巴西，作为拉丁美洲最大的经济体和全球重要的能源市场，正处在一场深刻而迅速的能源转型之中。本文旨在全面、系统地分析巴西电力市场的现状、核心机制、发展趋势与未来挑战，为相关决策者、研究者和投资者提供一份具有深度和广度的参考资料。

2024年，巴西电力系统取得了举世瞩目的成就，其发电总量中可再生能源的比例高达88.2%，在全球G20主要经济体中遥遥领先。这一成就不仅巩固了巴西作为全球清洁能源先驱的地位，也为世界各国探索能源转型路径提供了宝贵的“巴西经验”。然而，高比例清洁能源的背后，巴西电力市场也面临着独特的挑战。其独特的双轨制市场、复杂的监管体系、以及“发输用”发展不平衡等问题，共同构成了当前巴西电力市场的复杂图景。特别是近年来，可再生能源的爆发式增长与相对滞后的电网基础设施之间的矛盾日益凸显，导致部分地区出现日益严重的“弃光”“弃风”现象，2025年上半年太阳能限电率已高达 21%。

面对机遇与挑战，巴西政府已经启动了一系列雄心勃勃的改革与投资计划，包括预计投资额超千亿美元的电网现代化工程、旨在全面开放电力市场的MP 1,300/2025临时措施、以及首次专门针对储能系统的全国性拍卖。这些举措预示着巴西电力市场将在未来十年进入一个结构性调整和技术升级的关键时期。

01

发电装机及电源结构

1 总体装机与发电量

截至2024年底，巴西电力总装机容量已超过 230GW，覆盖全国99.8% 的人口。全年电力供应总量达到762.9TWh，较2023年增长 5.5%，显示出稳健的电力需求增长。其中，国家互联系统（SIN）贡献了99%以上的电力供应。

图1：巴西各类型发电装机情况

2 清洁能源主导的电源结构

2024年，巴西可再生能源发电量占比达到 88.2%，在G20国家中处于绝对领先地位，远超约30%的G20平均水平。这一比例在SIN系统内更是高达 91.2%。

图2：主要经济体新能源发电占比

2.1 水电：基石地位与结构性调整

水电长期以来是巴西电力系统的绝对支柱。2024年，水电发电量为 421.8 TWh，占总发电量的56.1%。尽管其主导地位依然稳固，但相较于2023年的57.7%，占比下降了1.6个百分点。这一下降趋势是结构性的，反映了巴西政府在保持水电基础地位的同时，为风、光等新兴可再生能源腾出发展空间，并降低对单一气象条件（如降雨量）依赖的战略意图。

2.2 风电与太阳能：爆发式增长的双引擎

• 太阳能：2024年经历了爆发式增长，发电量从50.6 TWh飙升至 70.7 TWh，增长率高达39.6%。其在总发电量中的占比从6.9%跃升至 9.4%。这主要得益于分布式发电政策的巨大成功和光伏成本的持续下降。截至2024年底，包括集中式与分布式在内的太阳能总装机容量已达 50GW，成为巴西第二大电源。

• 风能：风力发电同样表现强劲，2024年发电量达到 107.7 TWh，同比增长12.4%，占比从13.0%提升至 14.3%。巴西东北部地区拥有得天独厚的风力资源，吸引了大量投资，使得风电产业链日趋成熟。

2.3 其他电源：生物质与天然气的角色

• 生物质能：作为农业大国，巴西的生物质发电（主要来自甘蔗渣）占比较为稳定，2024年占比为 7.7%，发电量为58.0 TWh。

• 天然气：在水电出力下降的背景下，天然气作为灵活的调峰电源，其作用日益凸显。2024年，天然气发电量增长了 23.9%，达到47.8 TWh，占比从5.2%增至 6.4%。

