南部非洲电力联盟及其跨国电力交易现状和前景研究

(1.国家电网公司 驻非洲办事处，南非约翰内斯堡 2000；2.国家电网公司 国际合作部，北京 100016)

非洲有5个区域电力系统，分别为东部非洲电力联盟(EAPP)、南部非洲电力联盟(SAPP)、西部非洲电力联盟(WAPP)、中部非洲电力联盟(CAPP)和北部非洲马格里布电力联盟(COMELEC)[1]。各电力联盟主要职责是负责区域内电力系统规划、可行性研究、跨国交易、环境保护和重大项目协调。

1 SAPP基本情况

1.1 成立背景

电力工业作为基础性产业之一，是跨国合作的重要内容。伴随着政治和经济发展，南部非洲各国政府、电力企业和金融机构在电力政策制定、规划发展和运行管理等方面的合作不断加强，建立常态化的电力合作机制需求迫切。1995年8月28日，在南部非洲发展共同体(Southern African Development Community, SADC)的大力支持下，除马达加斯加、毛里求斯和塞舌尔3个离岸国家之外，安哥拉、博茨瓦纳、刚果(金)、莱索托、马拉维、莫桑比克、南非、纳米比亚、斯威士兰、坦桑尼亚、赞比亚和津巴布韦等12个国家签署政府间合作谅解备忘录，宣布成立 SAPP[2]。联盟总部位于津巴布韦首都哈拉雷，各成员国如图1所示。SAPP致力于在SADC的框架下，加强成员之间合作，推动电力工业发展，建立共同电力市场，使区域的所有用户受益[3-4]。

图1 SAPP成员国

除政治因素外，联盟各国电力供需特点和电网发展规律也是推动SAPP成立的重要因素。各国电力供需不均衡，邻近国家存在余缺互补需求。通过水电-火电联合调度，既可以平抑峰谷变化对电力平衡的冲击，又能优化电源结构，实现管理、技术和资源共享。联盟的建立也有利于大型电源项目开发建设，进而推动区域电力基础设施发展。

1.2 管理体系

1.2.1 基础性法律文件

SAPP的建立与发展主要基于5个基础性文件，即政府间合作谅解备忘录(Inter-Governmental MOU)、公用事业企业之间的合作谅解备忘录(Inter-Utility MOU)、运行成员协议(Agreement Between Operating Members)、运行导则(Operating Guideline)和市场导则(Market Guideline)，涵盖政府、企业和行业3个层次。

1.2.2 管理组织结构

SAPP管理组织结构如图2所示。

图2 SAPP管理组织结构

(1)执行委员会。类似于董事会，一般由各成员国公用事业公司首席执行官(CEO)组成，执行委员会主席由各成员国轮流担任，任期1～3 a。执行委员会主要负责制定和修改联盟规则、接纳新成员和重要事项审批。

(2)计划分委会。负责制定联盟电力系统规划标准，发电和用电平衡预测，编制跨国电力系统规划并跟踪落实，制定跨国交易转运费用和网损补偿标准，协调成员国开展需求侧管理。

(3)运行分委会。负责编制联盟运行导则，管理和协调日常调度。

(4)协调中心分委会。负责监视和评估联盟及各分委员会运作情况，负责联盟人事管理、对外协调和统计分析等。

(5)环境分委会。负责制定联盟电力行业环境保护工作指导方针，在空气质量、水质控制、土地使用、气候变化和可持续发展等方面，为管理委员会提供建议。

(6)市场分委会。负责联盟市场模式和规则的设计，组织落实相关电力交易和日前市场的集中结算工作，协调解决市场运营中出现的问题。

1.3 成员单位

目前，联盟成员单位共计16家，分别由3类机构组成，详见表1。

表1 SAPP成员

(1)国有公用事业单位。国有电力公司(Utility)，该类单位共有12家，又分为运行成员(Operating Member, OP)和非运行成员(Non-Operating Member, NP)。由于安哥拉、马拉维和坦桑尼亚尚未与联盟联网，电力传输和调度运行相对独立，因此除3国电力公司属于非运行成员外，其余9个国家电力公司均为运行成员[5]。

(2)独立发电商。IPP(Independent Power Producer)，该类成员是可以直接进行跨国电力交易的独立发电公司。目前仅有莫桑比克卡奥拉·巴萨水电公司(Cahora Bassa Hidroelectric, HCB)和赞比亚伦塞姆富瓦河水电公司(Lunsemfwa Hydro Power Company, LHPC)两家。

