巴西电力市场研究：2012年电价改革与危机处置

作为电力市场化进程起步较早的发展中国家，巴西有着相对完善的电力市场结构和电价体系，同时又有着与我国相类似的资源负荷逆向分布和大规模水电梯级开发的电源结构等特征，因此巴西电力市场和电力体制一直都是国内相关领域研究者的关注重点之一。目前对巴西电力市场方面的研究也从早期对电力工业改革成果和电力市场模式的概括性介绍，逐步发展到对巴西电力市场建设过程的详细梳理，而且已经可以根据不同研究需求有针对性地从水电市场建设和电力企业收入监管等角度对巴西电力体制作出深入分析和评价。但目前研究的内容主要还是2004年刚刚完成市场化的巴西电力体制，对巴西电力市场化制度设计的初衷有较为全面的了解却不清楚其后的实际运行和发展情况，缺乏对电力市场中监管者和各参与主体之间复杂博弈过程的动态观察和案例研究。

（来源：微信公众号“中国电力企业管理”ID：zgdlqygl 作者：雷之力、刘明岩、郝一萍）

针对这一空白，本文选择深刻影响巴西电力行业现状的2012年巴西电价改革为研究对象，首先对改革前的电力行业基本情况和电力市场运行模式做了简要介绍，然后从改革背景、改革措施、改革效果等方面详细介绍了2012年巴西电价改革过程，然后以主要事件为线索对水文风险的蔓延扩散、各方反应、救助力度和损失规模等情况作了梳理、介绍和总结，对这一重大事件进行了较为完整的还原和总结分析，为深入理解巴西电力市场结构、制度、政策及内在运行逻辑提供了更加生动的信息和完整的视角。

电价改革前的巴西电力行业

为了更好地理解电价改革的过程，首先对改革前的巴西电力行业进行简要介绍。

巴西电力工业基本情况

2012年巴西全国发电总量552.5太瓦时，发电装机容量121.0吉瓦，发电量和总装机的类型构成如表1所示。

2012年巴西电力行业的管理机构包括政府、监管机关和专业机构。电力市场中的其他经济主体还包括获得特许经营权或专门授权从事发电、输电、配电和电能交易的企业；以及电力用户，包括自由用户和监管用户。

巴西电力系统的主要特点是水电占比较大且同流域梯级水电站众多，火电机组主要用于枯水期的备用和高峰时段的电力平衡，因此巴西采用了“全周期水火电经济调度”的调度策略。

巴西电力市场运行模式

中长期合同市场和短期市场。巴西电力市场按照不同管理方式分为中长期合同市场和短期市场（现货市场）。2012年中长期合同市场中管制合同市场和自由合同市场，分别占交易电量的73.67%和26.33%。

管制合同市场交易机制。管制合同的签订必须通过专门的公开拍卖会进行，拍卖会由ANEEL授权和监督，CCEE具体组织承办。图1中，A为合同交割的年份，已投产的存量电源拍卖通常在合同交割前的1年（A-1）举行，需新建的增量电源拍卖通常在合同交割前3~5年举行。可以看出，A-1拍卖会是配电商申报负荷需求的最后一个时间窗口，如果A-1拍卖会上的投标发电商总发电量低于配电商申报总量时的情况，则配电商会陷入“欠采购”状态。

保证容量与水文风险。管制合同市场中电量交易的关键标的物称为“保证容量”，由EPE核定并由MME颁布，是决定发电商收入的关键参数，且所有ONS调度的水电机组均参与名为“MRE”的风险分摊机制，以实现水电机组的成果共享和风险共担。如果大范围来水偏少导致水电机组出力不满足保证容量时，MRE机组会遭遇 “水文风险”，此时相应增加的成本称为水文风险成本。

用户电价结构与成本传导。巴西配电商的用户电价中主要包括购电费、行业规费、输电网费、配电网费和政府税金。上述电价构成中，购电费是配电商在管制合同市场采购电量的平均价格；行业规费是根据政府机构或监管机构要求附加在电费中收取的费用，用于支持巴西电力行业发展的特定用途，其中主要部分是CDE基金；输、配电网费相当于国内的输、配电网过网费，由ANEEL在每年固定时间调整后公布；政府税金是各级政府征收的税金。

配电价格由ANEEL在每年的固定时间核准发布，但核准时间与传导成本的支付无关。时间上的不同步所带来的偏差金额被计入“CVA平衡账户”中。下一次配电价格核准时CAV账户余额将计入电价并以12个月为周期对用户多退少补。

巴西电价改革途径

在经过了一系列改革之后，2004年巴西基本建立起了一个较为完整的电力市场体系，但市场化改革重要目标之一的“公平电价”却一直未能实现，这在水电占比超过75%的巴西显得尤为突出，兑现降低电价的改革承诺无疑是改善经济环境的有力举措。