图3：巴西各类型发电量占比趋势

3 能源转型的驱动力

巴西电力结构的成功转型并非偶然，而是政策引导、技术进步和资源禀赋共同作用的结果。

• 政策层面：创新的能源拍卖机制有效降低了可再生能源项目成本，而完善的分布式发电激励政策则极大推动了太阳能的普及。

• 技术层面：过去十年，太阳能光伏成本下降超过80%，风机技术日益成熟，使得清洁能源在经济上具备了与传统能源竞争的实力。

• 资源层面：巴西拥有丰富的水、风、光和生物质资源，为清洁能源发展提供了得天独厚的自然条件。

总而言之，2024年的数据显示，巴西已经构建了一个极具韧性和可持续性的电力结构。水电的“压舱石”作用、风光能源的“增长极”角色以及天然气的“稳定器”功能，共同保障了巴西在经济发展的同时，稳步迈向更绿色的未来。

02

市场机制与参与者

巴西的电力市场是全球最复杂也最具特色的市场之一。它并非单一的自由市场或计划市场，而是采用了独特的“双轨制”结构，在保障民生的前提下，渐进式地推动市场化改革。这一体系由多个核心机构共同管理和监督，确保了电力系统的稳定运行和高效调度。

1 市场核心架构：国家互联系统（SIN）与孤立系统

巴西的电力网络分为两个差异巨大的部分：

• 国家互联系统 (SIN)：这是巴西电力市场的主体，覆盖了全国99% 以上的电力需求。SIN是一个巨大的、跨区域的电网，总长度超过14万公里，将南部、东南部、中西部、东北部和北部大部分地区连接成一个统一的电力调度网络。SIN内部实现了高达91.2%的可再生能源供电，是巴西清洁能源成就的核心载体。

• 孤立系统 (Isolated Systems)：这些系统主要分布在广袤的亚马逊地区，覆盖约250个城镇和 1% 的消费者。由于地理位置偏远，它们未能接入国家主电网，长期以来主要依靠昂贵且污染严重的柴油发电。目前，政府正通过专项招标等方式，推动这些地区向可再生能源转型，实现去碳化。

2 交易机制：双轨制市场（ACR & ACL）

巴西电力交易的核心是管制合同市场（ACR）和自由合同市场（ACL）并行的双轨制。所有交易都必须在电力商业化商会（CCEE）进行注册和结算。

2.1 管制合同市场 (Ambiente de Contratação Regulada - ACR)

ACR是为保障居民和中小型企业用电而设计的市场，占据了约 75% 的市场份额。其核心特点是：

• 参与者：主要是配电公司和发电企业。

• 交易方式：配电公司通过政府组织的公开拍卖来采购未来数年的电力。这些拍卖分为针对新建电源的“A-5”、“A-3”拍卖和针对已建电源的“A-1”拍卖。

• 价格与合同：通过拍卖形成长期（15-30年）购电合同，价格相对稳定，避免了现货市场的剧烈波动。

• 目标：以“需求引导供应”，确保电力供应的可靠性，并为大型电力项目提供稳定的投资回报预期。

2.2 自由合同市场 (Ambiente de Contratação Livre - ACL)

ACL是为大型工商业用户设计的市场化交易环境，约占 25% 的市场份额，并且正在快速扩张。其核心特点是：

• 参与者：大型消费者（最初需求门槛为500kW，2024年已放开至所有中高压用户）、发电企业和电力交易商。

• 交易方式：参与者之间可以自由协商电量、电价和合同条款，签订双边合同。

• 优势：价格通常比ACR低25%-30%，且用户可以根据自身需求选择不同的能源类型（如100%可再生能源），灵活性更高。

• 发展趋势：根据最新的MP 1,300/2025临时措施，巴西正加速开放ACL市场，预计到2026年向低压工商业用户开放，并计划在2028年实现对所有消费者的全面开放。2024年，ACL市场新增了近 26,000 个消费者，市场活力显著增强。