(3)独立输电公司，ITC(Independent Transmission Company)，该类成员仅有莫桑比克输电公司(MoTraCo)和赞比亚铜带能源公司(Copperbelt Energy Company, CEC)两家。

MoTraCo是由南非电力公司(Eskom)、莫桑比克电力公司(EDM)和斯威士兰电力局(SEB)于1998年合资成立，3家各持1/3股份，公司主要负责将南非电力公司的电力输送至马普托和斯威士兰。MoTraCo拥有并管理着3国境内总长565 km的400 kV和132 kV电网资产。在莫桑比克境内以特许经营权形式运营着2条400 kV输电线路和2座变电站。目前，MoTraCo分别向莫扎(Mozal)铝厂、马普托地区和斯威士兰供电950，300 MW和100 MW，每年传输电量约为100亿kW·h。

CEC是赞比亚境内的一家私营电力公司，经营发电、输电、配电和光纤通讯业务[6]。CEC从赞比亚电力公司(ZESCO)购买电力后，再按照购电协议向赞比亚北部地区的矿业公司和部分区域配电公司售电。此外，CEC也向刚果(金)南部矿业公司进行跨境售电。

表2 SAPP成员国装机容量和用电负荷 MW

注：上述数据据源自SAPP官网(http:∥www.sapp.co.zw/demand-and-supply)的统计数据；电力供需差额统计含备用装机；电力供需差额为正值表示盈余，负值表示短缺。

2 SAPP电力发展现状

2.1 发 电

南部非洲各国电力发展落后，无电人口高达2亿。SADC成员国平均用电率仅为36%，且不均衡。马拉维和刚果(金)用电率仅有10%左右，南非达到83%。截至2016年，各国电力普及率如图3所示。

图3 南部非洲国家用电普及率统计

目前，SAPP总装机容量为67 190 MW，除孤网运行的安哥拉、坦桑尼亚和马拉维3国外，联网容量为62 340 MW。截至2016年，联盟各成员国装机容量和用电负荷如表2所示。南非装机容量50 774 MW，占南部非洲总装机容量的76%，对南部非洲电力平衡和安全运行影响重大。

虽然SAPP把火电和水电协调发展作为长期发展方针的重要组成部分[7]，但火电仍然是南部非洲国家最主要的发电方式，比例高达61.4%，水电只占21%，其他发电方式占比分别为光伏发电4.9%、蒸馏发电4.4%、风电3.9%、核电2.9%和燃气轮机发电(OCGT)2.2%等。目前，南非运营着非洲唯一的核电站——科贝赫(Koeberg)核电站，总装机1 800 MW[8]。根据预测，在未来几年内，火电仍然是SAPP最重要的发电方式，水电、可再生能源、抽水蓄能发电将快速发展。同时，垃圾焚烧发电、聚光发电和生物质发电等技术也将得到推广和应用。

2.2 输 电

2.2.1 跨国输电现状

如图4所示，除安哥拉、坦桑尼亚和马拉维外，SAPP目前已建有多条跨国联网线路，包括南非-莫桑比克±533 kV直流输电线路、南非-纳米比亚400 kV交流输电线路、刚果(金)-赞比亚220 kV交流输电线路等。跨国输电线路使SAPP成员国间联络增强，电力交换得以实现。

图4 SAPP电力互联现状

2.2.2 输电规划

为进一步推动区域电网互联，加快电力基础设施发展，满足电力需求，SAPP目前已规划了多条跨国联网线路，且均为中高压联网工程。项目信息如表3所示。总体而言，受到建设资金、政治形势、技术水平和经济性等因素影响，这些项目的实施进度大多落后于规划。

表3 SAPP拟建跨国联网项目

注：项目进展情况统计截止日期为2018年2月。

2.2.3 输电容量管理

根据联盟市场导则，输电资产所有者应保证资产的可用率，并在技术可行的前提下，无歧视对外开放。在日常交易中，SAPP会协同成员国调度机构，利用潮流仿真计算软件，对输电容量进行预测和分析，发布可用输电容量等信息，并在此基础上，组织开展日前交易。

