一、巴西电力结构和特点

巴西是世界上水力资源最丰富的国家之一，水电总开发潜力达2.6亿千瓦，位列世界第三，仅次于俄罗斯和中国，未开发潜力达1.45亿千瓦。巴西水力资源丰富的主要原因是：亚马逊河、圣弗朗西斯科河、巴拉那河三大河横贯全域，支流众多、径流量丰富；境内北、西、南三面地势较高，落差较大。

水电为巴西的主导电源。截至2023年底，水电装机容量在巴西总装机容量中占比51%，水力发电量在巴西总发电量中占比63%。巴西水电站以大中型为主，拥有不少装机规模位居世界前列的超大型水电站，比如：与巴拉圭共建的伊泰普水电站，装机容量1400万千瓦，排名世界第三；美丽山水电站，装机容量1123万千瓦，排名世界第五；图库鲁伊水电站，装机容量837万千瓦，排名世界第八；辛戈水电站，装机容量527万千瓦，排名世界第十八；等等。

，位于巴西北部的帕拉州，中国国家电网有限公司参与建设了相关项目。其±800千伏特高压直流送出工程为美洲第一条特高压直流输电线路，可将巴西北部的水电资源直接输送到东南部的负荷中心。

目前，巴西水电发展以径流式水电站为主，径流式水电站的优点是对环境的影响较小，但由于没有大型储水设施，其对于引用水源的季节性水量变化十分敏感，枯水期的发电量将会大大减少，导致电源不够稳定。为保障枯水期的电力供应，巴西政府注重推进电源结构多元化发展。基于风能、太阳能等资源比较丰富的优势，巴西电力产业在新能源开发利用上进展显著。2023年，新增风电和光伏装机容量760万千瓦。截至2023年底，巴西境内电力总装机容量达19660万千瓦，其中风能、太阳能和生物质能等可再生能源装机占比为32.6%；总发电量达6772亿千瓦时，其中风能、太阳能和生物质能等可再生能源发电量占比为24.3%。

由于监管政策透明，投资者对电力行业发展的预期较为稳定，巴西电力基础设施建设进展迅速。在输电环节，全国联网系统（SIN）连接了主要发电站与大部分用电地区，主要集中在东南部、南部和东北部城市，覆盖约60%的国土面积和90%以上的人口，涵盖的电压等级包括230千瓦、345千瓦、440千瓦、500千瓦、600千瓦（直流）、750千瓦、800千瓦，输电比例占全部发电量的90%以上。750千瓦以上超高压输电线路主要连接的是，发电侧为伊泰普水电站、美丽山水电站及马代拉河上游大型水电站，用电侧为国内重点用电区域东南部。剩下的独立电网（尚未接入主网）则主要分布在亚马逊地区，只承担很小比例的电量。在配电环节，电压等级一般在69～138千瓦之间，大部分由私营企业运营。统计显示，私营配电企业约占市场份额的60%，国有仅占40%。巴西电力用户结构中，工业、居民及商业用户数量分别约占40%、25%、20%。

与我国情况类似，巴西能源资源与负荷需求呈逆向分布的特点，80%的负荷分布在以圣保罗、里约热内卢等大城市为核心的南部、东南部经济较为发达的地区，目前对于该地区水电资源的开发已比较充分；大部分在建和规划的水电项目则集中在亚马逊地区。资源负荷逆向分布和区域经济非均衡发展的特征决定了巴西当前和未来均需要大容量、远距离、跨区域的输电，要在更大范围内优化配置电力资源。

二、巴西电力市场化改革

（一）改革背景

20世纪30年代前，巴西电力产业以私营为主。私营企业多为外国资本控制，垄断着巴西的电力，国家层面对其监管缺失。巴西政府担心这会影响对市场密度较低地区的投资，进而影响国家电力供应，彼时又逢民族运动声势浩大，政府开始涉足电力工业。到1945年，几乎全部私营电力企业都被收归国有，政府实现对电力产业的主导，其中，联邦政府控制着发电、输电企业，州政府则管理着配电企业。

