百国百问 · 出海巴西 · 储能查明平台
输入问题，平台在《储能（BESS）查明手册》全文中检索巴西电池储能规则，给出原文依据和章节出处。
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河套国际法律查明中心 · 广和律师事务所 · 2026
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河套国际法律查明中心坐落于深圳河套深港科技创新合作区。合作区地处深港交界，是国家“十四五”规划确定的粤港澳重大合作平台。中心是非营利性法律查明机构，业务主管单位为深圳市福田区司法局。中心依托深港双法域优势，汇聚普通法系与大陆法系专业机构、跨法域法律专家和海外法律服务联络资源，以全球法律专家库、国别委员会和专业委员会为专业支撑。中心面向司法机关、仲裁机构、企业和法律服务机构，开展外国法与中国法双向查明、国别法律研究和涉外法治人才培养，为跨境投资、国际贸易和涉外争议解决出具查明报告、专家意见及法律意见书。
中心主持编制《百国百问》企业出海系列，采用“国别版＋行业专册”的体例。国别版对目标国的市场准入、企业设立、劳动用工、税务合规、知识产权和争议解决作全景式梳理，目前已出版巴西、马来西亚两卷。行业专册以国别版为基础，深入特定行业的监管框架与交易实务，面向专业投资者和产业企业。本手册是《百国百问·出海巴西》的行业专册《储能（BESS）查明手册》，围绕储能项目在巴西的市场机会、授权与并网、容量拍卖及收益机制展开系统研究。
广和巴西法律服务团队是广和律师事务所出海总部拉美中心的核心团队。团队以巴西为重心，覆盖拉美主要法域，专注为中国企业在巴西的投资、交易与经营提供全周期、一体化的法律解决方案。
团队实行中巴一体化运作，中国律师与巴西律师在同一团队内共同承办项目，以统一的工作标准和交付口径，衔接中国总部的决策需求与巴西属地的规则要求，可使用中文、英文、葡萄牙语和粤语开展工作。本手册由吴冠辰律师与巴西律师Marcelo Kim Yuen Pan共同撰写。服务贯穿企业进入巴西的完整周期，涵盖国别法律研判、投资可行性研究、公司设立与经营准入、并购交易、公司治理、劳动用工、税务与属地合规，以及商事争议解决与执行。
团队的代表性项目包括电子信息行业央企巴西投资可行性研究、检测认证行业与工业传送带行业上市企业收购巴西当地公司，以及智能电表与光伏行业上市企业在巴西的公司治理合规和涉诉金额约人民币6,000万元的商事诉讼。依托河套国际法律查明中心的国别查明资源，团队将规则研究直接转化为项目决策依据。面向布局巴西的储能、光伏等新能源企业，团队可在同一服务框架下完成监管研究、项目尽职调查、交易与项目合同审查及属地合规。
吴冠辰律师兼具跨国企业法务高管与外部执业律师的双重经历，长期专注巴西及拉美市场，从事涉外法律工作十一年。现任河套国际法律查明中心理事、广和律师事务所出海总部代表，并担任巴西及巴拿马国别专业委员会召集人。具有中国及英格兰和威尔士律师资格，英国斯旺西大学国际海商法法学硕士。
2015年至2019年任职于华为，先后担任拉美区域高级法务经理兼区域法律合规事务委员会执行秘书、巴西终端法务总监，常驻巴拿马和巴西四年余，法律事务覆盖拉美二十二个法域。任职期间，主导华为巴西终端业务筹备、市场进入及本地手机工厂建设中的法律工作，并牵头编制拉美区域合规流程总纲，相关成果获集团总部认可，推广至其他海外区域。这段经历使他对中国企业在巴西的经营逻辑、决策链条和合规要求有第一手的理解。
执业以来，专注企业出海合规、跨境投资与并购、跨境争议解决，主办多家上市企业收购巴西当地公司及巴西商事诉讼等项目。主编《百国百问·出海巴西》国别版，与巴西律师共同撰写本手册，并担任《全球法律合规百问百答》科技类企业出海分册和跨境电商企业出海分册的执行主编。兼任中国贸促会深圳分会专家调解员、深圳大学合规研究院校外实践导师。2026年获汤森路透旗下《Asian Legal Business》评选的“华南地区律师新星”。
Key figures
可再生能源占比高、限电损失大，储能已进入国家集中采购阶段。
资料来源：ANEEL SIGA 数据（2025 年 7 月 1 日）；MME 第 136/2026 号部令；ANEEL 公告。详见第一章、第三章。
Regulatory timeline
本书信息统一截至 2026 年 10 月 12 日，2026 年 10 月以后的拍卖节点均为计划时间。点击节点，跳到书中对应章节。
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河套国际法律查明中心 · 广和律师事务所 · 2026
