电能拍卖新模式下的合同期限变化

2001～2002年巴西出现了电力危机，加之MAE的运行效果不甚理想，巴西又推出了电力市场新模式，于2004年7月开始运行，其特点是发电、配电企业制订发电、购电计划，通过长期合同平衡电力供需。

新模式的关键是创立电力库，通过长期合同平衡电力供需。电力库将取代20世纪90年代继承下来的“初始合同”。新的框架是单一买家模型，即一个实体——一般是政府从发电公司处买电然后卖给供电公司。然而，虽然建立了共同的买电体制，风险由所有参与者分担而不是政府独自承担，政府看起来更像是拍卖者而不是购买者。通过电力库中的长期合同，价格不确定性限制在自由、短期市场交易的电量和发电公司与大用户订立的双边合同电量中。实际上电力库的目的在于抓住诸如家庭用户、商业用户等消费者，大用户可以直接从发电公司处购电，也可以直接投资发电，出售过剩电量。大用户在电力供需平衡中起到了关键作用。当他们认识到过度投资的风险后，他们很可能从电力库买电，电力短缺的迹象会促使他们订立新的投资合同。同样，涉及大用户的中期合同将补充从短期市场获得的信息，短期市场信息主要反应水库流量的频繁变化，不能反映关于电力供需速度的预期。

新模式的另一个重要方面，特别是在暂时的电力供应过量的时候，“旧”电厂（建于2000年之前）和“新”电厂的分裂。这保证了短期合同的定价考虑因素不会危害未来投资的利益回报。这种分裂，也许会阻止“旧”电厂从水电中获得租金。由各种方式发出来的电将进入电力库再卖给供电公司，价格由不同发电公司的发电平均费用决定。新模式没有改变输电框架。

3.6.1 电力市场新电力模式的特点

电力供需通过电力库（Ambiente de Contratação Regulado，简称ACR）进行平衡。电力库中的电力交易价格是所有长期合同交易价格的平均值，对于所有供电公司都一样。所有现有电力合同保持不变，每个供电公司将有不同的合同组合。为了使电力库能发挥更大的作用，自产自销（供电公司从自己的子公司买电）的方式被禁止。所以垂直型的公司将会分类定价。

与长期电力库合同的调整相平行，还会有一个“自由的”电力市场（Ambiente de Contratação Livre，简称ACL）。尽管在将来，大用户（大于10MW）被要求在从电力库转向自由市场时需提前三年通知供电公司，相反方向的转移要提前五年通知。转型时期要使这些情况的灵活性更强一些。这些措施会降低市场的反复性，使供电公司更好的估计市场规模。如果实际负荷需求比预测的多，供电公司可以从自由市场中买电。反之，他们可把多余电力卖到自由市场。如果预测值和真实值之间相差小于5%，供电公司可以把过剩电量卖回到电力库中。如果大于5%这个限制，供电公司将承担过剩电量的损失。

政府在电力改革方面建立了一个更加中央集权化的组织，加强了MME的功能和电能的长期规划。EPE向MME提交它们期望的技术组合（例如水电厂、燃气电厂和其他能源的供电比例）以及一系列的战略计划和非战略计划。而后MME将这些计划提交给国家能源委员会（CNPE）。一旦CNPE通过，战略计划将优先通过电力库拍卖，如果某个公司给出相同容量但价格更低的提议，就可以取代EPE建议的非战略计划。成立的另一个新组织是CMSE，它的任务是监控电力市场供需趋势。如果发现任何问题，CMSE将提出校正措施以避免电力短缺，例如新计划的特殊价格条件和备用发电容量。MME掌管这个委员会。新的电力模式不鼓励进一步的私有化。

单一买方这种模式也有它的不足。首先，政府对于设定新发电容量优先权和期望的电量组合有最终的责任，但是政府所做出的决定不一定是最有效率的。许多采用单一买方模式的国家（如匈牙利、巴基斯坦、泰国、印度）的电力容量都偏高。第二，由于价格没有反映短期负荷变化，这个模式不适于处理负荷不足。结果是尽管CMSE会减轻一些风险，供电公司会因为提前给出价格和需求量而遭受损失。第三，由于电力库设定的价格是长期合同价格的均值，同时这个价格又适用于所有参与者。如果一个市场参与者出现财政困难（反映为高的生产成本），那么其他所有的供电公司都会受到影响。