3 风险管理机制：MRE与保证容量

为应对以水电为主的电力结构所带来的水文风险，巴西设计了两个独特的风险分担机制：

• 保证容量 (Assured Capacity)：由能源研究公司（EPE）为每个水电站核定的一个在枯水期也能稳定输出的功率值。这是电站参与市场交易、签订合同的电量上限，确保了所有合同都有“实物担保”。

• 电量再分配机制 (MRE)：这是一个针对所有参与其中的水电站的风险共担“保险池”。该机制将所有水电站的实际发电量汇集起来，然后按照各自“保证容量”的比例进行重新分配。这意味着，某个电站因干旱发电不足时，可以从整个系统的总发电量中获得补偿；反之，发电超额时也需将部分电量贡献给系统。MRE极大地平滑了单一流域水文波动对发电企业收入的冲击。

4 主要参与者与监管机构

巴西电力市场由多个职能明确的机构共同管理，形成了一个相互协作与制衡的复杂网络。

机构名称	英文缩写	主要职能
矿业和能源部	MME	制定国家电力行业顶层政策和发展规划。
国家电力监管局	ANEEL	核心监管机构。负责制定电价、组织拍卖、颁发特许经营权、监督服务质量、解决争端等。
国家电力系统运营商	ONS	负责国家互联系统（SIN）的统一调度和运行控制，确保电网的实时平衡和安全稳定。
能源研究公司	EPE	隶属于MME的“智库”。负责进行长期的能源规划研究、负荷预测、制定拍卖指导价、核定“保证容量”等。
电力商业化商会	CCEE	电力交易的“结算中心”。负责管理所有电力合同的注册、结算和清算，并运营现货市场。

除了监管机构，市场上的主要商业实体包括：

• 发电公司：市场呈现多元化竞争，既有部分私有化的国有巨头Eletrobras（占约30%市场份额），也有如 ENGIE Brasil、Neoenergia 、三峡巴西公司等国内外私营企业。

• 输电公司：采用特许经营权模式，由ISA CTEEP、TAESA 等专业化公司运营，负责建设和维护高压输电线路。

• 配电公司：市场相对分散，由Enel、CPFL（中国国家电网控股）、Light 等多家公司分区运营，直接面向终端用户。

03

新能源政策体系

巴西在可再生能源领域的领导地位，根植于其过去二十年间建立的一套系统性、前瞻性且不断演进的政策框架。这个框架成功地吸引了投资，降低了成本，并培育了本土产业链，其核心可以归结为三大支柱：PROINFA计划、能源拍卖制度和分布式发电政策。

1 政策基石：替代能源激励计划（PROINFA）

PROINFA计划于2002年启动，是巴西新能源政策的奠基之作。它并非一个简单的补贴计划，而是一个综合性的产业发展计划，其核心目标是：计划为风能、小水电和生物质能各增加1100MW的装机容量，总计3.3GW。设定了高达60%的设备与服务本土化要求，旨在培育国内的可再生能源制造业。 为项目提供长达20年的购电协议，锁定了稳定的回报预期。

尽管PROINFA在初期执行中遇到了一些挑战，但它成功地为巴西可再生能源产业“播下了种子”，为后续的大规模发展奠定了基础，并确立了政府支持清洁能源的长期政策信号。

2 制度创新：能源拍卖机制

自2004年起，巴西创新性地引入了能源拍卖制度，这被国际能源署（IEA）誉为全球最成功的可再生能源政策工具之一。该机制的核心在于通过市场竞争来发现价格和分配资源。

• 运作方式：政府（通过ANEEL和CCEE）定期组织拍卖，发电企业竞标未来的电力供应合同。中标者将获得一份长期的购电协议（PPA）。

• 成本控制：拍卖的竞争性质极大地压低了可再生能源的成本。例如，风能和太阳能的拍卖价格在过去十年中持续下降，最终实现了电网平价，使其在经济上足以与传统能源竞争。

• 投资引导：拍卖为投资者提供了清晰、透明的参与渠道和稳定的收入保障，极大地促进了私人资本，包括大量外资，进入巴西可再生能源领域。2025年规划的能源拍卖预计将吸引近500亿雷亚尔的投资。