河套国际法律查明中心坐落于深圳河套深港科技创新合作区。合作区地处深港交界，是国家“十四五”规划确定的粤港澳重大合作平台。中心是非营利性法律查明机构，业务主管单位为深圳市福田区司法局。中心依托深港双法域优势，汇聚普通法系与大陆法系专业机构、跨法域法律专家和海外法律服务联络资源，以全球法律专家库、国别委员会和专业委员会为专业支撑。中心面向司法机关、仲裁机构、企业和法律服务机构，开展外国法与中国法双向查明、国别法律研究和涉外法治人才培养，为跨境投资、国际贸易和涉外争议解决出具查明报告、专家意见及法律意见书。
中心主持编制《百国百问》企业出海系列，采用“国别版＋行业专册”的体例。国别版对目标国的市场准入、企业设立、劳动用工、税务合规、知识产权和争议解决作全景式梳理，目前已出版巴西、马来西亚两卷。行业专册以国别版为基础，深入特定行业的监管框架与交易实务，面向专业投资者和产业企业。本手册是《百国百问·出海巴西》的行业专册《储能（BESS）查明手册》，围绕储能项目在巴西的市场机会、授权与并网、容量拍卖及收益机制展开系统研究。
广和巴西法律服务团队是广和律师事务所出海总部拉美中心的核心团队。团队以巴西为重心，覆盖拉美主要法域，专注为中国企业在巴西的投资、交易与经营提供全周期、一体化的法律解决方案。
团队实行中巴一体化运作，中国律师与巴西律师在同一团队内共同承办项目，以统一的工作标准和交付口径，衔接中国总部的决策需求与巴西属地的规则要求，可使用中文、英文、葡萄牙语和粤语开展工作。本手册由吴冠辰律师与巴西律师Marcelo Kim Yuen Pan共同撰写。服务贯穿企业进入巴西的完整周期，涵盖国别法律研判、投资可行性研究、公司设立与经营准入、并购交易、公司治理、劳动用工、税务与属地合规，以及商事争议解决与执行。
团队的代表性项目包括电子信息行业央企巴西投资可行性研究、检测认证行业与工业传送带行业上市企业收购巴西当地公司，以及智能电表与光伏行业上市企业在巴西的公司治理合规和涉诉金额约人民币6,000万元的商事诉讼。依托河套国际法律查明中心的国别查明资源，团队将规则研究直接转化为项目决策依据。面向布局巴西的储能、光伏等新能源企业，团队可在同一服务框架下完成监管研究、项目尽职调查、交易与项目合同审查及属地合规。
吴冠辰律师兼具跨国企业法务高管与外部执业律师的双重经历，长期专注巴西及拉美市场，从事涉外法律工作十一年。现任河套国际法律查明中心理事、广和律师事务所出海总部代表，并担任巴西及巴拿马国别专业委员会召集人。具有中国及英格兰和威尔士律师资格，英国斯旺西大学国际海商法法学硕士。
2015年至2019年任职于华为，先后担任拉美区域高级法务经理兼区域法律合规事务委员会执行秘书、巴西终端法务总监，常驻巴拿马和巴西四年余，法律事务覆盖拉美二十二个法域。任职期间，主导华为巴西终端业务筹备、市场进入及本地手机工厂建设中的法律工作，并牵头编制拉美区域合规流程总纲，相关成果获集团总部认可，推广至其他海外区域。这段经历使他对中国企业在巴西的经营逻辑、决策链条和合规要求有第一手的理解。
执业以来，专注企业出海合规、跨境投资与并购、跨境争议解决，主办多家上市企业收购巴西当地公司及巴西商事诉讼等项目。主编《百国百问·出海巴西》国别版，与巴西律师共同撰写本手册，并担任《全球法律合规百问百答》科技类企业出海分册和跨境电商企业出海分册的执行主编。兼任中国贸促会深圳分会专家调解员、深圳大学合规研究院校外实践导师。2026年获汤森路透旗下《Asian Legal Business》评选的“华南地区律师新星”。
2026 年 6 月，巴西国家电力监管局（ANEEL）相继发布第 1,161/2026 号和第 1,162/2026 号规范性决议，矿业与能源部（MME）也发布了第 136/2026 号部令。这几份文件出台后，电池储能在巴西正式成为一项独立的受监管活动，授权程序、并网规则和辅助服务的取酬路径均有了明文依据。按照部令的安排，首批储能容量储备拍卖定于 2026 年 12 月 2 日和 4 日举行，中标项目签订 15 年期合同，自 2028 年 8 月起供电。巴西储能市场由此从政策酝酿转入项目实施。
准备进入这一市场的中国企业，最先遇到的是一套陌生的规则体系。巴西储能涉及的监管机构不止一家，相关规定分散在授权、并网、电网使用费、行业性收费、本土化认证、税收和环境保护等多个领域，其中不少制度在国内并无直接对应的安排。对这些规则缺乏系统了解，企业在选择项目模式、测算收入和分配风险时，就很难作出有把握的判断。我们编写本书，是希望为中国企业提供一份用中文系统梳理巴西储能规则的参考。
本书是《百国百问·出海巴西》的行业专册，也是“国别＋行业”系列中的一本。国别版着眼于在巴西设立公司、纳税、用工和进出口等通用事项，本手册集中讨论电池储能行业特有的法律与监管问题，按投资决策的先后顺序分章论述。书中涉及的巴西机构名称和制度术语，首次出现时均附中文说明。