尽管新模式降低了市场风险，鼓励私人投资的能力将取决于新的调整框架如何执行，有以下几个方面值得注意：首先，可以通过提高MME的技术能力来避免政府在长期规划中的过重作用，以使这些新的组织机构免受政治干预。第二，法令需要建立一些规则，鼓励从MAE模式向新模式转变，使现有投资能够得到充分的回报。第三，由于市场规模小，短期电力市场价格波动性将会增加，从而带来高的投资风险，尽管大用户对其有一定削弱作用。水电在巴西电力中占重大比重，降雨量的不确定性也会导致短期电力市场的不稳定性。第四，尽管新模式要求发电和配电全部分离，仍然有必要去定义垂直型公司的分类计价的监管。供电公司现在允许从它们自己的子公司购买30%的电力。最后，政府在天然气需求方面仍需要做大量文章。

3.6.2 拍卖总则

新电力市场模式的法令主要针对今后的拍卖，这些拍卖在巴西电力市场中交易电能。将会有两种拍卖形式：①旧式电力拍卖——将交易现有装机容量；②新式电力拍卖——将交易即将建成的装机容量。

新旧拍卖过程中的很多方面是一样的，简要阐述如下。

3.6.2.1 供电公司的5年需求规划将是电能交易的基础

新电力市场模式的基础是电力库，电力库可以使市场参与者交易电能。电力库依据市场参与者（供电公司、发电公司和自由消费者）制定未来时期的电能供需规划来交易电能。政府根据规划，并通过能源矿产部（MME）和能源规划局来决定巴西电力系统需要多少电能。

对于旧能源的第一次拍卖估计在2004年第4季度开始，供电商被要求在2004年9月30日之前提供他们的5年计划。

从2005年及其后开始，要求市场参与者（供电公司、发电公司和自由消费者）在每年8月1日前向MME提供他们的5年供需预测。MME利用这些预测来决策系统中所需扩展的新的容量。

法令同时要求供电公司在拍卖前60天提交他们的未来5年需求规划。

3.6.2.2 第一次旧式电能拍卖的合同期限——5年/8年

法令规定，旧电能合同期限为5～15年，新电能合同期限为15～30年。这样做的目的是为了使电力合同有不同的期限，以至于合同不会在同一天到期。这样可以降低在合同到期时，重新订立合同所面临的风险。如果在某一年份，市场情况异常紧张（电力供给不足）或者宽松，这将会对拍卖的合同电价有重大影响。将合同到期分散到不同年份，使系统的平均电价保持各年份相差不大。

ANEEL将依据由MME制定的有关拍卖中的大纲文件来决定合同的期限。

对于在2004年第4季度“旧”电能拍卖，合同期限有两种：5年和8年，具体哪一种由合同生效时间决定。

3.6.2.3 最低电价中标

法令中规定，在拍卖过程中按申报价格从低到高的顺序决定中标的发电公司。有两种定价法：①统一清除价方法；②按报价结算法。

统一清除价方法会使电价有所上升。因为对有些发电公司来讲电能以最低价交易是不可接受的。更为合理的是以提供系统需要的电能而确定的最低电价来作为拍卖中的统一电价。

按报价结算就会出现不同的电价。每个发电公司都会以赚取可接受的利润为目标来报价。这个定价法将会比统一清除价方法更合适。

3.6.2.4 ANEEL将会制定价格重新调整系数（尚未制定）

合同电价确定后还需要根据经济环境（通货膨胀等）再次作出调整。该法令规定任何电价重调的标准由ANEEL依据MME方针以及同财政部磋商后决定。(www.xing528.com)

3.6.2.5 允许的超额交易

供电公司可以交易比它们所估计的负荷需求多3%的电量，同时要对这部分电上税。这从根本上给予供电公司更多的灵活性，同时也可在拍卖中提供额外的适当负荷需求。

（1）一些相关规定。

1）MME设定“旧”电量价格上限。法令非常鼓励供电公司在2005～2008年间在现有电量中订立合同。另外，法令也声称MME将会对现有电量价格设定上限，尽管没有指示近期怎样设定这个上限。然而，从2009年开始，对现有电量的最高定价不会比“新”电量的边际成本高。