20世纪60年代到90年代中期，巴西对电力产业实行“计划模式”：1962年成立国家电力公司，作为巴西联邦电力公共事业部门的控股公司，负责制定全国电力发展规划并推进落实；联邦政府在电力企业中的股份不得低于51%；根据电力企业合同约定的供应量，对电力供应进行统一调度，从整体上维持电力供应平衡。20世纪60～70年代是巴西电力工业良性发展的黄金时期，这一时期，电力规划统一制定，电力建设资金充足，电力规模迅速扩张，电网互联推动成本下降，电价实行成本加成管制，价格水平不断降低。

20世纪80年代初，“计划模式”因政府预算受限而出现不协调。1982年，拉丁美洲爆发信贷危机，贷款利率大幅提升，国际金融市场停止向拉美国家发放贷款。巴西是拉美电力工业发展较快的国家，也是对外资依赖程度较高的国家，1977～1982年约三分之一的电力投资来自外国贷款。信贷危机使巴西电力开发遇到资金瓶颈，发展受到影响。与此同时，巴西通货膨胀也很严重，政府为抑制通胀控制电价，使电力企业自筹资金能力大为削弱，企业债务大幅上升，从而引发现有水电站发电容量紧张、电力供应不能满足经济发展需要、电力系统稳定性和可靠性得不到有效保障等一系列问题。电力需求增长放缓，电力装机增速由70年代的11.7%降至80年代的5.7%。此外，同时期一些西方国家已启动电力市场化改革并取得一定进展，受其影响，巴西政府开始考虑通过改革来解决电力发展中的问题。

（二）改革过程

第一阶段：1993～2000年，“MAE模式”

1993年，巴西国会通过第8631号法令，取消统一定价，允许国有电力企业通过提高电价来改善财务状况，但要对电价上限实行管制。该法案为之后的改革特别是私有化奠定了基础。

1995年，国会通过第8987号法令，要求建立电力市场，为电力产业引入竞争机制。同年通过第9074号法令，引入独立发电商和配电商，虽然政府仍管控输配电环节，但私人投资者可通过政府组织的“特许拍卖”方式获得新建水电站的特许经营权，用电容量超过10兆瓦的大用户可直接向国有电力企业或独立发电商购买电力。

1996年，国会通过第9427号法令，成立国家电力局（ANEEL），作为电力行业的监管机构，负责对电力市场的技术、经济等方面进行监管，以及颁发电力企业经营许可证、规范电力市场价格、调节不同市场主体之间的纠纷等等。

1998年，根据国会第9648号法令，建立国家电力调度中心（ONS）和国家电力批发市场（MAE）。国家电力调度中心负责国家电网的互联，管理国家输电网，控制发、输、配电环节的所有输电设施，为电力市场各主体之间的公平公正竞争创造条件。MAE则负责电力市场的交易和结算，所有发电商、批发商、小型用户、配电商都可以参与电力市场交易，相互之间也可以直接交易。

“MAE模式”是巴西电力改革过程中的重要成果，其基本规则是根据计算机模型提供的信息制定调度计划，根据对负荷的预测结果事先计算现货市场价格并予以公布，但结算价格则视实际调度情况于事后确定。MAE会将每周的购售电价格及中标电量公布出来，实际出清价格的时间粒度为一小时。MAE要求配电商、自由用户与发电商签订的双边合同电量必须占总负荷的85%以上，以对冲现货市场价格波动风险。然而，由于现货市场价格偏低，配电商宁愿从现货市场购电也不愿签订长期合同，导致发电商收入直线下降。现货市场价格低、难以有效吸引投资的特点，为之后“MAE模式”的失败埋下了隐患。

“MAE模式”为巴西电力市场带来了活力和效率，也增加了电力行业的收入。巴西原本打算通过实行“MAE模式”来解决电力改革过程中的根本性问题，但该模式在实行过程中却相继暴露出诸多问题，包括利益分配不均、管理混乱、权责不清等等。在多重因素影响下，“MAE模式”于运行一年三个月之后宣告失败。

第二阶段：2000年至今，“Pool模式”

“MAE模式”失败，时间来到21世纪，巴西电力发展也进入新的阶段。首先是健全组织机构。2000年，根据国会第3520号决议，成立国家能源政策委员会（CNPE），负责研究制定包括电力产业在内的能源政策。2004年，根据国会第5175号、5184号决议，成立电力行业监督委员会（CMSE），负责对电力供应情况进行监督和评估，避免电力短缺；成立能源研究局（EPE），负责研究制定电力产业发展规划。

