巴西是G20和金砖国家成员之一，是拉美地区面积最大、人口最多、GDP最高的国家。其国内产业结构较为多元，金融服务产业发达，投资相关法律法规健全。近年来，巴西政府通过实施“投资伙伴计划”，大力推动电力行业私有化进程，并积极改善国内投资环境，以此吸引外商投资大规模进入。巴西光资源丰富，发展潜力大，本文通过简要分析巴西光伏市场情况，为开发相关项目提供参考。

　　电力市场现状及产业规划

　　一、总体情况

　　能源结构：巴西电力系统规模位居拉美第一、世界第7，是世界第9大电力消费国。巴西现有能源结构以水力发电为主，占全国总发电量的2/3，以水力发电为代表的可再生能源满足了全国85%的电力需求，该比例将在2030年底达到88%。截止到2020年12月，巴西电力总装机容量约169.1GW，其中约60%为水电装机，集中式光伏装机容量约3.1GW，占比约2%。

　　电网系统：巴西境内有超过16.27万公里的输电线路，输配电系统由全国互联系统（SIN）和部分独立系统组成，电压等级为 230kV-800kV，覆盖约60%的国土面积，惠及95%的全国人口。全国互联系统分为南部、东南 -中西部、北部和东北部四大子区域系统，系统间互联互通。同时巴西与阿根廷、乌拉圭和委内瑞拉之间电网也实现了互联互通，这为电力生产与消纳提供了良好的通道基础。

　　二、电力发展规划

　　巴西能矿部所属能源研究公司（ EPE）每年发布《十年能源扩张规划》，明确中长期能源结构转型及发展目标。到2030年，巴西电力需求将从2019年的546TWh增加至763Twh，平均每年增加约3%，输电线路将从16.27万公里增加至约20万公里，全国电力总装机将达到224.3GW，其中集中式光伏装机将由3.1GW增加至8.4GW。此外，政府计划在2020-2030年之间吸引超过3000亿雷亚尔的投资额用于电源点建设，其中风电和光伏新增投资额占比超过50%。

　　光伏市场现状及发展前景展望

　　一、自然禀赋好，光照资源丰富

　　巴西国土的80%位于热带地区，超过50%以上的国土海拔超过500米，终年光照充足，年平均日照时间超过3000小时，全国各地水平面太阳能总辐射量在1534kWh/m2至2264kWh/m2之间，平均约1700kWh/m2，具有极高的开发价值。其中东北部和中部光照最为丰富，陆上集中式光伏可开发装机约28519Gwp。

　　二、电力需求大，转型迫在眉睫

　　巴西人口基数大，工业基础良好，产业结构多元，国内电力需求量大，但电力消耗量远低于其他新兴国家，增长潜力较大。2014年和2015年，干旱给严重依赖水利发电的巴西造成了较为严重的用电危机；2021年，巴西又遭遇91年来的最严重干旱，水库蓄水量再次告急，政府不得不多次拉闸限电，电价也随之高涨。面对全球气候变化、水库容量不稳定、碳排放承诺等问题，巴西政府加快电力结构调整，大力发展非水可再生替代能源，以保证供电稳定和电价合理。

　　2020年以来，巴西受新冠疫情影响严重，经济衰退，再加上2021年以来光伏设备、材料及海运成本上涨，光伏市场发展受到了一定阻碍，特别是集中式光伏发电项目，部分开发商放缓了推动进度。随着新冠疫情缓解，政府正采取积极措施刺激投资和消费，经济将逐步恢复，预计巴西光伏市场还将继续迅速发展。

　　三、政府规划支持，促进产业发展

　　根据 EPE《十年能源扩张计划（2030版）》，到2030年，巴西全国总装机将达到约224.3GW，新增装机中超过 50%来自新能源发电，其中光伏装机（集中式+分布式）增长幅度最大，速度最快，集中式光伏装机将增加5.3GW，达到8.4GW。政府对非水可再生能源的支持力度超过水电，鼓励光伏产业发展。目前，几乎所有光伏组件、逆变器及跟踪式支架均享有免关税优惠政策（EXTARIFATIO关税优惠），自由市场的新能源电力用户享有50%的输电线路使用费（TUST）优惠。此外，还有可能享受发展基础设施建设的特殊税收制度（REIDI），免除联邦增值税（PIS/COFINS）。