2.2.4 输电定价

目前，专用输电项目的输电价格由独立输电公司(ITC)与相关购售电方直接协商确定并结算，联盟不参与。除此之外，SAPP统一制定跨国交易输电定价模式，但不涉及国内交易部分。自成立以来，SAPP输电定价规则主要经历了两个阶段。

(1)第一个阶段是在SAPP设立初期，输电定价采用了比较简单的“邮票法”(Postage Stamp Methodology)，即转运费用(Wheeling Costs)等于输电电量与转运电价的乘积。

Fw=WPw

式中，Fw表示转运费用；W表示输电电量；Pw表示转运电价。

若电力传输途经第三国，还需根据双边交易电量向第三国支付过网费。如图5所示，A国向B国输电，途径C国，过网费等于AB两国电力交易总额的 7.5%。若途经两个及以上国家，则为15%。

图5 SAPP跨国输电转运费用示意

(2)第二个阶段是从2003年开始至今，采用了“兆瓦-公里”法(MW-km Methodology)。根据市场导则，输电定价仅针对跨国交易造成的运维成本和输电损耗，并非针对输电线路的全部资本投入，后者需要从国内输配电业务中收取回报。输电转运费用由购电方承担。SAPP协调中心集中收取费用后，再根据各成员单位承担的转运电量进行分配。

3 SAPP跨国电力交易

3.1 电力交易的发展

3.1.1 交易平台的建立

2001年，联盟开始建立短期电力交易市场(Short-Term Energy Market, STEM)，所有市场主体均可以向SAPP协调中心提交买卖报价，协调中心匹配并发布交易结果，价格以匹配后的卖方报价为准，形成STEM固定合同。电费结算采取“日清月结”的方式，结算电量以合同为准，偏差部分通过平衡市场进行交易和结算。

2007年6月，由于联盟各国普遍面临电力供需紧张，另外受输电系统约束，除已签约的双边合同外，跨国短期电力交易锐减，STEM也逐渐被废止。在STEM实施的6 a间，SAPP年交易电量约占当时跨境交易的5%～10%。

2009年12月，SAPP正式建立日前交易市场(Day-Ahead Market, DAM)，并同步建立了不平衡电量的结算体系。

2016年3月，日内市场(Intra-day Market, IDM)上线。同年4月，月度远期实物市场(Forward Physical Monthly Market, FPM-M)和远期实物市场(Forward Physical Weekly Market, FPM-W)上线。至此，SAPP市场交易平台初步具备对能量失衡(Energy Imbalance)、双边转运(Bilateral Wheeling)和线损(Losses)的计算功能。

3.1.2 交易方式

目前，SAPP主要负责跨国电力交易的组织协调，各国境内的调度和交易通常由其国有电力公司负责。联盟电力交易由远期交易和实时交易构成。远期交易是一种传统的交易手段，便于锁定风险和收益，优化电力生产、输送和需求。实时交易主要用于满足联盟成员及时电力供需平衡，其交易价格也是电力金融交易和远期交易价格的主要参考。

(1)远期交易。目前，联盟远期交易主要形式是双边交易(Bilateral Trading, BT)，它是指联盟成员之间双边直接协商并签订书面协议，时间跨度至少在1个月以上的电量购销关系，适用于长期稳定的电力供应。双边交易的电量购销协议(PPA)由购销双方直接协商和结算。若交易涉及提供转运服务的第三方(国)，购销双方还需要与第三方(国)签订电量转运协议(Wheeling Agreement)。在协议签订后1个月内，购销双方需要在联盟注册登记，内容包括交易主体、电量和期限，但不必涉及财务信息。

SAPP目前还有一种远期交易方式，即柜台交易(Over The Counter Trading, OTC)，它是由联盟成员通过直接协商，时间跨度在1个月之内的交易。该交易形式简单，不需要规范的书面协议，只要通过传真、邮件等形式确认即可。柜台交易主要用于满足短期余缺调剂，特别是系统事故和计划检修的时段。目前该方式实际交易数量极低。

在SAPP建立初期，跨国交易的主要方式是带有政府色彩的中长期固定双边交易，合同期限一般是1～5 a，甚至更长[9]。这些合同一般能够满足电力需求，但缺乏对供需形势和价格的适应性调整。2008年之后，由于南部非洲各国电力需求激增，跨国交易量明显下降。

