比高达99%现货市场成本型电力库自愿电力库（系统边际电价出暹制电力库自愿电力库件点边际电价出清）清）印点边际电价出清）（分区边际电价出清）中长期市场中长期合同全覆盖电力需求实物双边合同+电力金融合约电力金融合约+发售电一体（公用事业公司）电力金融合约+
7、价区内实物双边合同（日前+中长期）交易执行TB塞调度模式（全周期庆全经济调度管理再谓度+（偏差电量评衡机日前机组组合+实时安全（日前+中长期汶易执行+经济调度日内市场+实时平衡市场制保障电力供基于规划的PPA招标+水电应安全机制保证容量+火电可用性合同双边合同+容量市场容量市场期货期权等电力金融衍生品市场（三）对我国电力市场建设的启示1）不同省/区根据资源禀赋、市场建设目标，选择适宜的市场模式。云南、四川等“水电主导”的电力市场，市场效率主要取决于大型调节性水库多时间尺度优化调度，且梯级水电站时空耦合紧密，径流年际/季节变化显著,决定了电力市场建设还须重点聚焦于中长期可靠供电、水电资源高效利用
8、、稳定市场价格等多重目标，全周期水火电集中经济调度和按成本定价的“成本型电力库”模式则展现出更佳的适应性，主要体现在：通过梯级、水火电统一集中优化调度，充分挖掘梯级协调和水火互济潜力，提高资源优化配置效益，“蓄丰补枯”保障中长期供电可靠性。我国云南和四川等省份普遍存在梯级水电站隶属于多运营主体现象，可避免上下游电站分散决策、独立参与市场竞价，信息不对称导致下游电站中标电量与上游电站泄流量匹配失衡带来的“弃水或欠发”、成交结果无法执行、影响电力市场正常运行等问题。“按成本定价”机制，一方面避免龙头水电企业利用市场力操控市场价格,另一方面也避免国有发电企业非理性竞争，从而在一定程度上可避免分散决策
9、下各水电站丰水期低价抛售，枯水期争相抬价导致的电价大幅波动。水电机会成本由市场运营机构从全系统长期运行成本最小的角度，通过全周期统一集中经济调度计算得到，更加合理的反映水电价值，也更有利于促进水力资源充分利用，以及节能减排和清洁发展；配合火电机组容量补偿机制或火电机组可用性合同，来保障适当规模的火电机组成本回收。电能交易主要集中在中长期合同市场；现货市场不报价，购售电主体均为发电企业，相当于基于边际成本的强制发电权交易市场，在枯水季节有效抑制市场力，且有助于产生有效价格信号，引导合理投资。风电、光伏发电、弱调节/径流式水电站机会成本低，经济调度序列中可优先发电，促进清洁能源消纳。全系统水电站协
10、调运行，扩展有效调节库容，优化本省和外送电力曲线，缓解受端电网调峰压力，促进富余水电消纳。2）电力市场建设应更加注重中长期市场与现货市场协同机制设计。水电具有固定成本高、变动成本低的特点，在水电装机容量占比高、丰水期水电富裕面临弃水的电力现货市场中，水电企业为避免弃水，会以接近O价格或市场报价下限竞价上网，以边际成本出清的电力现货市场机制将失去优化配置水电资源的作用，使得电力中长期市场及其与电力现货市场的协同机制设计至关重要。我国电力市场建设亦应注重电力中长期市场与电力现货市场的协同机制设计，特别是水电富集省份，不能简单照搬欧美电力市场模式。3）国家顶层设计，推进区域电力市场建设，促进更大范围
11、内水电资源优化配置。建议国家进行顶层设计，在调度自动化基础好、省间电网联系紧密和电力交换频繁的区域，融合省域电力市场，试点建设“分散式区域电力市场”，并逐步过渡到全国统一市场，弱化省间壁垒，促进能源资源在省际、区域间流动，促进清洁低碳能源消纳。特别是一些跨省跨区大水电集中落点和水电富集弃水严重地区，通过扩大资源优化配置范围，促进水电消纳。4）电力市场建设应与电力工业上下游产业市场相协调，保证市场稳定运行。建立完善的煤炭/燃气金融衍生品市场道路尚远，可通过电力工业上下游产业中长期交易机制来对冲风险，建立公开透明的信息批漏机制，理顺打通电力及上下游产业的价格市场化形成机制，实现全产业链价格联动、利
12、益共享、风险共担、协调发展格局，保障电力市场稳定健康运行。5）建立已投产/新投产电源分开竞价或定价机制，特别对一些国家战略性电源，保障其合理投资回报。西南水电建设是国家能源可持续发展战略的重要组成部分，特别是一些巨型水电站为“西电东送”骨干电源，巨额投资且承担防洪、灌溉等社会职能，若无保障合理收益的政策机制支持，势必影响企业响应国家战略的积极性。因此，需针对新投产和已投产电源分别设计相应的交易机制或定价机制，保障其合理投资回报，促进新电源项目特别是一些国家战略性电源的开发建设。6）建立“需求引导供应”市场机制，促进电力供需平衡。借鉴巴西电力市场建立以“需求引导供应，供应保障需求”的市场机制，实