本书的读者主要是关注巴西电力资产的专业投资者，以及中国电力企业的投资、法务和管理人员，储能设备供应商和在巴西持有电站资产的中资企业也可参考。全书分为六章。第一章介绍巴西储能的市场机会与挑战，便于管理层对是否进入作出判断；第二章讨论储能在巴西的法律定位，涉及授权、并网、电网使用费、行业性收费和辅助服务；第三章专门介绍首轮容量储备拍卖的规则；第四章介绍拍卖之外的商业模式，并给出三个典型场景的收益测算；第五章讨论合同条款、项目融资和开发流程；第六章讨论税收与本地化激励、设备落地和环保合规。公司设立、一般税制、劳工和资金汇出等通用问题，书中仅注明国别版的相应题号，不再重复展开。
本书以 2026 年年中的规则为基础，第三章涉及拍卖进度的内容，已根据 ANEEL 和 EPE 截至 2026 年 9 月发布的葡语官方信息作了更新；全书信息统一截至 2026 年 10 月 12 日，个别专项注明较早的统计日期。已生效的法规、征询草案、计划时间、历史事实和示例假设，在正文中分别标明。巴西储能监管仍在推进之中：ANEEL 第二监管周期预计于 2026 年内启动，ONS 和 CCEE 须在第 1,162/2026 号决议发布后 180 天内提交技术规则的修订建议，拍卖的正式招标文件以 ANEEL 最终公布的版本为准。书中所述的具体安排，可能随这些进展调整。
河套国际法律查明中心 广和律师事务所拉美中心
2026 年 10 月
第一章 · 需求来源与规模化约束
近年来，巴西风电和光伏持续增长，储能需求随之上升。限电损失、偏远地区的孤立供电系统和数据中心都已依赖储能，一个可以商业化运作的市场正在形成。
巴西投运装机中可再生能源占比已超过八成，风电和光伏仍是新增装机的主体。风光发电随天气起落，电多时送不出去，2025 年限电约占风光可发电量的两成；北部仍有约 160 个地点依靠以柴油发电为主的孤立系统供电，数据中心则要求供电不间断。
本章从电力结构转型出发，依次说明限电带来的减损价值、电网之外的三类储能用户、巴西储能在国际上的位置，以及规模化部署面临的成本与供应链约束。
巴西对储能的需求，恰恰来自其以可再生能源为主的电力结构。风电和光伏的出力受风况和日照约束，无法像水电和火电那样按负荷需要增加，在装机中所占比重越高，电网对调节能力的需求就越大，储能由此成为系统优化和稳定运行中的重要一环。
风电和光伏的扩张增加了对电力系统灵活性的需求。按规划口径，到 2031 年巴西电源结构预计新增装机 138,039 兆瓦（含新建和在建项目），其中约 133,000 兆瓦来自光伏和风电等可变可再生能源。评估未来装机应分别使用 EPE 规划情景和 ANEEL 项目登记资料，区分规划、获批、在建与投运容量，不能把规划量当作确定新增量。海上风电也已进入制度建设阶段。巴西于 2025 年 1 月 10 日颁布第 15,097/2025 号法律，对海上能源开发特许权的授予作出规定，并确立了海上风电项目用海的租赁规则。
2024 年，可再生能源在巴西能源结构中的占比达到 50%，明显高于全球平均水平和经合组织（OECD）国家。电力装机是另一统计口径：按 ANEEL 2025 年 7 月 1 日公布的 SIGA 数据，巴西投运装机为 212,526.6 兆瓦，其中 84.44% 为可再生能源；在建项目不计入上述投运总量。
巴西的清洁能源占比较高，但能源结构、发电量结构、装机结构和减排目标是不同指标。按现有预测，巴西有望在 2050 年实现碳中和，并在 2055 年把可再生能源在能源结构中的占比提高到 81%。这类远期预测取决于情景假设，不宜直接用于储能项目的收入判断。
风电和光伏的发电量受风况和日照等自然条件约束。电站可以在资源允许的范围内限制或调节出力，但在资源不足时无法按需增加出力。因此，光伏电站（葡文缩写 UFV）和风电场（葡文缩写 EOL）通常按资源情况上网，不像火电厂和水电站（葡文缩写 UHE）那样可以由国家电力系统运营商（葡文缩写 ONS）按负荷需要安排出力。海上风电同样存在间歇性问题，与 BESS 结合可以显著受益，是光伏和陆上风电之外的新兴细分领域。
调节需求最集中的领域是辅助服务。辅助服务是为保证国家互联电网（葡文缩写 SIN，即覆盖巴西绝大部分地区的主干电网）在满负荷状态下安全运行和电能质量而设置的补充机制，用于维持频率、电压和同步等技术参数，并在事故后实现自恢复或黑启动。
在巴西，辅助服务历来主要由水电站提供，调频服务尤其如此，这是由水电站的技术特性决定的。风电、光伏等间歇性电源大量并网后，辅助服务成本明显上升。与常规电源相比，这类电源自身不具备提供辅助服务所需的技术特性，其运行方式还对电网稳定提出了更高要求，水电站因而被越来越频繁地调用，为 SIN 提供运行灵活性。
电池储能系统（Battery Energy Storage System，以下简称 BESS）可以先储存电能，再在需要时释放，改善供需时段匹配，并在具备相应控制能力和准入条件时支持电网调节。在电网不稳定或停电时，BESS 能够保障供电的连续性；用于停电备电的系统须相应配置切换、保护或孤岛运行功能，并预留足够电量。
