网讯：随着国内电力市场改革快速推进，水电、新能源等可再生能源参与市场规模逐步提升，加强市场营销风险管控对于发电企业来说至关重要。巴西电力市场较为成熟，针对电力结构中水电、新能源占比较高的特点，设计了相应的电力市场体系及保障机制。此外，三峡集团进入巴西市场十余年来，积累了丰富的市场营销及风险管控经验。本文主要介绍巴西电力市场体系，总结电力市场营销中面临的相关风险及相应风险管控方法，为国内电力市场机制设计，建立风险管控体系提供经验借鉴。
1 巴西电力市场特点
1.1 水电为主的电力结构
巴西独特的地理气候特点赋予了其优异的可再生能源禀赋。巴西水电潜能仅次于中国排名世界第二，理论装机容量为2.48亿千瓦；巴西风电集中式可开发规模约14.30亿千瓦，呈现风资源平均风速高、主导风向稳定、风速变化率较小、年际变化较小且与水电互补性好等特点；巴西太阳能集中式可开发规模约1276亿千瓦，四季阳光明媚，光照充足，全国平均每平米年太阳能辐射量超过65亿焦耳，东北地区是其光照资源最丰富的区域。
为充分利用丰沛的水电资源，上世纪六七十年代巴西政府开展了大规模的水电开发活动，塑造了以水电为主的电力结构。近年来巴西政府为应对气候变化的影响，通过鼓励风电和太阳能开发、新设燃气电站等措施来调整电力结构。截至2023年底，巴西水电装机占总装机的49%，而风电和光伏装机所占比例由2015年的5%快速增长至17%（风电12%、光伏5%）。
1.2 以经济性为原则的独立统一系统调度
1998年，巴西政府设立了巴西国家电网调度中心（ONS），负责巴西互联电网系统（SIN）的各类型电源和输电线路的调度，并接受巴西国家电力局（ANEEL）的监督与管理。
巴西市场实行全国统一、独立的、经济化调度：在机构设置方面，调度中心是非营利组织，根据巴西国家电力局授权进行操作，保证了调度的独立性；在调度范围方面，调度中心掌握全网发电和输电网络信息，制定全国统一的调度计划和运行方案，以降低电力系统整体运行成本为目标，考量系统负荷、整体来水、蓄水率、燃料储备、燃料成本和输电系统限制等因素进行模拟计算，选择综合成本最低的调度计划。新能源项目具有优先调度权，大中型水电和火电被强制要求遵循调度中心的调度指令，无法自行决定电力生产计划。
1.3 系统物理调度与电能虚拟交易并行
巴西发电企业的电力生产和电能销售完全隔离，前者为物理活动，需严格遵循调度中心的调度指令，后者为经济活动，发电企业按照市场规则统筹可交付电能，开展营销工作。
巴西政府给每个电站核定保证容量（Physical Guarantee）。对于水电站，保证容量为其在巴西历史最枯年份水文条件下的理论发电量对应的等效装机；对于火电和核电站，保证容量接近其装机容量；风电站采用P90发电量对应的容量作为其保证容量，光伏电站保证容量为P50发电量对应的容量。
保证容量是发电企业电能营销的基础，发电企业签署的售电合同总售电量不能超过其拥有保证容量对应的电量，保证容量的设计初衷是将交易电量无法交割风险锁定在一定范围内。
1.4 多交易环境并存，合同为交易基础
巴西电力市场包括合同市场和短期市场（现货市场）。中长期以合同方式完成交易，合同电量基于政府核定的保证电量；短期市场是一个成本型电力库，并非传统意义上的现货市场，以政府核定的边际机组运行成本为短期市场结算电价（PLD）。
合同市场分为管制市场（ACR）和自由市场（ACL）。2003年至今，巴西电力市场一直采取以管制市场为主、自由市场为辅的市场机制，管制市场与自由市场电量比例约为60%：40%。但随着监管机构通过下调自由市场门槛来鼓励用户向自由市场转移，近年来近年来管制市场比例有所下降。
管制市场售电包括电量模式和容量模式（Quotas），均通过政府组织的电能竞拍签署20年至30年的长期售电合同，合同电价由监管主体设定拍卖价格上限，火电、水电等部分电站可通过容量模式获取固定收入，同时容量模式之外的电量可通过电量模式竞拍获得稳定收入。
自由市场交易主要通过双边协商或拍卖的形式确定价格。自由市场售电均为电量模式，其中1-3年的售电合同较常见。自由市场签署的合同必须在巴西电能交易中心（CCEE）登记，以对协议用电量和实际用电量之间的差额进行短期市场结算。
1.5 水电系统电能统一再分配