13、现“新增负荷需求驱动系统增容，新增装机与负荷需求相匹配”的供需平衡状态。此外，售电公司和大用户进行负荷预测、责任自负，相对于政府宏观预测，更加精准合理，有助于供需平衡。7）注重统一规划，建立合理的容量成本回收机制，保障中长期供电充裕性和可靠性。建议从以下3方面来共同保障中长期供电可靠性和充裕性：注重电力工业统一发展规划，“网-源”协调规划避免供电结构性问题，“源-源”协调规划，优化电源结构及区域间分布均衡，合理安排电源项目投产时序，保障可靠供电和经济性；对于国家战略规划的大型电源项目，建立公开拍卖机制和长期购售电合同机制，形成合理电价水平的同时，为投资者提供稳定可预期的环境，保障新建电源项目合
14、理投资回报，进一步吸引投资，实现电力工业健康持续发展；借鉴巴西“可用性为标准的交易合同”、英国和美国容量市场等，建立发电容量成本回收机制。3结论提出推进分散式区域市场试点建设、电力工业上下游产业市场协同发展、新建电源与已投产电源的差别化中长期市场交易机制、保障容量充裕性和供电可靠性机制，以促进水电发展、保障能源清洁安全可靠可持续发展，为我国电力市场建设提供新参考思路。附参考资料：巴西水电如何建设运营实现水电资源高效利用有效吸引投资市场运行稳定等多重目标1项目背景我国电力市场建设既要借鉴国外典型市场建设和运营的成熟经验，又需结合实际国情，积极稳妥推进。水电高占比、梯级水电站时空耦合紧密且隶属于不
15、同投资主体的电力市场（例如：四川和云南），在市场模式选择和机制设计中，必须充分考虑水电站出力受限于径流变化和库容调蓄特征、上下游水电站水力电力联系等，以保障中长期电力供应安全和水电资源高效利用，但相应的市场设计和运行国际经验总结和借鉴欠缺。目前，作为全国首批电力现货市场试点的四川省，借鉴美国及欧洲电力市场建设经验设计其市场机制，遇到重重难解的困难。巴西电力系统亦具有水电占比高、梯级上下游水电站隶属于不同投资主体的特点。巴西于1995年启动电力市场化改革，2001年遭遇电力危机，电力批发市场运行中断，完善后的市场于2004年重新启动，目前运行良好，实现了水电资源高效利用、供需基本平衡、市场运行稳
16、定，且为投资者进入提供相对可预见环境，保障电力工业良性发展，其电力市场建设和运行经验很值得我国四川和云南借鉴，但目前尚缺乏对巴西电力市场机制深入细致的总结分析。对此，开展巴西电力市场研究，由2篇文章组成系列论文。2重点内容截止2018年7月，巴西电力总装机15982万千瓦，水电为主导电源，装机10216.02万千瓦，占比63.92%,巴西水电资源总开发潜力达2.6亿千瓦，居世界第三位。与我国相似，巴西能源资源与负荷需求亦呈逆向分布，80%的负荷分布在里约热内卢和圣保罗等南部和东南-中西部发达地区，目前该地区水电资源开发已较为充分，大部分在建和规划水电项目集中在北部亚马逊地区。图1巴西电网结构及
17、电力流示意图（二）巴西电力市场化改革进程巴西电力市场化改革主要分为2阶段。第一阶段始于1995年3月，其特点是建立电力批发市场（MAE）,简称“MAE市场模式”，但在20012002年出现电力危机，MAE被迫中止运行，实行强制电力配给制；第二阶段始于2004年7月，巴西政府重启电力市场，持续运行至今，简称“现行市场模式二（三）巴西电力行业管理结构巴西电力行业相关机构可分为2类：管理机构、经济主体。管理机构包含：政府机构、监管机构和专业机构；经济主体则为与电力行业发、输、配、售、用等环节相关的市场主体。巴西电力行业管理结构如图2所示。CNPE政府机构监管机构机构经济机构图2巴西电力行业管理结构（
18、四）巴西电力市场现行模式1）市场架构和市场交易机制巴西电力市场主要包括：中长期合同市场和短期市场（现货市场）。在中长期合同市场，交易电量几乎覆盖全部电力需求；短期市场是由CCEE组织的“成本型电力库”市场，供需双方不报价，采用与ONS进行“最小成本水火电经济调度”一致的模型获取出清价格。发电企业合同电量与实际电量的偏差按照短期市场价格结算，如图3所示。I售电方：公共事业发电厂、独立i发电厂、电力进出口企业I中长期r11；管制合同市场（ACR）自由合同市场（ACR）!购电方：配电公司购电方：自由电力用!新投产电源长期合同户、电力交易商、电力I已投产电源中短期合同进出口企业iC1.娟期市场J短期市