(2)实时交易。实时交易包括日前交易(DAM)和日内交易(IDM)。DAM主要用于满足次日因预测偏差、临时故障等原因造成的短期供需偏差。DAM是最主要的交易方式，它的组织实施由联盟市场分委会负责，运行分委会和规划分委会配合。DAM参与单位分别向联盟报送次日买/卖数量和价格，联盟汇总并进行安全校核后，列入交易计划。交易完成后，联盟负责统一结算。

IDM的所有市场主体既可以买电，也可以卖电。交易主体向联盟申报实际交割前的各时段买电(卖电)量和价格，遵循先到先得、价格优先的原则进行滚动，持续出清。IDM主要用于帮助市场主体进一步降低因预测偏差引起的不平衡电量结算风险。

3.2 电力交易的现状

自成立以来，SAPP成员间电力交易得到了快速发展，交易规模显著提高。近年来，实时市场交易量由2013～2014年度的84 159 MWh增加到2016～2017年度的1 023 056 MWh，如图6所示。此外，管理制度也逐步健全，有力地促进了各成员国电力工业的发展。

图6 SAPP近4 a实时市场交易量统计

总体而言，受电力系统、社会环境和政治因素影响，SAPP电力交易总体规模还处于低位，交易机制有待进一步丰富和完善。主要表现在以下3个方面。

(1)实时交易总量仍然偏少。如表4所示，2017年度，SAPP电力交易总量为 9 014 672.51 MWh，而实时电力交易量仅为1 023 056 MWh，不足11.3%，其余都是通过双边交易实现。且仅有7%的买方需求和10%的买方需求是通过实时电力交易市场实现。在实时交易中，FPM-M、FPM-W、DAM和IDM四种方式分别占比11%、8%、74%和7%。

表4 SAPP电力交易市场统计 MWh

注：以上数据源自SAPP 2017年年报P24-33，http://www.sapp.co.zw/sites/default/files/SAPP.pdf.

(2)实时交易匹配率低。SAPP电力交易平台显示，通常情况下，虽然买电和卖电实时需求都比较大，但受各种因素影响，买卖双方匹配成功率不高。表5为SAPP 2017年度(2016年4月至2017年3月)实时电力交易匹配率(Matched Rate)统计。

表5 SAPP实时电力交易匹配率统计 MWh

注：以上数据源自SAPP 2017年年报P26。

如表5所示，买卖双方在实时电力市场最终匹配成功率仅为27%和19%。另外，受输电约束影响，在2017年度，虽然实时交易市场匹配总量为2 779 772.7 MWh，但成交量仅为1 023 056 MWh，成交率不足63%。

(3)竞争不充分。2017年度，在实时交易市场上完成的电力交易仅占总交易量的11.3%，双边交易仍然占据主导地位，导致竞争机制未能充分发挥作用。

4 问题和建议

SAPP成立23 a来，内部联系不断加强，跨国互联发展迅速，有力地推动了南部非洲电力行业的发展。但SAPP也面临诸多挑战，主要包括以下4个方面：

(1)电力基础设施发展滞后，难以满足快速增长的用电需求，整体供需形势仍然紧张，一些既定的长期交易合同难以得到实施。

(2)DAM、IDM等实时电力交易参与主体偏少，市场竞争不充分，输电阻塞严重，交易成功率低，集中竞价交易的价格发现作用还未有效发挥。

(3)输电定价机制不合理，现有输电价格水平仅能覆盖额外增加的运行成本和网络损耗，电网投资成本主要通过国内业务来补偿，这让电力交易无法有效激励跨国电网发展。在未来，SAPP迫切需要建立成本导向的输电定价机制。

(4)南部非洲各国政策与法律环境差异较大，项目审批时间长，迫切需要进一步完善重大项目的政府间合作机制。

针对以上问题，提出如下建议：

(1)逐步加大电力基础设施建设力度，尤其是跨国输电线路建设，发挥SADC协调作用，统筹安排，效率优先。

(2)增加市场交易主体，充分发挥市场竞争优势，释放市场活跃度。通过管理和技术手段，减少输电阻塞造成的影响，提高交易成功率。

(3)逐步改变原有的输电价格计算方式，建立以成本为导向的新的定价模式。各国和区域之间形成联动，通过相关政策鼓励跨国电网建设。

(4)加大对重大电力建设项目的组织协调，建立政府间的协调机构，提高审批和决策效率。