图4：巴西风电新增装机趋势（来源：BNEF)

3 分布式发电政策：引爆太阳能革命

如果说拍卖制度成就了集中式风光电站，那么分布式发电（DG）政策则是引爆巴西太阳能革命的关键。核心政策是“净计量”（Net Metering）机制的演变：

• 第一阶段（2012-2022）：实行1:1的信用补偿，用户安装的太阳能系统产生的多余电力可以按零售电价全额冲抵电费，极大地激发了个人和商户的安装热情。

• 第二阶段（2023年至今）：随着《法律14.300/2022》 的生效，政策从“净计量”向“净计费”（Net Billing）过渡。新安装的用户需要逐步支付部分电网使用费，这旨在更公平地分摊电网成本。尽管补偿有所减少，但该法律为分布式发电提供了稳定的法律框架，使其发展进入了更规范的阶段。

截至2024年底，巴西分布式发电总装机已超过 37 GW，其中绝大部分是太阳能。这股“自下而上”的力量，是巴西太阳能装机容量超越风能、成为全国第二大电源的关键。

图5：巴西光伏新增装机趋势（来源：BNEF)

4 最新政策动向：迈向全面转型

巴西的能源政策仍在不断与时俱进，以适应新的技术和市场环境：

• 国家能源转型政策 (PNTE)：2024年8月启动，计划在十年内吸引2万亿雷亚尔的绿色投资，并将绿色氢能、可持续燃料等纳入国家战略重点。

• 储能系统发展：巴西正筹备其首次全国性的电池储能系统（BESS）拍卖，计划于2025年举行，拍卖容量为 300MW。这是解决可再生能源间歇性、保障电网稳定的关键一步。

• 国家能源计划2055 (PNE 2055)：巴西正在制定跨越三十年的长期能源战略，通过情景分析和参与式治理，为巴西的终极能源图景描绘蓝图。

04

电价体系分析

巴西的电价体系与其复杂的市场机制和独特的电源结构紧密相连，呈现出多层次、动态调整的特点。理解其电价水平、构成和定价机制，是把握巴西电力市场脉搏的关键。

1 电价水平与国际比较

根据2024年12月的最新数据，巴西的平均电价水平如下：

• 居民用电：17美分/千瓦时 (约合0.909雷亚尔/kWh)

• 商业用电：13.4美分/千瓦时 (约合0.715雷亚尔/kWh)

在拉丁美洲地区，巴西的居民电价处于中等水平，低于智利和乌拉圭，但高于阿根廷和巴拉圭。然而，考虑到国民收入水平，巴西民众的电费负担相对较重，平均花费年收入的4.5%用于支付电费，这一比例高于许多欧洲国家。

图6：拉美主要国家电价对比

2 电价构成：成本的层层叠加

终端用户支付的电费账单，实际上是一个包含了发电、输电、配电、税费和各项基金的“大礼包”。根据权威经济分析，巴西电价的成本结构大致如下：

• 电力购买成本 (49%)：这是电价的最大组成部分，即配电公司从发电厂购买电力的成本。

• 部门费用 (22%)：这是一系列复杂的政府性基金和税费，用于支持能源发展、补贴特定用户、支付监管费用等，如能源发展金（CDE）。

• 管理运维成本 (16%)：配电公司的运营、维护和管理费用。

• 输配电成本 (11%)：使用高压输电网络和中低压配电网络的“过网费”。

3 定价机制：电价旗帜系统

巴西最独特的电价机制之一是“电价旗帜系统”（Bandeiras Tarifárias）。这是一个动态的价格信号机制，旨在将发电成本的短期波动（主要是由水电站蓄水量决定）实时传递给终端消费者，从而引导用电行为。

