中國儲能網(wǎng)訊：隨著國內電力市場改革快速推進，水電、新能源等可再生能源參與市場規(guī)模逐步提升，加強市場營銷風險管控對于發(fā)電企業(yè)來說至關重要。巴西電力市場較為成熟，針對電力結構中水電、新能源占比較高的特點，設計了相應的電力市場體系及保障機制。此外，三峽集團進入巴西市場十余年來，積累了豐富的市場營銷及風險管控經(jīng)驗。本文主要介紹巴西電力市場體系，總結電力市場營銷中面臨的相關風險及相應風險管控方法，為國內電力市場機制設計，建立風險管控體系提供經(jīng)驗借鑒。
1 巴西電力市場特點
1.1 水電為主的電力結構
巴西獨特的地理氣候特點賦予了其優(yōu)異的可再生能源稟賦。巴西水電潛能僅次于中國排名世界第二，理論裝機容量為2.48億千瓦；巴西風電集中式可開發(fā)規(guī)模約14.30億千瓦，呈現(xiàn)風資源平均風速高、主導風向穩(wěn)定、風速變化率較小、年際變化較小且與水電互補性好等特點；巴西太陽能集中式可開發(fā)規(guī)模約1276億千瓦，四季陽光明媚，光照充足，全國平均每平米年太陽能輻射量超過65億焦耳，東北地區(qū)是其光照資源最豐富的區(qū)域。
為充分利用豐沛的水電資源，上世紀六七十年代巴西政府開展了大規(guī)模的水電開發(fā)活動，塑造了以水電為主的電力結構。近年來巴西政府為應對氣候變化的影響，通過鼓勵風電和太陽能開發(fā)、新設燃氣電站等措施來調整電力結構。截至2023年底，巴西水電裝機占總裝機的49%，而風電和光伏裝機所占比例由2015年的5%快速增長至17%（風電12%、光伏5%）。
1.2 以經(jīng)濟性為原則的獨立統(tǒng)一系統(tǒng)調度
1998年，巴西政府設立了巴西國家電網(wǎng)調度中心（ONS），負責巴西互聯(lián)電網(wǎng)系統(tǒng)（SIN）的各類型電源和輸電線路的調度，并接受巴西國家電力局（ANEEL）的監(jiān)督與管理。
巴西市場實行全國統(tǒng)一、獨立的、經(jīng)濟化調度：在機構設置方面，調度中心是非營利組織，根據(jù)巴西國家電力局授權進行操作，保證了調度的獨立性；在調度范圍方面，調度中心掌握全網(wǎng)發(fā)電和輸電網(wǎng)絡信息，制定全國統(tǒng)一的調度計劃和運行方案，以降低電力系統(tǒng)整體運行成本為目標，考量系統(tǒng)負荷、整體來水、蓄水率、燃料儲備、燃料成本和輸電系統(tǒng)限制等因素進行模擬計算，選擇綜合成本最低的調度計劃。新能源項目具有優(yōu)先調度權，大中型水電和火電被強制要求遵循調度中心的調度指令，無法自行決定電力生產(chǎn)計劃。
1.3 系統(tǒng)物理調度與電能虛擬交易并行
巴西發(fā)電企業(yè)的電力生產(chǎn)和電能銷售完全隔離，前者為物理活動，需嚴格遵循調度中心的調度指令，后者為經(jīng)濟活動，發(fā)電企業(yè)按照市場規(guī)則統(tǒng)籌可交付電能，開展營銷工作。
巴西政府給每個電站核定保證容量（Physical Guarantee）。對于水電站，保證容量為其在巴西歷史最枯年份水文條件下的理論發(fā)電量對應的等效裝機；對于火電和核電站，保證容量接近其裝機容量；風電站采用P90發(fā)電量對應的容量作為其保證容量，光伏電站保證容量為P50發(fā)電量對應的容量。
保證容量是發(fā)電企業(yè)電能營銷的基礎，發(fā)電企業(yè)簽署的售電合同總售電量不能超過其擁有保證容量對應的電量，保證容量的設計初衷是將交易電量無法交割風險鎖定在一定范圍內。
1.4 多交易環(huán)境并存，合同為交易基礎
