中國已經成為世界第一水力發電大國。截至2017年，我國水力發電總裝機34359萬千瓦，占總發電裝機19.3%。中國水資源具有地區分佈不均的特點。現行的水電跨區跨省直流輸送方式大多按照電站自身的運行要求或者送端電網的電力盈餘情況安排輸送計畫，很少顧及發電區域水文條件和受端電網的用電需求。巴西電力工業改革充分，電力市場健全。為分攤水文氣象風險，巴西監管部門設計了發電電能調劑機制，為避免水電保證出力缺額風險，還設計了GSF機制，確保巴西水力發電商監管收入穩定，同時保證水力發電資源有效利用。在電力市場逐漸完善的基礎上，合理借鑒巴西水電發電電能調劑機制，有助於提高水電利用效率。
巴西電力及水電行業概況
上世紀前半葉，巴西電力行業參與者多為美國等外國能源公司。60至80年代，巴西的水力發電逐漸成為國內基礎能源，國內能源公司在政府的支持下推動水電國有化，並興建伊泰普等大型公共水電工程。隨後，由於巴西政治環境的轉變，國有化進程停滯，巴西形成私有和國有共同運營水電系統的局面。
2004年，巴西政府提出在電力領域重建新的電力工業管理機制，在已有制度的基礎上，通過制定全國電力行業十年規劃，形成不同部門分工管理不同領域：國家能源政策委員會（CNPE）負責電力領域中長期計畫的制定；國家電力監管局（ANEEL）負責電力市場監管、技術和監測評估電力供給的安全性；全國電力調度中心（ONS）負責國家聯網系統（SIN）的調度運行；電力能源商會（CCEE）負責電力市場的交易與結算。新的電力工業管理機制確保電力供給的安全，電價的穩定適中，建立起可靠的大型水電和覆蓋全國的電網，使巴西電力行業成為社會發展的有力支撐。
目前，巴西電源結構以水電為主。截至2017年5月，全國近80%的電力需求由水力發電供給，其中大型水電發電裝機為8600萬千瓦，共計158座在運水電站，另有9座在建和26座計畫建設。2017年巴西發電裝機情況如表 1所示。
巴西輸電網絡主要由全國聯網系統和部分獨立電網構成，而全國聯網系統連接了全國主要發電站和絕大多數用電地區（一般分為南部、東南部、中西部、東北部和北部），總長度累計達到10.3萬千米，電壓等級在230至750千伏之間，輸電比例達到全部發電量的98.3%。而獨立電網主要分佈在亞馬遜地區。根據巴西全國電力調度中心公佈的數據顯示，大部分輸電線路都集中在東南部、南部和東北部主要城市。伊泰普水電站等主要大型水電站與東南部主要用電區域通過幾條超高壓輸電線路連接。
巴西水電電能調劑機制
發電專案電能調劑機制
發電電能調劑（以下簡稱MRE）機制是巴西監管部門為發電商分攤水文氣象風險，而特別設計的調劑機制。所有統調水電站和所有受益於燃料補償成本計畫的火電廠均為MRE機制的成員。
發電電能調劑機制的基本目標是只要成員整體出力達到其保證出力總額，那麼每位成員均能確保屬於自己保證出力的那部分收入，而每位成員的最大可簽約出力小於等於其保證出力，因此各MRE成員可依照各自簽訂的保證出力合約獲得穩定的收益。
各個電廠的有效出力，由巴西國家電力調度中心根據負荷需求與水文狀況綜合決定。利用MRE機制進行電能分攤的基本原則是用超發電電廠超發出力補足欠發電電廠保證出力的缺額，如圖1所示。
調整第一步是各區域市場MRE成員優先進行區域內電能調劑。巴西電力市場根據用電區域，一般分為南部、中部、東北部和北部四個區域市場。處於同一區域市場的發電商1和發電商2，若發電商1有效發電量高於其保證出力，發電商2有效發電量低於其保證出力，則發電商1高出保證出力的額外發電量降由發電商2購買，以彌補其保證出力缺額。處於另一區域市場的發電商3和發電商4之間，同樣通過區域內電能調劑滿足各自的保證出力。區域市場內電能調劑優先滿足同一區域市場內的發電商，確保該區域市場的MRE成員發電量滿足其保證出力。
第二步為區域市場之間的MRE成員進行電能調劑。在完成同一區域市場內電能調劑前提下，若仍然有發電商存在保證電量缺額，所缺電量將從其他區域市場進行調劑。例如，經過區域市場內電能調劑，發電商2仍然存在保證電量缺額，而發電商3仍然擁有額外電量，發電商2需要從發電商3購取電量以滿足其保證電量。通過區域市場間電能調劑，所有MRE成員之間完成電能調劑。如果所有MRE成員的總發電量與其總的保證電量相同，調劑發電總量處於平衡狀態，則通過兩步電能調劑，所有發電商的輸出電量都滿足自身的保證電量。