这种调节能力称为时移，即把电能从发出的时段转移到需要使用的时段。风电和光伏的出力原本只能随资源变化，配置储能后，电站对上网时间有了一定的控制能力。在阴天、夜间或无风时，风电场和光伏电站仍可借助储能向电网供电，其在市场上的有效容量因此提高。电站也可以把富余电量留到负荷高峰、电价较高的时段送出，取得额外收入，这种做法称为价格套利；可以向尚未接入国家互联电网的地点供电，即所谓离网系统；还可以依托储能，以功率的形式参与容量市场。在巴西，容量市场已经以容量储备拍卖的形式落地，具体规则见第三章。
BESS 同样具备提供辅助服务的能力。若要使辅助服务作为区别于电能供应的独立产品在竞争性市场中提供，巴西的监管制度还需要进一步完善，辅助服务的现行规则和最新进展见2.5。在这一发展方向下，BESS 已经成为充分发挥巴西可再生能源投资经济效益和运行效益的必要基础设施。储能缓解了风光出力的间歇性，使电力系统能够接纳更多可再生能源，间接促进温室气体减排和能源转型。
调节能力不足最直接的后果，是风光电量无法上网。限电已经给发电企业造成数十亿雷亚尔的损失，并引发持续的法律争议。储能可以把受阻电量留到电网有可用容量时再送出，减少弃电因此成为 BESS 在巴西最直接的机遇之一。BESS 既能减少发电企业的经济损失，又能创造新的收入来源，可以把电网约束转化为经济机会，市场主体和用户都能从中受益。
限电（葡文语境中称为 constrained-off）使风光电站的可发电量不能全部注入电网。据咨询机构 Volt Robotics 依据 ONS 数据所作的统计，2025 年 1 月至 8 月，巴西风电和光伏平均被削减约 3,256 兆瓦（平均功率），约占可发电量的 17.6%；2025 年全年平均约 4,021 兆瓦，约占可发电量的 20%。这些数字是咨询机构的估算，衡量限电的严重程度须区分限电功率、损失电量和损失比例，并注明统计期间、覆盖电源和计算分母。另据 ONS 数据，2025 年 1 月至 8 月限电规模增长 230%，而 2023 年的平均限电功率仅约 150 兆瓦。项目尽调应取得 ONS 相关记录和电站逐时数据，按原因与持续时间识别可由储能回收的电量。
ONS 下达限电指令的原因主要有两类，发电相对于需求过剩约占 57%，其余源于输电设施运行不可用。无论哪类原因，无法调度的电量实际上都已损失，发电企业还可能因非自身原因无法履行交付承诺。储能能否缓解，取决于限电指令作用于哪一环节、是否允许在限电时充电，以及随后是否有可放电的时段和接入裕度。不能将全部限电量视为可套利电量。
限电会减少售电收入，也可能影响合同交付。同一机构估计，2025 年风光企业因限电损失约 65 亿雷亚尔，2021 年 10 月至 2025 年 8 月累计约 60 亿雷亚尔。经济损失还受合同价格、短期结算、补偿规则和争议结果影响，应与限电电量分开统计。项目应在合同中明确限电的责任、证据留存、补偿条件和争议处理，避免将历史行业损失直接当作项目收益。
BESS 可以在电力过剩时储存电能，待电网有可用容量时再释放，为受阻的输电潮流提供替代出路，从而缓解限电。部署 BESS 能够减少可再生能源发电企业的经济损失，缓和相关的行业争议，增强行业的财务稳定性和运行稳定性，也有助于提高市场主体的法律确定性。
监管层面也有相应安排。巴西国家电力监管局（葡文缩写 ANEEL）已允许配置同址储能的发电厂下调已签约的电网使用量，以减少限电；第二监管周期还将专门处理利用储能缓解弃电和限电的监管问题。这两项安排分别见2.4和2.5。
价格套利是指在价格较低时充电，在价格较高时放电，以价差覆盖电量损耗和其他增量成本。BESS 与光伏、风电结合后，运营方可以把这些电源以近乎零成本发出的电量储存起来，在高峰时段出售，获取可观的利润。美国 EIA 2022 年发布的调查显示，2021 年约 59% 的公用事业级电池功率容量报告用于价格套利，2019 年为 17%。这是美国特定年份的容量用途统计，不是收益占比，也不能直接推定巴西的盈利水平。巴西项目仍须结合其市场准入、计量结算和合同收益边界测算。
这种做法对发电企业和用户都有好处。双方都可以储存低价电能，无论电能来自电网还是自有发电设施，然后在电价较高的时段使用。BESS 因此能够同时在电力价值链的供给端和需求端降低成本。
套利收入的不足之处在于稳定性较差。其收入水平取决于电价波动和市场行情，项目的财务测算因此较为复杂。银行如何看待这类收入，见5.2。
电网侧的调节需求之外，巴西储能还有三类需求明确的用户。北部孤立系统需要替代高成本的柴油发电，数据中心需要不间断供电并控制电费，工商业和居民用户则借助储能管理用电成本、保障供电。其中孤立系统已经是巴西现有储能装机最主要的应用场景。
孤立系统是指未与巴西全国互联系统（SIN）连接的供电系统，主要分布于北部地区。据 MME 和 EPE 的孤立系统供电规划（2026—2030 年周期），目前约有 160 个地点由孤立系统供电，服务人口约 196.5 万；2018 年至 2025 年有 110 个地点并入 SIN，罗赖马州首府博阿维斯塔于 2025 年 9 月并网。服务范围和用户规模随系统联网而变化，具体项目应按所在地查询最新清单。储能可与当地可再生能源、柴油机等组合，改善供电可靠性并减少部分燃料消耗。