巴西電力市場包括合同市場和短期市場（現(xiàn)貨市場）。中長期以合同方式完成交易，合同電量基于政府核定的保證電量；短期市場是一個成本型電力庫，并非傳統(tǒng)意義上的現(xiàn)貨市場，以政府核定的邊際機組運行成本為短期市場結算電價（PLD）。
合同市場分為管制市場（ACR）和自由市場（ACL）。2003年至今，巴西電力市場一直采取以管制市場為主、自由市場為輔的市場機制，管制市場與自由市場電量比例約為60%：40%。但隨著監(jiān)管機構通過下調自由市場門檻來鼓勵用戶向自由市場轉移，近年來近年來管制市場比例有所下降。
管制市場售電包括電量模式和容量模式（Quotas），均通過政府組織的電能競拍簽署20年至30年的長期售電合同，合同電價由監(jiān)管主體設定拍賣價格上限，火電、水電等部分電站可通過容量模式獲取固定收入，同時容量模式之外的電量可通過電量模式競拍獲得穩(wěn)定收入。
自由市場交易主要通過雙邊協(xié)商或拍賣的形式確定價格。自由市場售電均為電量模式，其中1-3年的售電合同較常見。自由市場簽署的合同必須在巴西電能交易中心（CCEE）登記，以對協(xié)議用電量和實際用電量之間的差額進行短期市場結算。
1.5 水電系統(tǒng)電能統(tǒng)一再分配
由于巴西水電裝機占比較大，為降低水文風險對單個水電站的發(fā)電效益造成明顯波動，且匹配巴西電力系統(tǒng)的集中統(tǒng)一調度模式，公平分配整個巴西水電系統(tǒng)的水文風險，巴西設有獨特的電能再分配機制（MRE）。巴西境內裝機容量超過3萬千瓦的大中型水電站被強制要求參與電能再分配機制。
上式中，AE（Allocation Energy）為水電站每月可用于履行合同義務的可交付電能，PG為政府核定的水電站保證容量，ID為60個月累計設備等效可用系數(shù)實際值，IDref為60個月累計設備等效可用系數(shù)政府考核目標值，GSF為全國水電發(fā)電容量系數(shù)（Generation Scaling Factor，GSF），代表水電系統(tǒng)實際整體發(fā)電水平。
電能再分配機制本質上是將機制覆蓋范圍內的水電總發(fā)電量按比例統(tǒng)一分配給各發(fā)電企業(yè)：①當全國水電發(fā)電容量系數(shù)（GSF）等于1時，代表每個水電站都能獲得等于各自保證容量的電能；②GSF大于1或小于1時，代表水電站獲得超過/低于各自保證容量的電能；③電能再分配機制下，水電站實際發(fā)電量因各區(qū)域實際來水情況不同有所差異，因此，水電站實際發(fā)電量與可交付電能（AE）間差異，按照優(yōu)化電能價格（TEO）進行結算，TEO電價用于補償超發(fā)水電站的水資源使用費和運維成本，當前價格約16雷亞爾/兆瓦時；④電能再分配機制“虛擬”分配后的可交付電能用于履行售電合同義務以及參與短期市場結算。對于水電站而言，各電站的可交付電能和所簽訂的合同電量的差異，將會按照短期市場PLD價格進行結算，即可交付電能大于發(fā)電企業(yè)所簽的合同電量時，發(fā)電企業(yè)按照PLD價格銷售差額電量；可交付電能小于發(fā)電企業(yè)所簽的合同電量時，發(fā)電企業(yè)需按照PLD價格購買差額電量。
2 發(fā)電企業(yè)市場營銷主要風險
在巴西現(xiàn)行監(jiān)管政策和市場環(huán)境下，發(fā)電企業(yè)面臨的市場營銷風險主要為電量交付風險、電價波動風險和交易對手違約風險。
2.1 電量交付風險
巴西市場上發(fā)電企業(yè)每年需交付電能產(chǎn)品的數(shù)量在PPA合同進行了約定：管制市場PPA售電量取決于電能拍賣或者特許經(jīng)營權拍賣的結果，往往在授予特許經(jīng)營權前就已經(jīng)確定；自由市場PPA售電量取決于發(fā)電企業(yè)主動電能營銷的成果，但只要簽署了PPA合同，發(fā)電企業(yè)需要嚴格按照PPA約定交付足夠電能，否則將面臨嚴重的商譽損失，失去長期經(jīng)營的信用基礎。