上述平衡狀態僅是一種假設情況，實際上，更多的情況是，MRE成員發電總量大於其保證出力總和，即處於發電盈餘狀態。當MRE成員總發電量處於盈餘狀態時，完成電能調劑之後，總發電量盈餘部分將根據各發電商保證出力的比率進行分配。該部分電量被稱為“補充分配電量”，這部分電量將在現貨市場按差額結算價格進行結算。換言之，當水力發電量處在盈餘狀態下，MRE成員之間利益共用。
另一種實際情況，MRE成員發電總量低於其保證出力總和，即視為虧欠狀態。雖然虧欠狀態出現的幾率比較小，但是在完善MRE機制中仍然被視為合理情況。在發電量虧欠狀態下，MRE成員總發電量經過調劑仍然無法滿足各自保證電量。因此，需要將各發電商保證出力按比例進行調整，使有效發電量總額等於保證出力總額。其次，再將實際有效發電量按照調整後的保證出力進行電能調劑。在發電虧欠狀態下，保證出力缺額由所有發電商共同承擔。虧欠狀態下的電能調劑模式由圖2所示。
在MRE機制下的電能調劑統一使用巴西電監局規定的“能源優化價格”按月結算，超發即為賣出，欠發即為買入。TEO的定價依據是只補償電廠的基本運維成本，例如，2015年巴西電監局公佈能源優化價格是11.25黑奧/兆瓦時。
MRE機制由監管方在定期核算發電商收入時進行核定，MRE機制不影響發電商實際發電量。在MRE機制的作用下，參與電能調劑的發電商之間實現利益共用，同時共同承擔缺額風險和損失。在發電虧欠狀態下，電能調劑之後發電商有效發電量依然不足，通常需要從現貨市場高價採購電量以彌補保證出力缺額。此外，水力發電商可通過水電專案GSF機制規避可能出現的保證出力缺額造成的損失。
水電專案GSF機制
在上述的發電虧欠狀態下，參加MRE機制的機組通過能量調劑仍然無法達到保證出力（例如出現巴西2014年的罕見乾旱情況），發電商保證出力出現缺額，這一缺額被稱為Generation Scaling Factor（GSF），發電商需要及時購電補足其保證出力要求，並按照現貨市場價格結算。通常當水力發電不足時，現貨市場電價處於高位，發電商將蒙受損失，例如2014年巴西某水電公司由於發生此類購電，總生產成本為3.34億雷黑奧，相比去年同期上漲260.5%。
此外，在2015年4季度，除了受近年來乾旱的影響外，還受到水電商無法預見的不可控因素影響（例如火電在無調度令情況下的發電，以不可調度的風能為主的後備電能裝機持續增長等），巴西水力發電量的下滑。
在上述條件綜合影響下，水電商效益自2013年底開始不斷下滑。2015年，巴西電監局發佈巴西包含GSF機制改革的發電行業新政策。根據GSF機制改革政策，參加MRE機制的發電商可以通過以購買“保險”的方式來化解GSF風險。目前，許多巴西水電商均對其在監管市場中簽訂的售電合同購買了這種“保險”，從而確保這些售電協議能夠在協議期內完全免於GSF風險的影響。
例如，在2015年巴西某水電公司通過購買“保險”化解GSF風險，為自己水力發電的保證電能支付每年9.5黑奧/兆瓦時的保險費。當出現GSF風險時，該發電商可以得到由保險服務提供方支付的GSF費用賠付，以對沖現貨市場購電成本，從而規避GSF風險。目前，該公司將現有水電權益保證出力779兆瓦的約60%都購買了“保險”，比例為全行業最高，因此未來60%的保證出力都將免受GSF風險影響，水電商現金流的可預測性和穩定性得以提高。當年，該水電公司通過這種“保險”回收了1.34億黑奧的GSF費用，相當於約459兆瓦的監管市場保證出力。
值得注意的是，巴西自由市場上銷售的保證出力不能參與該保險機制，但可以採用季節調整策略來優化保證出力的使用，例如將年保證出力在十二個月中不均勻分配，在電價高的月份多買電。
巴西水電市場對中國水電的啟示
巴西電力市場具有單一性、獨特性，市場監管和交易機制相對成熟，並且仍在不斷補充。巴西水電均採用特許經營權招標模式，其中輸電採用監管收入上限制，水電收入包括監管市場收入、自由市場收入和發電能量調劑機制收入。巴西水力發電約占電網電源70%，具有依賴水文條件等自然條件的特點。在發電能量調劑機制保障下，巴西水力發電商共用利益、分攤風險，水電商之間的競爭得到有效遏制，水力資源得到有效利用。
近年來，中國水力發電行業發展迅速。截至2017年，中國水力發電總裝機34359萬千瓦，占總發電裝機19.3%，中國已經成為世界第一水力發電大國。目前，跨省區水電輸送方式大多按照電站自身運行方式，水力資源利用效率較低。當前，中國推進電力市場改革，交易機制逐步完善。在完善電力市場和發電商競標機制的基礎上，可參考借鑒巴西水電電能調劑機制，建立符合自身特點的水電集中協調機制，有助於提高中國水力資源利用效率。
編輯 / 王子眀
【巴西華人資訊網】