2011年巴西全国工业平均电价为329.0雷亚尔/兆瓦时，而当时巴西以外的27个主要国家工业平均电价仅为215.5雷亚尔/兆瓦时，以2012年里约热内卢市普通居民用户电价为例（见表2），除税金外购电费在电价中占比最高。

当时第一批被授予特许经营权的企业在2015～2017年集中到期，涉及全国总装机20%的水电机组、总长度75%的输电线路、市场份额33%的配电经营区域。因此巴西政府决定以临近到期的企业特许经营权处置为切入点启动电价改革进程，通过以特许权为条件迫使发电商大幅压低售电价格为途径完成电价改革。

巴西电价改革过程

电价改革的主要措施

第579号总统令明确规定，所有2015～2017年之间到期的发电、输电和配电特许经营权持有人，必须在以下两种处置方案之中做出选择：

特许经营权延期方案。持有人同意提前终止并按ANEEL的条件重新签订新特许权合同，但新合同认定折旧完毕资产无财务回报。因此除非建成后又进行过大规模翻新改造，否则新合同期内运营商仅能获得运维回报。显然，取消资产回报将显著降低运营商收入。

特许经营权不延期方案。持有人拒绝邀请则ANEEL将在到期后收回特许经营权，并通过公开拍卖确定新持有人。

特许权延期后的发电商按照ANEEL的要求以保证容量全额向配电商售电，售电收入与实际发电量无关并固定为机组运维成本，如果因为不可控因素导致发电量偏少也可以将短期市场购电成本传导至购电方，因此这类机组被称为“摊派配额”机组。与发电商情况类似，输电商也被要求放弃到寿资产回报以压低输电成本。

上述政策出台后获得了90家符合条件发电商的响应并签署了新特许权合同成为了“摊派配额”机组，其平均售电价格仅为32.81雷亚尔/兆瓦时，远低于166.6雷亚尔/兆瓦时的同期正常水平。巴西政府又通过直接财政补贴将行业规费减少了75%，最终实现全国电价平均下降20.2%，居民用户电价下降18%，高压用户电价下降32%。

电价改革的水文风险危机

巴西电价改革第一阶段取得成功的关键在于降低“摊派配额”机组售电价格，因此保持改革成果的前提是该机组发电量基本满足用户需求，否则会在短期市场购电成本的冲击下恢复电价上涨。

2013年“摊派配额”机组的保证容量只有7.8吉瓦，无法满足全国配电商9.9吉瓦的需求缺口。为满足配电商用电需求，2013年6月ANEEL宣布举办A-0存量电源拍卖会，但因为发电商拒绝不合理的限价而流拍。由于未能签到足够的管制购电合同，配电商只能从短期市场采购，却由于水文风险的出现导致短期市场电价持续上升，逐步抵消了改革带来的降价效果。

2013年起巴西的降水形势持续恶化，全国主要水库的水位持续下降，导致水电机组无法按照保证容量发电，ONS只能启动更多的火电机组满足全国用电需求，火电机组年发电量变化如图2所示，最终导致短期市场电价因为火电机组成本而逐步上升。

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水文风险危机的应对措施

救助贷款。由于“摊派配额”机组的购电成本也会传导至配电商，因此水文风险危机显著增加了配电商的购电成本。为了防止配电商破产，ANEEL采取了直接贷款的紧急应对措施，其控制下的CDE基金累计共借出111.33亿雷亚尔。为避免危机在2014年重演，ANEEL宣布举办A-1存量电源拍卖会，但是再次因为限价而流拍，导致配电商的需求缺口扩大到了3.8吉瓦。随着水文风险的持续恶化，2014年前2个月配电商的水文风险成本又增加了59亿雷亚尔 ，巴西政府决定引入外部金融机构启动更大规模的贷款救助。

2014年4月，ANEEL推出“ACR账户”（管制合同市场账户）贷款，联合十余家银行一共贷款212亿雷亚尔用于配电商支付2014年2月至年底的水文风险成本。为了避免2015年危机再次重演，2014年12月ANEEL宣布举办A-1存量电源拍卖会，由于取消报价上限有足够满足需求的发电商参与竞拍，消除了配电商在短期市场的缺额购电成本。

颜色信标电价。尽管配电商自身的缺额购电成本问题已经解决，但“摊派配额”机组传导来的缺额购电成本依然可能导致配电商破产。为此巴西政府颁布了第8401/2015号总统令，宣布建立如表3所示的颜色信标电价制度。颜色信标电价可以根据短期市场电价和GSF指标波动灵活调整附加电费等级，避免固定的价格调整周期，彻底消除了配电商破产的风险。虽然配电商经受住了水文风险危机的考验，但随着ACR市场中发电商的购电成本积累，新的危机又开始出现。