孤立系统主要依靠火电厂供电，其中以柴油发电为主。与可再生能源相比，柴油发电成本高得多，经济性明显不足。但在孤立系统中接入可再生能源也面临不少困难，亚马孙州、阿克里州和朗多尼亚州的偏远地区尤为突出，原因在于光伏和风电具有间歇性。
BESS 可以在天气条件有利时储存多余电能，在发电不足时释放，使可再生能源能够提供稳定可靠的电力，与光伏结合后，在日照不足或夜间仍可实现经济、连续的供电。“亚马孙光明计划”（Mais Luz para a Amazônia）等政府项目以及部分地方供电企业，已经开始在可再生能源项目中配置 BESS，在环保和供电可靠性两方面都取得了成效。随着政府项目越来越多地采用这一方式，孤立系统有望摆脱污染大、成本高的柴油依赖，转向更清洁、更经济的可再生能源方案，使区域电气化与国家能源转型目标相衔接，并为数以百万计缺乏可靠供电的居民提供稳定电力。
OLADE 2025 年第 10 号储能技术说明转引 Greener 行业调查：截至 2024 年，巴西累计储能规模约 685 兆瓦时，其中约 70% 位于孤立系统。这是特定调查口径的储能电量规模，不是监管机关完整装机普查。具体项目仍须核实当地负荷、燃料供应、运维条件和接入安排。
数据中心是集中安置服务器、数据存储设施和关键 IT 硬件的专门设施，人工智能等现代企业和经济日常运行所依赖的多项技术都以其为基础。巴西是拉美最大的数据中心市场，共有 159 个数据中心，其中包括全球第五大的数据中心园区。数据中心对供电连续性要求高，能源费用也是重要成本。BESS 可结合电价管理、需量控制和备电发挥作用，但各功能能否同时实现，取决于负荷曲线、系统配置和备用电量安排。
用电规模。根据 IEA《能源与人工智能》报告，2024 年全球数据中心用电量估计约 415 太瓦时，约占全球总用电量的 1.5%；基准情景预测 2030 年增至约 945 太瓦时。中型数据中心的用电量约相当于 1,000 户家庭，大型设施可达 1 万至 5 万户家庭，与一座小城市的用电需求相当。人工智能的发展进一步推高了用电需求，生成一张 AI 图像的耗电量约相当于给一部手机充满电。2024 年，巴西数据中心的用电负荷为 740 兆瓦。巴西 MME 2024 年 9 月 18 日公告显示，2024 年 5 月有 12 个数据中心项目申请接入基本电网，最大需求合计约 2.5 吉瓦（规划期至 2037 年）；同年 8 月申请增至 22 个，合计约 9 吉瓦（规划期至 2035 年）。这些数值反映申请功率，不能用作已实现负荷或实际用电量。
供电可靠性与电费。数据中心对供电可靠性的要求极高，国际能源署也指出，数据中心需要配置备用设备，以满足极高的可靠性要求。数据中心要求 100% 的供电可用率，须配备可靠的接入设施，一旦断电，可能造成设备损坏和业务中断，并带来火灾风险。BESS 可以提供频率控制、电压调节和应急备用等服务。电费占数据中心运营成本的 60% 以上，BESS 可以通过需求响应和削峰降低电费支出，与可再生能源结合后，还能减少对高成本、高污染电源的依赖。随着数字化和人工智能应用推动巴西数据中心市场持续增长，将 BESS 纳入数据中心基础设施已成为该行业可持续扩张的战略需要，储能也将成为新一代数据中心架构的重要组成部分。
备电即服务模式。对于数据中心等关键用户，可通过长期服务合同提供 BESS 备电。以“备电即服务”方式提供 BESS，是项目盈利能力的可靠指标；项目的可融资性还取决于客户信用、合同期限、付款条件、服务可用性和违约责任。相关条款见5.2。
BESS 在巴西的应用大致分为三类，即工商业用户自用、居民用户自用和直接为电网提供服务。第三类是独立式项目，不依附于任何发电或用电资产，通过辅助服务（如调频和电压支撑）、电能套利（在低谷时段储电，在高需求或价格波动时段送电）和参加专门的容量拍卖取得收入，分别见1.1、1.2和第三章。
工商业企业把 BESS 纳入自身的用能设施，可以配合可再生能源实现减碳目标，保障供电的稳定和连续，同时对用电成本进行管理。对医院和部分工业企业而言，停电时维持供电不中断尤为重要。居民用户同样可以从中受益。已安装太阳能板的家庭能够把自发电量储存起来，从而间接降低电费支出，遇到停电时也能继续用电。用户还可以自行决定所储电能的使用时间，选择在电网电价较低的时段用电。
储能技术早已进入全球市场，在家庭中的应用相当普遍。BESS 的意义在于把这项成熟技术的应用范围延伸到了电力行业。BESS 应用方式多样，体现了其多功能的特点。接入电网后，这项技术能够提高运行灵活性，并在效率、可靠性和可持续性方面带来显著收益。
需求已经出现，巴西的储能产业也已起步。在明确的监管框架出台以前，输电、配电和发电领域就出现了具有开创意义的 BESS 项目。与美国、中国和智利相比，巴西的储能规模仍然较小，但相关投资明显增加，本国的锂资源也为发展电池产业链提供了条件。