设定价格上限并不奇怪，但是对于怎样设定价格上限并没给出指示。价格限制的存在会带来持续风险。它支持了这样一个观点，即政府通过对现有容量制定价格上限来控制电力市场的平均价格。因为考虑到新建电力的电价应该足够吸引更多新投资，而限制电价的方法则主要是控制现有电能的电价。

然而，MME最近批评国有发电公司在最近的拍卖中定价过高，以至私人发电公司获得了更多的电量合同（由于它们价格诱人）。无论这个批评的真正目的在何处，其中的一部分信息表明政府将使所有发电公司受到比市场参与者所预想更大的限制。

2）过渡时期——第一次“旧”电量拍卖。第一次“旧”电量拍卖于2004年第4季度开始。这基本包括初始合同中的所有电量，即在1997年、1998年最后执行旧的电力模式时，给发电公司和供电公司的电量（从未完整的执行过），包括：①2005年之前过期的初始合同电量的25%；②现有系统中未签订合同的过剩的7000MW。

鼓励供电公司在第一次现有电能交易中一次性地将他们未来5年的负荷买进。如果供电公司没有一次全部交易完，那么他们在未来电力短缺的时候就可能无法完成未来交易。

同时在第一次“旧”电量拍卖中，MME允许交易从2005年后开始。合同期限从生效时开始计算。这样做的目的是为了有尽量多的合同可用容量，减少市场中的非合同电量，因为在2005～2009年间，负荷水平会增加。在这些合同生效前，发电公司仍可在现货市场中交易多余的电能。

在现有电力拍卖中，供电公司有很大的动机去交易任何已经预测的负荷需求。这意味着如果电力需求比预测的低，供电公司和它们的股东将会承担那部分过剩电力所带来的损失。

法令声明，供电公司在2005～2008年间在现有电能拍卖中将可以交易额外的1%，电能同时可不付税。

对于在2005～2008年间现有电能市场中交易的总量超过负荷需求1%的交易，供电公司将可以只付2004年拍卖的平均“旧”有电量价格的70%的税。结果就是除非在将来的拍卖市场中电能价格比2004年的拍卖价要低，否则就会给供电公司带来很大的负担。

这就给供电公司很大的动机，在2004年的拍卖中购买足够多的电能以至于避免在2005～2008年间遭受损失的风险。尤其是因为供电公司在负荷预测有变更的情况下，可以灵活地每年减少合同电能的4%。

3）调整交易量可以减少供电公司过量购电的风险。由于经济增长的不确定以及消费者想要成为自由消费者（直接从发电公司或自由电能市场的商人手中买电），供电公司未来的负荷预测不可避免地会经常改变。

法令为供电公司提供了降低合同电量以避免过量购电的灵活性，有以下两种方式：

a.失去自由消费者：如果大用户（大于3MW）选择成为自由消费者，允许供电公司减少相应的供应合同。

b.负荷不足，小于4%：当没有充足的负荷需求时，每年允许供电公司减少“旧”合同电量的4%。

通过这些激励，政府试图在发电公司和供电公司之间提供风险平衡，同时保持系统完整性。

4）新发电容量——“新”电量。“新”电量拍卖的许多问题在MME 2003年12月出版的技术解释中间接提到。第一次“新”电量拍卖在2005年第1季度开始。

主要的争论仍是谁可以参与“新”电量拍卖。法令指出，除了尚未在建设中的新电厂，现有电厂直到2007年都可以参加“新”电量拍卖。大体上，这会影响热电厂，这些热电厂建设时没有详细的合约。同时满足下列条件的电厂除外：

a.在2004年3月16日前已经获得授权或特许权。

b.从2000年1月1日后开始商业化运行。

c.直到2004年3月16日仍没有供应合同（PPAs）的电厂。

对于最后一个条件仍有一些争议，因为对于什么样的合同才符合条件有不同解释（比如短期的一个月合同是否就将电厂排除在“新”电量拍卖之外呢？）这尤其对那些未订长期合同，但又在2003年签订了短期合同的燃气-热电厂是一个很关键的问题。

那些在2004年3月16日前没有电力供应合同的电厂，如果它们向Petrobras公司证明它们有能力改善自身电厂经济状况，就可以参与2005年的“新”电量拍卖。