• 绿色旗帜：水库蓄水充足，发电成本低。电价无附加费。

• 黄色旗帜：供电条件略有紧张。电价小幅上调。

• 红色一级/二级旗帜：供电紧张，需要启动成本更高的火电厂。电价大幅上调。

当系统从绿色旗帜变为红色旗帜时，消费者的电费账单会立即增加，这促使社会节约用电，从而降低对昂贵火电的依赖。这一机制增强了需求侧的弹性，是巴西管理水文风险的重要工具。

4 改革方向：市场开放与补贴调整

随着电力市场的进一步开放，巴西的电价体系也正迎来深刻变革：

• 取消可再生能源折扣：未来，针对可再生能源的输配电费折扣将被逐步取消，新项目将与传统能源在同等条件下竞争。

• 引入社会电价：为保护低收入群体，政府计划为月用电量低于80kWh的家庭提供免费电力，体现了能源改革中的社会公平考量。

• 全面市场化：到2028年，当所有消费者都可以自由选择供应商时，电价将更多地由市场竞争决定，传统的政府定价模式将面临根本性改变。

05

电网基础设施

如果说丰富的可再生资源和创新的市场机制是巴西能源转型的“引擎”，那么电网基础设施就是承载这一切的“底盘”。当前，这个“底盘”正面临着前所未有的压力，其现代化和扩建已成为巴西电力行业最紧迫的任务。

1 输配电网络现状

巴西拥有一个庞大而复杂的输配电网络，旨在将地理上高度集中的发电资源（如东北部的风电场和内陆的水电站）输送到数千公里外的东南部负荷中心（如圣保罗和里约热内卢）。

• 输电系统：总长度超过15万公里，电压等级从230kV到800kV的特高压直流（UHVDC）不等。输电网络主要由少数几家获得长期特许经营权的公司运营。

• 配电系统：由超过100家配电公司分区运营，负责将电力输送给超过8800万的终端用户。该领域外资参与度高，但普遍面临着设备老化、线损较高和智能化水平不足的问题。

2 发展的瓶颈：限电危机

近年来，巴西电力系统面临的最大挑战是“发”与“送”之间的严重脱节。可再生能源，特别是集中在东北部的风能和太阳能，其增长速度远远超过了电网的建设速度，导致了严重的“弃风”和“弃光”现象。

• 限电数据：根据行业报告，2025年上半年，巴西太阳能的限电率预计将达到惊人的 21%，高于2024年全年的14%。这意味着有超过五分之一的太阳能发电量因为无法并网而被白白浪费。

• 经济损失：据估计，仅2025年上半年，限电造成的行业损失就可能高达 17亿雷亚尔（约3.15亿美元）。

• 根本原因：输电线路容量不足是首要原因，特别是在连接东北部和东南部的关键输电走廊上，电网裕度几乎为零。此外，电网的稳健性不足，难以应对大规模间歇性电源的并网波动。

3 破局之路：大规模投资与现代化

为解决电网瓶颈，巴西政府已经启动了史无前例的电网投资计划，这为全球的设备制造商、工程公司和投资者提供了巨大的市场机遇。

• 大规模输电建设计划：巴西政府已规划投资560亿雷亚尔 用于电网升级，计划在未来几年内建设15,000公里 的新输电线路。2024年4月，政府已签署了价值217亿雷亚尔的输电合同，覆盖五个关键州份。

• 国际合作：中国国家电网（State Grid Brazil）等国际巨头正在积极参与巴西的特高压输电项目建设，带来了先进的技术和雄厚的资本。

• 智能电网建设：巴西的智能电网市场正进入快速发展期，预计市场规模将从2024年的 15.8亿美元 增长到2033年的 58亿美元，年复合增长率高达15.5%。高级计量设施（AMI）、配电自动化和变电站数字化是主要的投资方向。