输电领域的 ISA CTEEP 项目。ISA CTEEP 经 ANEEL 第 10,892/2021 号授权决议批准，大规模采用锂离子 BESS，并将其纳入特许经营范围内的输电业务，用于应对紧急用电需求。据该公司介绍，采用 BESS 被证明是一项创新且能够快速部署的方案，目的是削减用电高峰，并在正常运行条件下保障系统安全。作为回报，该公司的准许年收入获得了上调。ANEEL 此前还批准将若干电池装置归类为输电资产，接入变电站，为系统提供运行支撑，提高可靠性和灵活性。
配电领域的 CEMIG 研发项目。CEMIG 与 ANEEL 合作开展研发项目，开发出一套可远程运行的电池组系统，在高峰时段调节电压，减少供电中断。
发电领域的乌伊巴伊同址储能项目。2026 年 4 月，ANEEL 批准在巴伊亚州乌伊巴伊（Uibaí）建设巴西首个同址储能系统，允许在一座发电厂旁安装电池系统，并与电厂共用并网设施。在这种配置下，电厂所发电量可以先储存，再根据运行需要送入电网，提高了运行灵活性和效率。ANEEL 在审批时把加装储能视为对电厂技术特性的变更，这一做法随后被第 1,162/2026 号规范性决议确立为同址储能的一般规则，见2.3。
目前储能发展领先的地区包括中国、美国、欧盟和拉丁美洲，主要将 BESS 用于辅助服务和价格套利。巴西正处于由零散项目向规模化投资过渡的阶段。
美国的储能装机规模。美国 2024 年新增电池储能容量 10.4 吉瓦，在当年新增发电容量中仅次于光伏，公用事业级电池储能总容量由此超过 26 吉瓦。
中国的储能产业与电池产能。IEA《全球电动汽车展望 2025》统计，2024 年约 85% 的全球电池电芯制造产能位于中国，中国在这一领域处于明显的领先地位。IEA 2024 年储能报告还指出，中国承担超过一半的全球锂加工。中国通过系统性的法规鼓励新建光伏电站配置储能，并计划于 2025 年投运一座结合风电、光伏和电池储能的大型可持续发电基地，体现了一体化可再生能源系统的发展路径；具体项目的建设状态应逐项核实。
欧盟的产业竞争议题。国际上还出现了以加强电池制造所需锂供应链为目标的战略合作。欧洲电池联盟于 2024 年召开第八届年会，重点讨论如何在美国和中国的竞争压力下，保持欧洲在创新、可持续发展和竞争力方面的领先地位。
拉美的储能格局。拉丁美洲能源组织（OLADE）是以促进区域能源资源一体化、保护和保障为宗旨的政府间公共机构，其 2025 年发布的第 10 号技术说明《拉丁美洲和加勒比地区储能：现状、挑战与战略建议》显示，智利、巴西和墨西哥处于区域储能发展的前列。墨西哥已投运储能功率为 192 兆瓦。拉美储能容量中锂离子电池约占 60%，主要用于光伏混合系统、微电网、工业备电和辅助服务，原因在于其供应充足、技术成熟，这也是区域的一项战略机遇。智利已投运储能约 2 吉瓦，驱动因素是光伏装机增长和应对限电的需要；2024 年投运的 Coya 储能电站容量 638 兆瓦时、装机 139 兆瓦，是拉美最大的电池储能电站，体现了智利监管落地的成效，也证明了大规模锂电池储能项目的可行性，智利由此成为区域储能部署的领先者，其经验也可供其他拉美市场借鉴。OLADE 所引巴西 685 兆瓦时的数据来自 Greener 调查；各国资料可能使用功率或电量口径，并覆盖不同项目阶段。横向比较应统一统计时点、投运范围和单位，再评估政策、接入条件与商业模式；区域规模不能直接换算为巴西项目的需求或报价。
上述数字的口径不一。美国、智利和墨西哥的数据为功率（吉瓦或兆瓦），巴西的数据为储能电量（兆瓦时），比较时需要注意功率与电量的区别。
近年来，巴西与储能相关的投资明显增加。预计到 2035 年，公用事业级和工商业领域已宣布及在建的项目将持续增加，未来数年规划新增的储能装机达到数百兆瓦时，并有多年期投资计划和结构化融资安排作为支撑。这些投资包括扩大现有储能资产组合、开发发电与储能结合的新型混合项目，以及设立专门支持储能部署的金融机制，巴西市场正从零散项目转向更稳健、可扩展的投资环境。从全球看，电池技术特别是锂电池系统是明确的发展方向，国际环境有利于扩大和支持此类项目，无论其与电厂结合还是独立运行，这也为巴西发展有竞争力、可持续的储能市场提供了借鉴。
锂是制造手机、平板电脑、计算机等电子产品以及储能系统的重要材料，能够提高这些产品的效率和性能。全球对锂的需求因此快速增长，目前仍在上升。
据巴西国家矿业局（葡文缩写 ANM）《2024 年巴西矿产概要》，2023 年全球锂储量约为 3,000 万吨，按锂金属含量计，其中智利约 930 万吨、澳大利亚约 700 万吨、阿根廷约 400 万吨。巴西的探明和概略储量约为 59 万吨，按氧化锂（Li₂O）含量计，与全球数据的计量口径不同，两者不宜直接计算占比。巴西储量主要位于米纳斯吉拉斯州热基蒂尼奥尼亚河谷的阿拉苏阿伊（Araçuaí）、伊廷加（Itinga）一带，以及圣若昂德雷（São João del-Rei）地区。