19、场：短期根据短期市场价瓢1行偏差电量月度结算图3巴西电力市场结构中长期合同市场：分为管制合同市场(ACR)和自由合同市场(RC1.),交易电量占比分别为74%和26%,两者相辅相成，互为补充。管制合同市场是配电公司的电能采购市场,其目的是保护管制用户享受更优惠电价,售电商包括发电商、自备电厂等；自由合同市场的购电主体包括自由用户、交易代理商和进出口公司等。为便于结算，所有中长期合同都明确周期内电力交易曲线，管制合同根据规定的交易流程和规则，由售电商将全年电量分解为月度电量，每月电量分解为不同时段电量；自由合同由买卖双方协商完成电量分解。图4需求引导供应示意图短期市场(现货市场)：周期为1周的“
20、成本型电力库”市场，由CCEE组织，CCEE注册和管理所有电力交易合同。短期市场价格由与ONS短期优化调度一致的模型计算而来，即按“最小成本”原则进行短期经济调度的边际成本；考虑输电阻塞，市场分4个价区，各价区作为1个子市场。ONS负责实时经济调度，也就是按照实时经济调度模型进行现货市场电能量出清，CCEE将电力交易合同与实际计量时段电量比较，偏差部分按短期市场出清价格结算，亦称为偏差结算价格(P1.D)。2)中长期交易合同方式管制合同市场中交易合同方式主要有2种：以电量为标准的交易合同和以可用性为标准的交易合同。前者主要针对水电站，后者针对火电机组，为实现不同类型电源同台竞价，通过成本效益指
21、数(ICB),将“以可用性为标准的交易合同”价格转换为单位电量价格。3)“保证容量”机制由EPE为各电站核定“保证容量”，并由MME审核颁布。EPE采用与ONS相同的优化调度模型，从全系统供电可靠、运行经济和水电资源高效利用的角度进行集中优化调度仿真，为每个电站核定在来水欠佳情况下可靠发电量，反映电站对全系统供电可靠性的贡献。“保证容量”是电站参与中长期合同市场交易电量的上限值，并确保所有交易合同背后都有相应电站的“保证容量”予以支撑(称为“实物担保”)，为电站构建稳定的交易基础，将交易电量无法交割风险锁定在“保证容量”核定之初的风险范围内，降低水电企业交易风险和系统失负荷风险。多数年份水电站
22、实际发电能力高于“保证容量”，一定程度上会压低市场价格。4)电量再分配机制电量再分配机制是针对水电站而言。水电站实际发电量取决于水文条件，但不同地区、不同流域水文差异显著，为最大限度降低水电站水文预测误差风险，提升流域互补和梯级补偿效益，将所有水电站发电能力汇集一起，并按“保证容量”比例分配总发电量，即为电量再分配机制（MRE）。这是所有水电站共享发电成果和共担风险的一种会计机制，也是在巴西全系统范围内以最优化方式集中调配水电资源的根本原则。（五）巴西电力系统调度方式巴西选择了全系统进行“全周期水火电经济调度”的方式，综合考虑防洪、灌溉、航运等约束，实现不同流域、梯级及水火协调发电，保障系统供
23、电持续性、可靠性，以及水电资源高效利用。全周期水火电经济调度由ONS执行，采用“最小成本”调度模型，火电机组边际成本为燃料成本，水电站边际成本为预期机会成本，采用随机双层动态规划模型计算得到。在时间尺度上，全周期水火电经济调度可分为：长期（5年）、中期（1年）、短期（2周）和实时（1天），并根据实时优化调度计算结果安排机组出力。3结论巴西现行市场架构和体制机制注重长期合同平衡电力供需，在规划、竞争与私人投资之间实现平衡；采取全周期水火电经济调度和按成本定价的“成本型电力库”市场模式，将竞争限定在中长期合同市场，保证电力价格信号合理有效；优化调度从全系统角度统筹考虑，通过流域互补、梯级补偿和水火
24、互济，保障各种水文条件下系统安全供电和水电资源高效利用。巴西电力市场实践证明在水电高占比的“竞争性电力市场”中，进行“全周期水火电经济调度”是正确有效的，其市场模式选择和机制设计，也较好的适应电力工业快速发展和电源结构水电主导的特征。巴西电力市场中，设置一些特殊的机制和规则，例如：“保证容量”、电量再分配机制、新投产/已投产电源分开拍卖机制、负荷需求100%由中长期合同覆盖要求等。各机制和规则之间如何协调配合，来共同保障水电占主导、负荷增长迅速、资源负荷逆向分布为特征的复杂系统，实现水电资源高效利用、有效吸引投资且市场运行稳定，将是续篇的研究重点，并在此基础上与欧美国家/地区电力市场对比分析，总结对我电力市场建设的经验借鉴。