　　2014年，为优化国家能源结构，巴西政府组织了第一次光伏项目联邦竞拍，此后巴西的光伏市场逐渐发展。2019年，光伏装机（集中式 +分布式）超过 4.4GW，光伏装机排名全球第16位；2021年，巴西光伏装机排名升至全球第 14位，新增装机为全球第9位。2020年，监管市场竞拍受新冠疫情而展期，但光伏装机仍较快增长，仅2020年1-5月期间就增加了1.2GW，达到5.5GW，2020年5月—2021年7月期间增长了4.5GW，达到10GW；到12月底，光伏装机在3个月内又增加了3GW，增至13GW，其中集中式光伏装机达到4.6GW，分布式达到 8.4GW。巴西太阳能协会（ Absolar）预测，接下来的两年内，光伏装机容量将再次翻倍，增加10GW，于2024年内超过20GW。

　　巴西国内存量的待开发光伏资源丰富，光伏发电处于高速发展窗口期。目前，已经在ANEEL注册过的项目中，有13.38GW处于项目开发中后期，其中8.4GW已经签署了PPA；此外，另有98.9GW的项目处于早期或中期阶段，待建项目资源十分丰富。

　　四、强化监管力度，规则清晰明确

　　巴西属于强监管电力市场，国家能源政策委员会（CNPE）、矿产与能源部（MME）、能源研究公司（EPE）、电力监管委员会（CMSE）、国家电力局（ANEEL）、电能贸易商会（CCEE）及国家电力调度中心（ONS）等部门各司其职、分工明确、互相配合。通过集中开展政策制定、规划研究、评估监管、竞拍交易、运营调度等手段，为电力项目的开发、建设、运营、交易等环节提供了较为系统完善的法律法规体系。

　　根据电力交易类型，电力市场主要分为监管市场（ACR）和自由市场（ ACL）， 2019年两者交易电量占比68%和32%。所有交易合同均需在CCEE登记注册，违约方均会被禁止参与电力项目交易。近年来监管机构逐渐放低自由市场准入门槛，鼓励用户进入，自由市场交易比例正逐步升高。

　　监管市场（ACR）：监管市场终端用户主要是普通居民及小型企业主等，由作为公共事业服务单位的配电公司代表议价能力较低的上述用户，通过联邦竞拍程序，与发电商签署长期购电协议，保证终端用户以较为公允的价格消费电力。监管市场范围内由CCEE组织竞拍，AN EEL进行监管；监管市场下电价竞标采用最低价中标原则，赢家与配电公司签署电力销售合同，协议条款由政府规定，不得修改，发电方与配电公司通过履约担保合同中规定的托管账户等方式对履约进行担保；合同期限通常在20-30年，每年根据消费指数变化（ IPCA）调整电价；如发电方未能按照约定时间交付，需按合同规定补偿购电方经济损失或从第三方购电以保证购电方用电，超过一定期限交付还需支付高额罚款。

　　自由市场（ACL）：由交易双方自由协商确定合同的电价、期限、电量及条款，可由发电商与终端用户或电力交易商直接签署电力交易合同，自备电站的电力交易也属于自由市场交易。自由市场的用户包括自由用户和特殊用户。自由用户指用电负荷超过3MW且电压需求超过69kV的用户；特殊用户指用电负荷超过0.5MW，电力由可再生能源获得，且电压需求超过2.3kV的用户。目前政府有计划将该准入条件进一步放宽，以促进自由市场发展。自由市场用户享有政府对于可再生能源的刺激性政策补贴，即享有50%的输电费用折扣。自备电站（购电方在发电方项目S PV中占有一定股比）则可在此基础上进一步享有一定的行业费用优惠。一般情况下自由市场电价较监管市场更高，同样也随消费指数调整，但通常合同期限较监管市场更短。近年来自由市场中长期限电力交易合同占比越来越高，很多合同的期限可以达到15年。再加上监管市场竞拍电价较低，自由市场交易越来越受到投资者青睐。