• 技术合作：美国贸易和发展署（USTDA）已与巴西建立合作伙伴关系，共同推动电网现代化，重点关注智能电网、网络安全和数字化运营等领域的技术合作。

06

发展趋势与展望

趋势一：能源结构的持续优化

预计在未来十年，巴西的电力结构将继续向更加多元化的清洁能源体系演进。

• 太阳能引领增长：太阳能将继续保持高速增长，成为新增装机容量的绝对主力。预计到2029年，其在电力矩阵中的比重将从目前的22.2%提升至 32.9%。

• 水电比重下降：水电的“压舱石”地位将继续保持，但其发电量占比预计将从目前的56%逐步下降至 36% 左右，为其他可再生能源腾出空间。

• 海上风电起航：巴西拥有绵长的海岸线和优良的风力资源，海上风电被视为下一个重要的增长点，相关规划和试点项目正在积极推进中。

趋势二：电网的数字化与现代化

为适应高比例可再生能源的接入，巴西电网正从一个传统的、单向的输配电网络，向一个智能、灵活、双向的平台演进。

• 配电系统运营商（DSO）转型：随着分布式能源的爆发式增长，传统的配电公司正在向DSO转型。DSO将不再仅仅是电力的“配送员”，而将成为一个区域能源“管家”，负责管理和调度其网络内的分布式电源、储能和需求侧资源，以确保区域电网的稳定和高效。2025年至2031年间，巴西将有20份配电特许经营合同到期，这为推动DSO转型提供了绝佳的战略机遇。

• 智能技术广泛应用：人工智能（AI）将用于更精准的负荷预测和故障诊断；数字孪生技术将用于电网资产的精细化管理；5G通信技术将为海量的智能设备提供可靠连接。

趋势三：储能市场的爆发式增长

储能是解决可再生能源间歇性、平抑电网波动的关键技术，被视为解锁巴西清洁能源全部潜力的“最后一块拼图”。

• 市场前景广阔：巴西的储能市场正从零起步，即将迎来爆发期。据预测，其市场规模将从2025年的31亿美元 增长到2031年的98亿美元，年复合增长率高达21.5%。

• 政策强力驱动：2025年，巴西将举行首次全国性的300MW电池储能项目拍卖，这被视为一个标志性事件，将正式开启巴西电网级储能市场的大门。

• 多元化应用场景：除了参与电网调频、调压等辅助服务外，储能还将与大型风光电站配套建设，以平滑出力、减少限电。同时，户用和商用储能系统也将随着成本下降而快速普及。

趋势四：电力市场的全面市场化

继2024年向所有高压用户开放自由市场后，巴西正朝着全面市场化的目标迈进。

• 全面开放时间表：根据规划，到2028年，包括居民在内的所有消费者都将有权自由选择供电商，巴西将形成一个完全竞争的电力零售市场。

• 竞争格局重塑：届时，传统的配电公司将面临来自新兴售电公司、能源科技公司和大型发电企业的直接竞争。服务质量、价格套餐和增值服务将成为竞争的核心。

• 新商业模式涌现：虚拟电厂（VPP）、车网互动（V2G）、能源即服务（EaaS）等基于数字化和市场化的新商业模式将在巴西迎来广阔的发展空间。

07

结论与建议

我们认为，未来十年，巴西在特高压输电、智能变电站、配电自动化和电网数字化等领域的投资需求将超过千亿美元，是确定性最高的投资赛道。巴西的储能市场正处于爆发前夜。无论是参与电网级储能项目竞标，还是布局户用/商用储能产品市场，都具有巨大的增长潜力。此外，随着市场的全面开放，能够为用户提供包括售电、能效管理、虚拟电厂聚合等在内的一站式、数字化能源服务的企业，将具备强大的核心竞争力。

展望未来，巴西电力市场的转型之路将是机遇与挑战并存的壮丽征程。通过果断的政策行动和明智的资本投入，巴西完全有能力克服当前的挑战，将其独特的资源禀赋转化为引领全球绿色发展的持久动力。