巴西电网正在经历“水退光进”的转型。尽管电池储能当前规模较小，但在新法案和2026年的容量拍卖驱动之下，增量市场蓄势待发
文｜尹路
编辑｜黄凯茜
以丰富的清洁水电资源著称的巴西，正经历一场从底层逻辑开始的电力系统重构。截至2024年底，巴西新增电池储能系统（BESS）装机仅269 MWh（兆瓦时），累计装机685MWh，其中70%为离网系统。和中美欧等领先市场相比，这个数字微不足道。但截至2025年底向巴西矿业能源部（MME）注册的竞标储备储能项目已突破18 GW（吉瓦）。低基数和高预期的反差，预示市场处于爆发前夜。拐点始于2025年底：巴西通过的联邦法案明确了电池储能的独立法律主体地位，并将其纳入2026年3月的电力容量储备拍卖（LRCAP），还将于4月举行首轮国家级电池储能专项拍卖，巴西正在复刻全球储能的指数级增长路径。▌水电大国为何亟需储能
电力系统的结构性变化，是巴西储能爆发的根本驱动力。过去以大型水电为主的“能量型”系统，电源结构变得更多元，调节能力也因此下降。同时，现行电价机制也在强化储能的经济价值。据隶属于巴西矿业能源部的研究机构EPE巴西能源研究公司发布的《巴西能源平衡报告2025》，2024年巴西的可再生能源占比高达88.2%，但其中的供给结构相比五年前已发生质变。传统基荷电源——水电发电量占比降至55.3%，而风光合计占比升至23.7%。从2020年至今，间歇性电源正快速挤占水电的份额。2024年，光伏发电量同比增长39.6%，风电同比增长12.4%。高比例的风光电力份额使得电网在日间面临消纳压力，日落后则需应对发电功率缺口。另一个重要的变化来自水电技术路线的代际更替。为兼顾环保要求，巴西近20年新建的大型水电站，如贝洛蒙特水电站，普遍采用“径流式”（Run-of-river）设计。与拥有调节库容的传统水电站不同，径流式电站几乎没有蓄水能力，发电依赖自然水流。这减弱了电网的跨季节甚至日内的调节能力，系统灵活性显著下降。与此同时，2024年生物质发电虽创61433GWh新高，占比8.2%，但其作为基荷电源受制于热力惯性，难以提供毫秒级响应。在抽水蓄能受限背景下，电池储能成为填补调节能力缺口的唯一解。在巴西的终端电费构成中，包含一系列推高电价的政策性附加费，被市场称为“巴西成本”。最典型的例子是向全网用户征收的能源发展账户（CDE）基金，该基金当前的主要支出就是为亚马孙等偏远地区提供用电补贴。受亚马孙雨林广阔地形和严格环保法规限制，巴西国家电网向该地区延伸时，在经济和工程上均面临较大挑战，部分区域长期处于“能源孤岛”状态，电力供应主要依赖柴油发电机等孤立系统。根据巴西能源平衡报告数据，2024年亚马孙孤立系统的发电量达4221GWh，其中67.7%依赖柴油发电，这些系统主要分布在亚马孙雨林腹地。这意味着，远在圣保罗的工业用户每用一度电，都要为几千公里外雨林深处的柴油发电买单。这样的电费结构导致了两个结果：价格刚性：即便光伏发电成本不断下降，只要税费和补贴不变，终端用户感知的电价依然坚挺。套利空间：高昂的附加费直接基于用电量收取，这为工商业用户“工商业光伏+储能”的资产组合制造了套利条件，不仅能节省电量费用，还可合法避税，通过自发自用的方式绕过电费中占比45%的税费和补贴分摊。叠加在此之上的还有巴西独特的“电价旗帜（Bandeiras Tarifárias）”制度，增加了价格的不确定性。这是一套由巴西国家电力局（ANEEL）根据水文条件动态调整的价格机制。当水库水位充足时实行常规“绿旗”电价；一旦水文恶化、需启动热电厂补位时，即触发“黄旗”或“红旗”甚至“黑旗”电价，消费者需支付额外附加费以覆盖电厂启动成本。这种机制让终端电价在干旱期极易迅速抬升，促使用户通过部署储能来对冲这类不可控的电价波动。2021年-2022年，巴西遭遇持续18个月的极端干旱，连续10个月红旗/黑旗电价，巴西储能协会ABSAE跟踪数据显示，配置4小时储能的工业用户，峰段电费支出同比仅上涨18%，而未配置储能的同类用户峰段电费同比上涨227%，峰段对冲比例达92%；整体电费方面，配置储能的用户同比上涨58%，未配置的用户同比上涨97%，涨幅对冲比例39%。▌政策、资金与市场的合力