产量方面，ANM 产量表按氧化锂含量统计。2023 年全球锂产量为 203,910 吨，其中澳大利亚占 45.0%，智利占 20.3%，中国占 17.5%，巴西占 7.5%（15,193 吨，对应锂辉石精矿 263,876 吨），阿根廷占 4.2%。南美洲在全球锂生产中的地位由此可见。
2025 年 7 月，巴西主办了 Lithium Business 2025 活动。MME 在活动中重点介绍了米纳斯吉拉斯州热基蒂尼奥尼亚河谷（Jequitinhonha Valley）的“锂谷”（Lithium Valley），将其列为最有前景的锂产区之一。除米纳斯吉拉斯州外，帕拉伊巴、北里奥格兰德、塞阿拉、巴伊亚和圣保罗等州也有锂矿赋存，分属东北、东部和南部三个伟晶岩省；ANM 所列的锂储量位于米纳斯吉拉斯州。
由于锂是制造 BESS 和电动汽车电池的关键原料，巴西正在吸引国内外投资，在新一轮矿业周期中处于有利位置。巴西鼓励本土电池制造的相关政策，见6.1。
从先例走向规模化，巴西储能还要跨过成本和供应链这道门槛。BESS 在技术上理由充分，经济和融资方面的障碍则是规模化部署面临的主要挑战之一。这些障碍并未削弱巴西储能投资的长期吸引力，但对法律、监管和金融方案提出了更高的要求。BESS 要充分发挥潜力、实现预期效益，还须先克服运行、监管和制度层面的一系列挑战。
巴西电力行业长期以发电为中心，储能作为一项新技术接入其中，需要解决一系列结构性问题。
技术整合。BESS 接入发电厂和输配电网络，必须与现有基础设施相兼容。ANEEL 和 ONS 也需要具备相应的专业能力，制定并网技术要求，确保新旧设施的运行效率不受影响。
电网适配。BESS 的时移能力会在时间上重新分配负荷，改变输配电网络原有的运行方式，对电网使用的运行绩效和协调提出了更高要求。上述问题给进入这一新兴领域的投资者带来了不确定性。要使 BESS 实现规模化部署，需要事先做好战略规划。
较高的初始投资一直是进入这一市场的重要门槛。过去十年全球电池价格总体呈下降趋势，但在巴西现有的市场条件下，储能项目仍需大量前期投入。
与此同时，巴西尚未形成成熟的公用事业级和表前（front-of-the-meter）储能商业模式，项目能否获得融资，往往取决于定制化的合同安排、混合项目或长期购售电结构。这会增加交易成本，但也为金融和法律结构设计留出了空间。
进口税负会影响设备到岸成本，但适用税率须按设备归类、申报日、原产地和有效例外逐项确认。整套进口、本地组装和当地制造的税负、抵扣与现金占用也不同，详见6.1及表 6-1 至 6-3。不能根据媒体概括或税率区间直接预填某类储能设备的进口税率。进口税负与其他联邦税和州级收费叠加，会明显推高储能设备的到岸成本，税务筹划、海关归类分析以及申请特殊税制和激励，因此成为项目开发的核心环节。一般海关规则另见国别版 Q061、Q062。
巴西目前依赖进口技术，尤其依赖亚洲供应商，项目因此面临供应链风险和汇率波动的影响，雷亚尔汇率风险参见国别版 Q007。储能需求的增长还加剧了对锂等制造原料的竞争，而全球锂储量相当有限。与此同时，本地组装、战略合作以及中期的本土制造也由此获得了发展空间。从投资者角度看，及早布局采用本地化策略或能受益于未来产业政策的项目，随着市场成熟，可能获得竞争优势。
随着税务、监管和市场规则逐步完善，项目结构完善、法律支持充分且较早进入的投资者，有望在这一可能成为拉美最具活力的储能市场中获得先发优势。
第二章 · 授权、并网、收费与辅助服务
2026 年 6 月起，巴西有了专门规范储能的规则。建储能要办什么手续、向电网交什么费、能靠哪些服务赚钱，都有了明确依据。
储能既从电网取电，又向电网送电，过去难以归入巴西电力法律的既有分类。ANEEL 第 1,161/2026 号、第 1,162/2026 号规范性决议把储能分为独立运行的自主储能和建在电厂旁的同址储能，分别规定授权、电网使用费和行业性收费，并允许储能提供辅助服务取得报酬。
本章依次讨论储能的定性与监管路径、系统定义与运行方式、授权程序、并网合同与收费，以及辅助服务和第二监管周期的遗留议题。
第一章所述的市场需求要转化为项目，前提是储能在法律上有明确的身份。储能同时具有用电和发电两种属性，长期难以归入巴西电力法律的既有分类。巴西为此采取了监管建设与拍卖采购同步推进的路径，2025 年的立法和 2026 年 6 月的监管包先后为储能确立了法律地位。
储能在监管上的难点，在于它同时具有用电和发电两种属性。发电和输电都只有单一方向，储能则是双向的，既从电网取电，又向电网送电，还可能同时承担电力行业不同环节的职能。巴西电力行业现有的法律分类是围绕功能单一、界限清楚的技术设计的，储能很难直接归入其中任何一类。