其次，2001年巴西发生了严重旱灾，导致全国性电力供应紧张，政府被迫采取大规模限电措施。东南部、东北部及中西部地区平均每户居民用电量减少20%。危机结束后，巴西总结了电力改革及应对缺电危机的经验教训，探索实行电力市场新模式，实行新模式的关键是通过确立长期合同维持电力供需平衡。对此，巴西建立了电力市场库（Pool）。

电力市场库包含三种市场类型：管制交易市场、自由交易市场和短期交易市场。管制交易市场是市场库的主要组成部分，主要功能是满足绝大部分电力用户特别是议价能力较低的中小企业和普通居民的用电需求；市场交易多通过签订长期合同开展，以确保交易双方电力供需稳定；管制交易市场的用户数量较多，用电量也较大，市场份额最大，约为70%。自由交易市场是市场库的重要组成部分，主要通过市场竞争推动发电商、配电商在确保电力供应质量的前提下降低成本，提升运营和服务效率，并促进发电领域的投资；市场用户以大企业为主；市场份额为25%～30%。短期交易市场作为前两种市场的补充，以现货合约交易为主，市场份额较小，约为5%。

（三）市场机制

接下来，本文从三类交易市场及其配套机制切入，对巴西电力市场机制进行阐述。

1.交易市场

（1）管制交易市场

管制交易市场旨在规避交易成本及信息不对称等问题，保障中小企业、普通居民能够获得公允的长期稳定价格，具有普遍服务和保底的功能。市场中的企业主要是中小型发电企业和配电企业。其中，配电企业作为绝大部分普通居民用户的代表，通过公开竞标拍卖程序与发电企业进行电力交易，签订期限为20～30年的长期购电协议。市场中各方的竞争地位及条件平等，价格、期限均受到政府严格管制。每一年度，配电企业必须向国家矿产能源部（MME）报告其电量需求，矿产能源部以此为参考，批准配套的发电项目。每一年度，矿产能源部与国家电力局会组织召开电力交易拍卖会，获得特许经营权、许可权及其他授权的电力企业均可作为售电方参加拍卖会。拍卖会上中标的一般是报价相对电价上限折扣最大的发电商，结算价格以申报价格为准，结算电量按照需求总量由低向高依次累计。

考虑到发电项目在投运前后对电价水平的需求不一，已投产能源项目和新投产能源项目（拍卖时尚未取得许可证）的拍卖要分开进行。新投产能源项目参加拍卖后，必须执行特许经营合同满15年才能转为已投产能源项目。政府要求新建的水电、火电项目都参加竞标，出售给管制交易市场的电量比例不得低于70%，超出最低比例的部分由发电商自主决定参与管制交易市场拍卖或去自由交易市场签订合同。

（2）自由交易市场

自由交易市场旨在完全放开大型企业用户的用电选择权，赋予发电商发电计划选择权。自由交易市场的合同期限以中期为主。相较而言，该市场具有最大的流动性，交易价格对电力供需基本特征的体现也最为充分。市场参与者主要有大企业用户、发电商、国内电力批发商及电力进出口企业等，用户、批发商、进出口企业通过自主协商的方式与发电商签订双边购电协议。其中，除水能之外的可再生能源发电购买合同可以享受政府补贴。根据用电负荷及电压等级，参与自由交易市场的用户可分为特殊电力用户和自由电力用户，特殊电力用户只能购买常规能源发电电量，自由电力用户则可以购买常规能源发电电量和新能源发电电量。自由交易市场的用户需要签订电网系统接入和使用合同，才能接入输电网和配电网并缴纳各类电网系统税。

此外，巴西联邦政府允许自由交易市场中的用户转让未使用的剩余电力。在转让过程中，原合同相关方的责任和义务将维持不变，基本条件和售电方所承担的风险范围也都保持不变，成交电量和期限都不能超过原合同约定，且需征得新购电方（相对于原合同）的同意。该措施减少了自由用户因合同电量剩余造成的经济损失，提高了市场流动性，增强了市场活力。