由于電能再分配機制存在，系統(tǒng)水文風險被分散給該機制內所有的水電站。水電站的可交付電能不取決于自身實際發(fā)電量，而取決于機組狀態(tài)考核結果和水電系統(tǒng)整體調度發(fā)電水平。近年來風電和太陽能裝機的快速增長，擠占了水電系統(tǒng)的調度發(fā)電空間，導致水電系統(tǒng)總發(fā)電量較低、全國水電發(fā)電容量系數(shù)（GSF）較低。除此之外，巴西近年來分布式發(fā)電的快速增長，也減少了電力系統(tǒng)的總需求，對水電站的實際調度發(fā)電也有負面影響，壓低了GSF系數(shù)。
2.2 電價波動風險
一是自由市場電價波動風險。發(fā)電企業(yè)部分電量將在自由市場中出售，PPA合同期限、電能產(chǎn)品交付時點不同導致簽約電價各不相同。一般來說，電能產(chǎn)品交付時點距離PPA簽署時點越遠，自由市場電價波動越小，且電價越趨近于新建電站的度電成本；電能產(chǎn)品交付時點距離PPA簽署時點越近，自由市場電價波動越大，越接近于現(xiàn)貨市場PLD價格。巴西市場大多數(shù)購電方期望通過簽署1-3年的PPA合同來鎖定電價，發(fā)電企業(yè)大部分電能需要提前數(shù)年滾動出售，面臨自由市場的電價波動風險。
二是短期市場PLD價格波動風險。由于發(fā)電企業(yè)實際可交付電量受到全國水電發(fā)電容量系數(shù)GSF、新能源限電等因素影響，PPA合同中約定的交付電量義務與實際可交付電量在結算周期內難免出現(xiàn)偏差，電能缺口或者電能盈余需在短期市場中按照PLD價格結算，面臨短期市場的電價波動風險。
2.3 交易對手違約風險
管制市場的電費收入均來源于配電公司，由于配電行業(yè)在巴西屬于強監(jiān)管行業(yè)，配電公司也僅是將電能成本轉移至終端用戶，其違約可能性較小。自由市場的電費收入來源于終端用戶、發(fā)電企業(yè)和電能交易公司等交易對手，政府對自由市場內雙邊交易的監(jiān)管較弱。交易對手的財務狀況和信用記錄各不相同，存在一定違約風險，違約后將連帶觸發(fā)發(fā)電企業(yè)的電能交付風險和電價波動風險，且需消耗大量時間和成本采取法律手段維權。
3 巴西發(fā)電企業(yè)營銷風控經(jīng)驗
3.1 電量交付風險管控
近年來，水電受全國水電發(fā)電容量系數(shù)（GSF）降低的影響，可交付電能產(chǎn)品（AE）下降；風電、光伏電站受限電影響，也面臨發(fā)電量不及預期的風險。因此分析未來GSF系數(shù)、新能源限電情況和市場價格走勢，確定各年份電能的預留待售比例，對于發(fā)電企業(yè)控制購電成本非常重要。
發(fā)電企業(yè)通過模擬未來年份全國水電發(fā)電容量系數(shù)（GSF）、短期市場和自由市場電價等不同情形，對發(fā)電資產(chǎn)的經(jīng)營風險和收益進行量化分析，將售電毛利潤的期望值和條件風險值加權處理作為控制指標，來確定在當年和未來年份的電能預留待售比例。公式如下：
上式中Gross Profit at Risk為加權在險售電毛利潤，Expected Value為售電毛利潤的期望值，即所有情形下售電毛利潤的平均值，CVaR95% 為售電毛利潤的條件風險值，即全部最差5%情形對應各自售電毛利潤的平均值。
通過計算不同電能預留待售比例對應的在險售電毛利潤，選擇最高在險售電毛利潤對應的電能預留待售比例作為該年份用于對沖電能交付風險的電能比例目標?；谑袌鲭妰r情況，在年內開展短期調整交易來盡量降低購電成本，將售電毛利潤最大化。