由于巴西水电装机占比较大，为降低水文风险对单个水电站的发电效益造成明显波动，且匹配巴西电力系统的集中统一调度模式，公平分配整个巴西水电系统的水文风险，巴西设有独特的电能再分配机制（MRE）。巴西境内装机容量超过3万千瓦的大中型水电站被强制要求参与电能再分配机制。
上式中，AE（Allocation Energy）为水电站每月可用于履行合同义务的可交付电能，PG为政府核定的水电站保证容量，ID为60个月累计设备等效可用系数实际值，IDref为60个月累计设备等效可用系数政府考核目标值，GSF为全国水电发电容量系数（Generation Scaling Factor，GSF），代表水电系统实际整体发电水平。
电能再分配机制本质上是将机制覆盖范围内的水电总发电量按比例统一分配给各发电企业：①当全国水电发电容量系数（GSF）等于1时，代表每个水电站都能获得等于各自保证容量的电能；②GSF大于1或小于1时，代表水电站获得超过/低于各自保证容量的电能；③电能再分配机制下，水电站实际发电量因各区域实际来水情况不同有所差异，因此，水电站实际发电量与可交付电能（AE）间差异，按照优化电能价格（TEO）进行结算，TEO电价用于补偿超发水电站的水资源使用费和运维成本，当前价格约16雷亚尔/兆瓦时；④电能再分配机制“虚拟”分配后的可交付电能用于履行售电合同义务以及参与短期市场结算。对于水电站而言，各电站的可交付电能和所签订的合同电量的差异，将会按照短期市场PLD价格进行结算，即可交付电能大于发电企业所签的合同电量时，发电企业按照PLD价格销售差额电量；可交付电能小于发电企业所签的合同电量时，发电企业需按照PLD价格购买差额电量。
2 发电企业市场营销主要风险
在巴西现行监管政策和市场环境下，发电企业面临的市场营销风险主要为电量交付风险、电价波动风险和交易对手违约风险。
2.1 电量交付风险
巴西市场上发电企业每年需交付电能产品的数量在PPA合同进行了约定：管制市场PPA售电量取决于电能拍卖或者特许经营权拍卖的结果，往往在授予特许经营权前就已经确定；自由市场PPA售电量取决于发电企业主动电能营销的成果，但只要签署了PPA合同，发电企业需要严格按照PPA约定交付足够电能，否则将面临严重的商誉损失，失去长期经营的信用基础。
由于电能再分配机制存在，系统水文风险被分散给该机制内所有的水电站。水电站的可交付电能不取决于自身实际发电量，而取决于机组状态考核结果和水电系统整体调度发电水平。近年来风电和太阳能装机的快速增长，挤占了水电系统的调度发电空间，导致水电系统总发电量较低、全国水电发电容量系数（GSF）较低。除此之外，巴西近年来分布式发电的快速增长，也减少了电力系统的总需求，对水电站的实际调度发电也有负面影响，压低了GSF系数。
2.2 电价波动风险
一是自由市场电价波动风险。发电企业部分电量将在自由市场中出售，PPA合同期限、电能产品交付时点不同导致签约电价各不相同。一般来说，电能产品交付时点距离PPA签署时点越远，自由市场电价波动越小，且电价越趋近于新建电站的度电成本；电能产品交付时点距离PPA签署时点越近，自由市场电价波动越大，越接近于现货市场PLD价格。巴西市场大多数购电方期望通过签署1-3年的PPA合同来锁定电价，发电企业大部分电能需要提前数年滚动出售，面临自由市场的电价波动风险。
二是短期市场PLD价格波动风险。由于发电企业实际可交付电量受到全国水电发电容量系数GSF、新能源限电等因素影响，PPA合同中约定的交付电量义务与实际可交付电量在结算周期内难免出现偏差，电能缺口或者电能盈余需在短期市场中按照PLD价格结算，面临短期市场的电价波动风险。
2.3 交易对手违约风险
管制市场的电费收入均来源于配电公司，由于配电行业在巴西属于强监管行业，配电公司也仅是将电能成本转移至终端用户，其违约可能性较小。自由市场的电费收入来源于终端用户、发电企业和电能交易公司等交易对手，政府对自由市场内双边交易的监管较弱。交易对手的财务状况和信用记录各不相同，存在一定违约风险，违约后将连带触发发电企业的电能交付风险和电价波动风险，且需消耗大量时间和成本采取法律手段维权。
3 巴西发电企业营销风控经验
3.1 电量交付风险管控
