近年来，随着以风电、光伏为代表的间歇性可再生能源在巴西电力装机中的渗透率不断提高，电网容量不足、运维挑战以及电力过剩问题随着日益严重，这也导致风电和光伏发电的弃电率持续上升。

本周，根据英国咨询机构Aurora（极光能源研究，Aurora Energy Research）的研究表明：限电只是挑战的一部分，如果考虑到加上其他市场风险，除非重新考虑PPA定价机制，否则巴西境内可再生能源项目投资商损失可能超过110雷亚尔/兆瓦时（约合152元人民币/兆瓦时）。

此外，至2030年之前，以巴伊亚州（Bahia，见下图）为代表的巴西东北部多个州风、光项目热点地区内的个别项目“限电”比率更是将持续超过30%，且每月变化幅度较大。

2025年3月，巴西境内限电项目排名表, Energimp旗下的Papagaios风电项目(塞阿拉州,升压站 SE Acaraú II)名列当月全巴西限电榜第一名(见下图)，限电比例高达78.6%。

下图说明：2025年3月，巴西境内风电、光伏 “限电比例”排名表

下图说明：Papagaios风电项目所在地&项目简介

此外，中广核巴西旗下的风电项目Tanque Novo（巴伊亚州, 升压站SE Igaporã III,项目介绍：https://cgnbe.com.br/empreendimento/complexo-eolico-tanque-novo/）及 Bom Jesus光伏项目（巴伊亚州, 升压站SE Igaporã III）分列“限电排行榜”第6名（电比例32.94%）及第13名（限电比例28.03%）。

对于电力市场参与者而言，弃电直接将导致发电成本上升。当电站项目被迫减少发电量时，预期（通常已提前签订长期合同）的电量就无法交付。

巴西电力市场的设计结构加剧了上述消极影响：与其他众多国家通行的“限电情况下以0计算电价”的通用作法不同，巴西境内的电站项目必须依照PLD（兆瓦时电力现货价格）在短期市场（mercado de curto prazo）中给与平仓，而用于每个PLD（兆瓦时电力现货价格）平仓所需差价目前接近60雷亚尔/兆瓦时（约合80元人民币/兆瓦时）。

下图说明：2025年07月巴西各地区PLD阅读平均价格

除了大面积弃风、弃光之外，巴西境内可再生能源还面临电力结构变化带来的其他结构性风险，包括：日内波动（volatilidade intradiária）以及次级市场（例：巴西东北部地区和东南部地区）之间的电价差异日益扩大。

上述风险累加到一起，可能导致购电协议（PPA）成本增加超过110雷亚尔/兆瓦时（约合147元人民币/兆瓦时）。如果缺少适当的定价机制，这可能会导致电力投资商收入下降，使偿债保障比率（DSCR，o índice de cobertura da dívida）降至0.5以下，并损害项目的财务稳健性。

注：偿债保障比率（Debt Service Coverage Ratios，DSCR） 偿债保障比率是负债总额与经营性现金流量之间的比率。一般认为，该比率越低，企业偿还债务的能力越强。

Aurora Energy Research项目经理Matheus Dias表示:

“在巴西，可再生能源项目成本的社会化分摊是监管争论的焦点，但是，有研究结果表明，该政策带来的积极效果非常有限：以巴西风电、光伏重点地区巴伊亚州为例，在大规模集中式可再生能源项目中，通过上述‘可再生能源成本分摊’方式为境内的光伏业主带来的成本降低效果几乎为零，即使把众多分散式光伏项目也纳入降成本范围，实际的成本下降部分也仅为实际上升成本的24%。由于电网容量不足，大部分“限电”导致的成本上升问题持续存在，这更加凸显了有针对性的电网扩容需求的紧迫性。”

尽管巴西面临着尤为严重的弃风弃光问题并保守投资商诟病，但是，弃风弃光并非巴西独有。在全球40个市场中，近三分之二（65%）的市场不提供针对开发商遭遇弃风、弃光所蒙受损失经济性补偿，导致电力投资商被迫承担所有风险。

下图说明：日本2025年1-6月可再生能源弃风量创上半年新高，四个领域创下第一季度新高

此外，北美和拉丁美洲的市场普遍缺乏成本补偿机制，或者像智利一样，将明确的区域节点价格信号与在可再生能源发电厂之间分摊成本的社会化方案相结合。

极光能源研究公司巴西总经理罗德里戈·博尔赫斯(Rodrigo Borges) 表示：“随着全球可再生能源渗透率越来越高的趋势，巴西需要在电力购买协议(PPA) 定价中更准确地反映与波动相关的结构性风险，例如限电、地区市场之间的价差以及日内价差。”

目前，弃风限电是主要风险因素，但是分析表明，未来15年，电力调节风险将变得更加显著，甚至超过弃风限电本身的影响。相关因素可能会导致项目投资商的售电收入每兆瓦时最高损失114雷亚尔（约合人民币152元），并将电力项目的偿债保障比率（Índices de cobertura do serviço da dívida, DSCR）从1.4降至0.4（具体数值取决于定价方式）。这一新现实要求巴西政府应对现有项目制定策略，并在供需之间实现新的平衡，以支持未来项目。

PPA 需要充分定价，纳入多种风险的考量，在当前可再生能源渗透率高、波动性大的背景下，“限电”是最大的风险因素之一。

成本社会化（socialização de custo）是巴西国内争议最多的方案，但其效果有限：在集中式可再生能源之间推行“弃电成本的社会化分摊”政策对巴伊亚州的光伏发电几乎没有影响，而将该计划扩展至分布式发电（DG，“Geração Distribuída”）也只能降低不到25%的成本。评估称，最终只有明确的位置信号和有针对性的输电扩展才能从根本上解决问题。