2025年是巴西储能政策的分水岭。政府在立法、拍卖机制、资金支持及市场准入四个维度主动引导，构建了储能爆发的制度基础。2025年10月30日，巴西国会批准了15.269/2025号联邦法律，11月24日正式生效。该法案将储能系统定义为独立资产类别，明确了其“非单纯发电、非单纯负载”的独特属性。这一法律定性是行业变革的基石。不仅解决了长期困扰行业的身份认定问题，更关键的是确立了“收益叠加”原则，允许储能在提供容量服务的同时，参与辅助服务或能量价格套利，塑造项目的盈利模型。将于2026年4月举行的容量储备拍卖（LRCAP）是观察巴西储能市场热度的重要窗口。这是巴西首次将电池储能作为独立产品竞标，标的选定晚间18:00-22:00时段的净负荷高峰，要求连续4小时放电。购电协议长达10年，为项目融资提供了坚实的确定性和现金流担保。除了顶层政策的确定性，资金端的倾斜与市场机制的开放同样关键。巴西国家经济社会发展银行 (BNDES) 发挥了关键的资本杠杆作用。BNDES有一套对机械设备作“国产化认证”的Finame代码认证系统，在巴西本土制造，且满足特定的国产化率和增值要求的设备可以获得Finame代码，采购此类设备的企业可向BNDES申请长期低息贷款，利率远低于普通商业贷款。这一机制将促使供应链提高本地化比率。因此，海外的储能企业若想在巴西大规模出货，必须通过在当地建厂或与本土企业（如WEG）合作组装来获取Finame代码，否则使用其产品的用户就要承担更高的融资成本，导致产品失去竞争力。巴西国家电力局的技术说明（Nota Técnica nº 13/2025）明确规定，储能充电时不应被视为消费者，因此豁免缴纳输配电使用费。这意味着储能项目在进行“低谷充电、高峰放电”的套利操作时，不需为充电环节支付输配电费用，充电成本降低25%，扩大了套利空间。随着巴西自由电力市场（ACL）的准入门槛日益降低，越来越多工商业用户选择进入市场以寻求低价电，但也必须面对现货价格剧烈波动的风险。储能在此扮演对冲工具的角色，企业利用储能在低价时段充电，在现货价格高位和“红旗电价”等电费异常高峰时放电。这种保险功能，使储能成为自由电力市场用户的刚需配置。在上述多重政策和资金红利驱动下，巴西储能市场将按下加速键。▌巴西储能市场的主要参与者
巴西储能市场不是简单的设备买卖关系，而是全球供应链、贸易壁垒与融资体系交织的复杂生态。从电芯供给到主要买方的储能市场链条，是理解这一市场的关键线索。巴西本土缺乏电芯制造能力，电芯、储能系统关键组件（PCS变压器）和管理软件（EMS/BMS能量管理、电池管理系统）都高度依赖中国。宁德时代与比亚迪凭借在全球市场的优势地位主导巴西电芯市场，华为与阳光电源在工商业及电站侧表现强势。而在集成环节，高昂的税率和融资成本构筑了本土集成商的护城河。为了获得BNDES的低息贷款，采购满足本土化率要求的设备是必选项。巴西本土能源巨头 WEG 通过“进口电芯+本土组装”模式，提供拥有Finame认证的储能设备，以享受BNDES政策红利。巴西本土铅酸电池巨头Moura亦转型锂电，利用其用户积累优势，深耕工商业用户的备电市场。巴西储能市场的买方在资金来源与核心诉求上的差异显著，且每一方都在利用法律对储能“非发电、非负载”的界定来突破原有的政策和商业壁垒。输电运营商（如ISA CTEEP）的痛点在于监管红线。现行法规严禁输电公司持有发电资产。新法案明确了储能的“非发电”属性，使得输电运营商能合法将储能作为电网资产纳入业务范畴。工商业用户，如大型矿企和工厂，其商业逻辑建立在“非负载”属性带来的成本豁免基础上。法律认定储能充电不属于最终消费，因此豁免了高昂的输配电费（占电费约25%），跑通“低谷充电、高峰放电”的价差套利模型，企业得以大幅降低充电和运营成本。与此同时，发电公司利用新法案确立的收益叠加原则，在锁定容量拍卖的长期收入基础上，灵活参与现货市场套利；孤立系统运营商则用光伏+储能替代柴油发电。巴西储能的四类买方诉求各异，但都是储能政策红利的直接受益者。巴西储能市场在2025年完成试水，各项政策法规逐步完善，为之后的加速发展扫清障碍。随着容量拍卖正式启动，巴西储能将在2026年迎来爆发元年。电池储能将填补巴西电力系统里径流式水电调节能力的缺口和生物质响应速度的短板，并为孤立系统提供最经济的减碳路径。