近年来，水电受全国水电发电容量系数（GSF）降低的影响，可交付电能产品（AE）下降；风电、光伏电站受限电影响，也面临发电量不及预期的风险。因此分析未来GSF系数、新能源限电情况和市场价格走势，确定各年份电能的预留待售比例，对于发电企业控制购电成本非常重要。
发电企业通过模拟未来年份全国水电发电容量系数（GSF）、短期市场和自由市场电价等不同情形，对发电资产的经营风险和收益进行量化分析，将售电毛利润的期望值和条件风险值加权处理作为控制指标，来确定在当年和未来年份的电能预留待售比例。公式如下：
上式中Gross Profit at Risk为加权在险售电毛利润，Expected Value为售电毛利润的期望值，即所有情形下售电毛利润的平均值，CVaR95% 为售电毛利润的条件风险值，即全部最差5%情形对应各自售电毛利润的平均值。
通过计算不同电能预留待售比例对应的在险售电毛利润，选择最高在险售电毛利润对应的电能预留待售比例作为该年份用于对冲电能交付风险的电能比例目标。基于市场电价情况，在年内开展短期调整交易来尽量降低购电成本，将售电毛利润最大化。
3.2 电价波动风险管控
一是合理制定未来各年份电能产品的销售目标。把握售电节奏，分批逐步完成自由市场电能营销工作，在合适的市场窗口期与潜在交易对手达成交易，逐步锁定未来年份营收，避免集中出售大量电能产品导致拉低市场价格或超出市场短期消纳能力。
二是量化风险并定期监控。通过自由市场历史价格的概率统计特点，模拟未来年份自由市场电价情形，对定向电能交易业务的未来总市场价值进行量化分析，将在险总市场价值（VaR）作为监控指标。定期对定在险总市场价值进行更新，设定在险总市场价值控制上限。
3.3 交易对手违约风险
相较于自由市场交易，管制市场交易的违约可能性较低。自由市场PPA主要通过提供担保和前置评估的方式来控制交易对手违约风险，而一旦发生交易对手违约的情况只能通过执行担保和发起法律诉讼的方式来挽回损失。
针对自由市场PPA合同的担保方式主要有三类，即付款后交割、公司担保和银行保函，其中“付款后交割”是主要的担保形式，一旦交易购电方未能及时支付电费，发电企业可以拒绝在巴西电能交易中心（CCEE）将电能注册在购电方名下，并根据合同条款索取违约金。在违约金追讨到位前，发电企业的财务损失为电能产品在短期市场中结算和自由市场中再出售导致的价差损失。
4 经验借鉴与相关思考
4.1 市场建设顶层设计
多样化的市场机制设计有利于保障电能消纳。巴西管制与自由市场并存的机制增强了政府对电力投资和电价水平的管控，保障了稳定的电源供应，为发电企业提供了多种电力销售的渠道。借鉴巴西市场经验，在电力体制改革中结合市场竞争机制和政府调控机制，由需求引导供给，既能够保障电能消纳与电力供应安全，又能够以市场化方式形成电价，为发电企业提供多种电力销售的窗口期。
集中优化调度能够促进资源更大范围优化配置。巴西建立了电能再分配机制以实现全国范围内水文风险共担，实行以经济性为原则的统一调度。借鉴巴西集中优化调度的机制，在我国水电资源富集的区域，如西南地区，以区域为基础统筹规划电源项目，对水电站进行集中优化调度，促进不同流域水文互补，实现梯级水电协同和多类型电源互济，通过扩大资源优化配置范围，提高水电资源利用效率。
容量成本回收机制有效提升电力系统可靠性。巴西部分水电机组及火电机组可通过政府拍卖的形式参与管制市场，获得容量收入。目前我国已建立煤电容量电价机制，建议借鉴巴西经验，对具有调节能力的水电及其他电源逐步建立容量成本补偿机制，体现新型电力系统下电力商品多维价值。
4.2 发电企业风险管理
合理设定中长期合同签约比例。巴西政府为水电、新能源等电源核定保证容量，作为发电企业签订PPA的上限，一定程度上降低了PPA电量交付风险。对于国内发电企业，尤其是新能源项目，建议合理控制中长期签约仓位，降低现货市场偏差结算风险。
加强电价预测并优化电能营销策略。结合中长期及现货市场电价预测结果，优化电能营销策略，探索签订一年期以上的中长期合同，通过优化年度及多年中长期合同组合，锁定交易意向，规避市场价格波动风险，稳定收益预期。
完善交易对手方信用风险评估机制。完善交易对手方信用评价制度，探索建立市场主体信用评价方法及档案，通过事前评估及提供担保等方式，降低交易违约风险。