　　现货市场：以偏差结算价格（ PLD）在 CCEE进行电力交易， PLD价格由CCEE根据特殊模型计算，为按 “最小成本”原则进行短期经济调度的边际成本，PLD每小时变化，受水电的可发电能力影响较大，4个电力子区域市场的PLD价格各不相同。

　　项目开发风险及建议

　　一、关注政策法规变化，避免税收风险

　　巴西税制复杂，除联邦税外，各州及各个城市都有各自不同的州级税及市级税，税收成本高，且贸易保护严重，关税高。优惠类税种，如REIDI免税优惠，需提前申请，且该税收优惠仅可在项目公司向设备或服务供应商进行直接支付时享用，供应商向分包商或其他分包方支付时，则不再享有优惠。EPC总承包方也可申请REIDI免税，但流程繁琐且时间跨度大，往往不是开发商的第一选择。此外，现行法律规定的输电费用优惠政策适用于2022年3月之前获得开发授权的项目，免关税政策也有适用期限。建议聘用当地财税顾问，做好详尽税务尽调及筹划，关注政策变化，充分考虑双边税收协定、国别税收优惠等政策，通过优化投资架构、灵活安排合同签约及支付方式等手段降低整体税费。

　　二、合理设计融资架构，减少汇率风险

　　巴西实行严格的外汇管制措施，外币汇入巴西会被强制结汇。巴西新冠疫情爆发以来，雷亚尔贬值，目前兑美元汇率在5—5.6上下波动。中国企业投资货币通常为美元，而电费收入为雷亚尔，存在一定的资本金汇率风险。建议设计合理的融资结构，如债权融资部分采用当地币融资，资本金可分批实缴，或采取锁定预期汇率、汇率掉期等手段防范汇率风险，也可考虑通过当地银行进行股东贷款方式解决部分资本金，减少美元汇入。此外，还可购买海外投资险股权险，以规避汇兑风险。

　　三、采用灵活融资手段，保证开发进度

　　巴西金融服务行业较为发达，新能源项目融资可通过政策性银行（ BNDES， BNB等）、商业银行（BTG Pactual，Bradesco，Sant ander等）、国际金融机构（IDB，IFC等）进行无追索项目融资，也可通过基础设施债等方式解决融资来源。政策性银行利率较为优惠且期限长，是多数开发商的第一选择，但政策性银行要求光伏项目设备部分三大主件中的其中之一需具备巴西国产设备认证（Finame Code），服务部分当地成分需达到60%，并需要在申贷前确定设备品牌及参数，且审批流程较长、要求严格、耗时久，可能影响项目开发进度。建议聘用当地专业融资顾问，把握好项目开发节奏，做好备选方案，在政策性银行批贷受阻或滞后的情况下，可考虑先发行基础设施债或进行短期流动性贷款，在政策性银行放款后再进行替换。

　　四、做好合同电量分配，提高项目收益

　　监管市场作为保证普通居民及小企业主的主要用电来源，电力交易合同期限长，监管措施强，电价相对较低，一般情况下在竞拍中标签约后3 -6年（A3 -A6）进入商业运行，需要关注期间设备材料价格波动带来的成本超支风险。自由市场电力交易合同期限较短，担保措施相对较弱，但电价较高，抗成本增加风险的能力稍强。

　　建议企业在做好电价预测和成本控制的基础上，参与相应目标市场竞争，并做好电量分配，保证收益率。如对售电合同稳定性要求较高，可主要关注监管市场。自由市场中可选择各州较大的配电公司下属的电力交易子企业或有实力的矿企作为对手方签署中长期电力交易合同。如项目实际发电量超过中长期合同电量，可考虑将合同电量之外的富余电量通过1-5年短期交易合同（期限越短，电价越高）及现货市场消纳（峰值电价最高，但波动性较大）。合理分配电站面向监管市场、自由市场（中长期或短期）和现货市场的发电量，往往是开发商保证交易合同稳定性并提高收益率的手段之一。