（3）短期交易市场

短期交易市场即现货市场，旨在配合管制交易市场、自由交易市场，在实际交易与合同约定存在差异时，弥补供需缺口，保障电力供需系统瞬时平衡，避免合同双方产生经济损失。短期交易市场由电力交易中心（CCEE）组织开展，管制交易市场和自由交易市场的参与者均可参与短期交易市场，交易价格按照国家电力调度中心的调度顺序决定，最低价格基于伊泰普水电站上一年度的运行成本，以及巴西雷亚尔与美元汇率的几何平均值计算，每一年度会进行调整。

综上，三种市场各有其定位和功能：管制交易市场主要用于满足普通居民和中小企业的用电需求，以签订中长期合同为主，价格和期限均受政府严格管制；自由交易市场主要用于满足大工业用户的用电需求，对电压等级的要求也较高，合同由用户与发电商协商签订，价格具有自由空间；短期交易市场（现货市场）主要用于满足电力系统平衡的需求，价格通常由国家电力调度中心确定。

2.配套机制

巴西政府以可靠性供电、合理化电价为目标建设和完善电力交易机制。为确保市场高效运转，保障市场参与者履行合同约定的积极性，维持电力系统平衡稳定，还设计了相应的配套机制。

（1）“保证输出功率”机制。为实现集中性调度与竞争性售电相互平衡的目标，国家电力调度中心会明确每个发电商的“保证输出功率”，即售电合同约定的输出功率上限值。当发电商输出功率不高于“保证输出功率”时，政府不会对其进行干预，发电商可自由交易，根据合同约定满足用户的用电需求。

（2）“储能支撑”机制。巴西联邦政府规定，持有特许经营权、许可证或其他获得授权的企业要参与市场，必须具有相应的储能能力，以更好地满足用户需求，确保电力合同顺利执行。若参与市场的企业储能能力不符合要求，将受到处罚。

（3）“电量再分配”机制。巴西电力以水电为主，但水力除发电之外，还承担着灌溉、防洪等功能。为实现水力资源的最优调配，巴西所有由国家电力调度中心统一规划的大中型水电站必须实行电量再分配机制，其他小型水电站可自由选择是否加入。在该机制下，水电站根据发电量与“保证输出功率”的差额，以一定比例对输出功率进行调整；国家电力调度中心可将水电站出力高于“保证输出功率”时的发电量“转移”给发电量较少的其他水电站，以减小因水文变化导致发电站出力和收益不稳定的风险。因此，各水电站无法直接决定实际发电量，电力企业收入取决于其水电站“保证输出功率”和电力系统整体发电量。

（4）“盈亏补偿”机制。在管制交易市场中，配电商对所辖特许经营区域内的用电负荷进行五年期的预测，预测的误差可能导致合同约定电力与实际负荷之间存在差异，从而导致采购电量出现过量或不足。只要电量不超出实际负荷的105%，可将采购成本全部转移到终端用户的电价中；若超出该比例，则多余电量可在短期交易市场中出售。

（四）特点（启示）

根据上文阐述，巴西电力市场化改革进行至今，大致具有以下特点（也可以说是启示）：

1.通过建立分类互补的电力市场，满足不同用户用电及电源发展的需要。巴西在严格监管输电成本的前提下，分别建立管制交易市场、自由交易市场、短期交易市场，分别满足不同类型用户的用电需求。前两者以中长期合同为主，发电商能够获得稳定的现金流，能够根据实际需求投资建设发电站，能够按照合同约定落实发电计划。

2.通过实行中长期合同机制，满足中小企业和普通用户的用电需求。电力产业是自然垄断性产业，也是事关国计民生的基础性产业，需保持长期稳定。巴西电力改革通过签订并执行中长期合同（一般为20～30年），确保中小企业和普通居民获得长期、公允、稳定的电力价格，实现电力持续、稳定的普遍服务。

3.通过约定输出功率、发展储能、加强电量再分配、盈亏补偿等机制，处理好电力市场化与电力系统平衡的关系。巴西电源结构以水电为主，丰盈枯缺特征明显，在电力市场交易中通过合同约定来保证发电的稳定输出功率，通过明确储能能力要求加强对市场参与者规范履行合同的约束，通过对发电功率的选择性调节来平抑水文变化的影响、有效解决合同约定与实际情况之间的差异对电力系统平衡造成的压力，通过盈亏补偿、成本向终端用户转移等机制保障收益、提升参与方交易的积极性。