3.2 電價波動風險管控
一是合理制定未來各年份電能產(chǎn)品的銷售目標。把握售電節(jié)奏，分批逐步完成自由市場電能營銷工作，在合適的市場窗口期與潛在交易對手達成交易，逐步鎖定未來年份營收，避免集中出售大量電能產(chǎn)品導致拉低市場價格或超出市場短期消納能力。
二是量化風險并定期監(jiān)控。通過自由市場歷史價格的概率統(tǒng)計特點，模擬未來年份自由市場電價情形，對定向電能交易業(yè)務的未來總市場價值進行量化分析，將在險總市場價值（VaR）作為監(jiān)控指標。定期對定在險總市場價值進行更新，設定在險總市場價值控制上限。
3.3 交易對手違約風險
相較于自由市場交易，管制市場交易的違約可能性較低。自由市場PPA主要通過提供擔保和前置評估的方式來控制交易對手違約風險，而一旦發(fā)生交易對手違約的情況只能通過執(zhí)行擔保和發(fā)起法律訴訟的方式來挽回損失。
針對自由市場PPA合同的擔保方式主要有三類，即付款后交割、公司擔保和銀行保函，其中“付款后交割”是主要的擔保形式，一旦交易購電方未能及時支付電費，發(fā)電企業(yè)可以拒絕在巴西電能交易中心（CCEE）將電能注冊在購電方名下，并根據(jù)合同條款索取違約金。在違約金追討到位前，發(fā)電企業(yè)的財務損失為電能產(chǎn)品在短期市場中結算和自由市場中再出售導致的價差損失。
4 經(jīng)驗借鑒與相關思考
4.1 市場建設頂層設計
多樣化的市場機制設計有利于保障電能消納。巴西管制與自由市場并存的機制增強了政府對電力投資和電價水平的管控，保障了穩(wěn)定的電源供應，為發(fā)電企業(yè)提供了多種電力銷售的渠道。借鑒巴西市場經(jīng)驗，在電力體制改革中結合市場競爭機制和政府調控機制，由需求引導供給，既能夠保障電能消納與電力供應安全，又能夠以市場化方式形成電價，為發(fā)電企業(yè)提供多種電力銷售的窗口期。
集中優(yōu)化調度能夠促進資源更大范圍優(yōu)化配置。巴西建立了電能再分配機制以實現(xiàn)全國范圍內水文風險共擔，實行以經(jīng)濟性為原則的統(tǒng)一調度。借鑒巴西集中優(yōu)化調度的機制，在我國水電資源富集的區(qū)域，如西南地區(qū)，以區(qū)域為基礎統(tǒng)籌規(guī)劃電源項目，對水電站進行集中優(yōu)化調度，促進不同流域水文互補，實現(xiàn)梯級水電協(xié)同和多類型電源互濟，通過擴大資源優(yōu)化配置范圍，提高水電資源利用效率。
容量成本回收機制有效提升電力系統(tǒng)可靠性。巴西部分水電機組及火電機組可通過政府拍賣的形式參與管制市場，獲得容量收入。目前我國已建立煤電容量電價機制，建議借鑒巴西經(jīng)驗，對具有調節(jié)能力的水電及其他電源逐步建立容量成本補償機制，體現(xiàn)新型電力系統(tǒng)下電力商品多維價值。
4.2 發(fā)電企業(yè)風險管理
合理設定中長期合同簽約比例。巴西政府為水電、新能源等電源核定保證容量，作為發(fā)電企業(yè)簽訂PPA的上限，一定程度上降低了PPA電量交付風險。對于國內發(fā)電企業(yè)，尤其是新能源項目，建議合理控制中長期簽約倉位，降低現(xiàn)貨市場偏差結算風險。
加強電價預測并優(yōu)化電能營銷策略。結合中長期及現(xiàn)貨市場電價預測結果，優(yōu)化電能營銷策略，探索簽訂一年期以上的中長期合同，通過優(yōu)化年度及多年中長期合同組合，鎖定交易意向，規(guī)避市場價格波動風險，穩(wěn)定收益預期。
完善交易對手方信用風險評估機制。完善交易對手方信用評價制度，探索建立市場主體信用評價方法及檔案，通過事前評估及提供擔保等方式，降低交易違約風險。