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短期市场危机。水文风险冲击下发电商的发电量普遍低于ACR市场合同的保证容量要求，因此发电商需要从ACL市场或者短期市场采购缺额电量并承担费用，2014年发电企业的相关支出达到了185亿雷亚尔。由于接受ONS调度的水电机组均参与“电量再分配机制”（MRE机制），因此整体发电量低于保证容量时，缺额部分会在机组间按照容量比例重新分配，以此实现分担缺额购电成本的目的。由于MRE机制中不少机组被划入“摊派配额”机组，此类机组可以直接向配电商传导无需承担实际购电费用。随着购电成本的迅速积累，承担方式的差异引起了其他发电商的不满。

2015年5月发电商通过行业协会向ANEEL提出申诉，要求允许ACR市场中所有发电商向配电商传导水文风险造成的缺额购电成本。在遭到ANEEL的拒绝后发电商开始向法院提起诉讼，通过司法途径寻求支持。通过起诉ANEEL，发电商获得了司法保全可以拒绝支付缺额购电款。恐慌情绪随之在市场中蔓延，发电商担心未起诉者将被迫承担更重的付款义务。在几乎所有发电商都向法院起诉后，CCEE的市场出清职能和资金支付指令在ACR市场中失去了应有的效力。2015年9月CCEE宣布暂停短期市场资金支付，截至当年底已经积累拖欠资金38.88亿雷亚尔，与此同时，法院已经累计受理此类诉讼100宗，涉及金额150亿雷亚尔。

由于巴西司法系统案件处理过程繁琐拖沓，依赖审判处理只会出现电力市场彻底停摆的危机。巴西政府选择接受发电商要求，允许所有ACR市场内发电机组向配电商传导水文风险购电成本，并为此推出了13203/2015号法案。根据新政策，ACR市场的机组可以9.5雷亚尔/兆瓦时的价格购买名为SP100的特殊保险产品，并按购买量向配电商传导水文风险成本。随着发电商纷纷撤诉，短期市场的资金支付在中断4个月后重新恢复，通过扩大政策救助范围，巴西电力市场从制度上适应了水文风险危机。

特许权补偿。为稳定投资者信心，巴西政府重新评估了特许经营权处置措施，决定废除第579号总统令并进行补偿。通过第13203/2015号法案对发电特许权企业补偿69.60亿雷亚尔，通过MME第120/2016号文件对输电特许权企业补偿136.30亿雷亚尔。

电价改革的效果与教训

由于直接财政补贴大幅压降了行业规费，2013年平均电价有明显下降，但计划下降明显的购电费却被水电机组出力不足导致的额外购电成本所抵消。随着水电出力持续下降，额外购电成本导致2014年平均电价超过了改革前水平。伴随水电出力进一步下降的还有更高的颜色信标电价，再加上为偿还救助贷款上涨行业规费和CVA调整，2015年以后平均电价出现了大幅上升。整体来说由于电价改革采取的一系列降价和危机处置措施，电力用户增加的总成本在1984亿雷亚尔以上。

明显的电价上涨过程说明巴西电价改革未能实现原定目标，失败的主要原因在于错误地估计了水电机组的发电能力，来水不足导致的购电成本上涨从根本上抵消了降低发电商收入等一系列政策效果。

巴西电价改革的总结与启示

巴西政府的电价改革全过程可以为我国电力市场发展提供以下四点启示：

一是电价改革的前提是有充足廉价的发电装机容量，这样才能从根本上防止缺电造成的购电成本波动破坏改革进程和政策实施效果。

二是危机的应对与处置中政府应当始终保持积极干预的立场。为了改善经济发展环境，巴西政府抓住大量发电和输电特许权即将到期的时机推动了电价改革，在取得初步成效的同时却又不幸遭遇了历史罕见的水文风险危机。由于水文风险严重动摇了电价改革的基础，为了防止电力行业系统性风险爆发，在严重不利的环境下，巴西政府通过坚持积极干预最终化解了风险和危机。

来源:中国电力企业管理  作者:雷之力等

三是危机处置中短期措施要有足够的力度和规模，长期措施则需要通过精心的制度设计才能从根本上解决问题。在危机爆发初期，巴西政府首先动用政府财政资金，通过CDE基金特别账户贷款的方式直接帮助配电商应对风险冲击，在风险规模显著超出预期后又及时动员金融部门参与，组织了规模庞大的ACR账户贷款，有效保证了配电商在危机中的正常运转。为了建立应对水文风险的长效机制，又很快组织制定并推出了颜色信标电价政策，从机制上健全了对配电商的水文风险保护。

四是危机处置中应当采取措施稳定投资者信心，有利于行业的长远发展。在水文风险长期化局面明确之后，巴西政府开始着手处理主要涉及发电企业的ACR市场危机和现货市场危机，通过理顺成本传导机制的方式保证了发电行业的稳定运行，同时还推动政策调整对前期改革中受损失的发电和输电企业进行了适当的补偿，稳定了危机形势下投资者的信心，保证了巴西电力行业持续发展的势头。

本文刊载于《中国电力企业管理》2021年03期，作者雷之力、刘明岩供职于国网国际发展有限公司，郝一萍供职于中国电建集团北京勘测设计研究院有限公司