这种不确定会产生实际后果。一个 BESS 项目被认定为发电主体、用电主体、输电资产，还是一种全新的类别，直接决定它适用何种许可制度、电价和行业性收费，享有何种接入权利，以及可以获得哪些收入。储能的定性因此关系到项目在经济上是否可行，最终也决定了能否吸引足够的私人资本，推动这项技术在巴西规模化发展。
巴西储能的监管由两家机构分头推进，两条路线相互补充，但各有侧重。
ANEEL 的监管路线。ANEEL 通过一套分阶段的监管路线图，界定适用于储能系统的技术规则、许可规则和电价规则，第一阶段的成果是 2026 年 6 月发布的第 1,161/2026 号和第 1,162/2026 号规范性决议。
MME 的采购路线。MME 通过容量储备拍卖采购储能容量，这项工作与 ANEEL 的监管建设同步进行，部分环节甚至走在监管框架完全成熟之前。MME 第 136/2026 号部令确定了首轮储能容量储备拍卖的规则，见第三章。
两条路线并行，是巴西有意作出的政策选择，目的是尽早抓住投资机会。
第 15,269/2025 号法律于 2025 年 11 月 24 日颁布，是巴西首次以立法形式正式承认储能是国家产业发展的一项工具。与储能直接相关的安排有三项。
监管职责。该法将储能活动的监管和监督职责授予 ANEEL，确认了 ANEEL 自 2020 年以来实际承担的角色。
储能容量费用分摊。第 15,269/2025 号法律修订的第 10,848/2004 号法律第 3-A 条第 6 款，将以电池储能形式采购的容量储备成本按 ANEEL 规则向发电主体分摊。该条针对电池储能容量采购，不能推广为所有容量储备费用均由发电主体承担。ERCAP-SAE 征询状态及其与 ERCAP-Geral 的区别见3.3。
税收激励。第 15,269/2025 号法律第 22 条在第 11,488/2007 号法律中增设第 2-A 条，将储能投资纳入 REIDI；相应税收减免额度每年不超过 10 亿雷亚尔，须有当年预算，适用期为 2026 年 1 月至 2030 年 12 月。太阳能发电系统（包括小微型分布式发电）须配置化学储能，才能享受该优惠；具体实施以细则为准。同条还授权行政部门将 BESS 及部件进口税率降至零，授权本身不等于具体设备已适用零税率。申请与进口环节见6.1。
ANEEL 在 2020 年通过第 11/2020 号公开听证，首次把 BESS 纳入行业讨论，目的是为储能系统进入巴西电力行业所需的监管调整收集意见。分析听证意见后，ANEEL 决定采用路线图的方式，把储能议题分为三个周期处理，以便在合理时间内应对问题的复杂性。
2023 年 10 月，ANEEL 启动第 39/2023 号公开征询的第一阶段，就完善储能监管（包括可逆式水电站）收集意见和补充信息，路线图由此正式开始实施。第二阶段征询于 2024 年 12 月开启，意见征集持续到 2025 年 1 月。ANEEL 技术团队汇总了覆盖十一个主题领域的 650 多份意见。2026 年 6 月 2 日，ANEEL 董事会审议了监管方案，随后于 6 月 25 日发布第 1,161/2026 号和第 1,162/2026 号规范性决议，同时修订了输电服务规则第 1、2、3、5 模块。
这一监管包的发布标志着第一周期结束。第一周期处理的议题包括储能系统的概念界定、授权制度、电网接入和使用，以及清除储能参与辅助服务和容量拍卖的监管障碍。这是迄今为止巴西在电池储能纳入电力行业方面最重要的一步，具体规则见本章以下各节。
监管包首先界定了什么是储能系统，再按储能与发电厂的关系区分自主和同址两类运行方式，并允许自主储能通过关联安排与发电厂挂钩。定义决定哪些设施受这套规则约束，运行方式则决定后续的授权程序、充电来源和计量安排。
根据第 1,161/2026 号规范性决议，储能系统（英文缩写 ESS，葡文缩写 SAE）是指“以任何装置储存能量，用于后续消费、向电网注入电能或向电力系统提供服务的一整套设备、装置和技术”。配电领域的监管框架也采用了同一定义。
这一定义还列明了可用于储能的技术，包括本书讨论的电池，也包括可逆式水电站，以及今后可能出现的其他形式。定义中的技术清单是开放的，今后出现的储能技术也可以纳入。确立正式的概念后，技术和监管层面有了统一的理解，行业各项规范在适用时也更加便利。
第 1,161/2026 号规范性决议规定了储能系统在巴西电力行业中的两种运行方式。
自主模式。自主储能独立运行，只从电网取电，再向电网送电或提供服务。第 1,162/2026 号规范性决议还在配电规则中设立了“自主储能运营商”这一新的市场主体类别，与原有的用电户、发电主体和进出口主体并列。
同址模式。同址储能安装在发电厂附近，既可以从电厂取电，也可以从电网取电。
两种模式在授权方式上差别很大。自主储能须单独取得 ANEEL 授权，同址储能纳入所在电厂的授权，无须单独申请，两者的授权程序见2.3。
第 1,162/2026 号规范性决议明确规定，自主储能的授权可以通过“关联”机制与一座发电厂挂钩。关联安排不构成一种新的运行方式。在这种安排下，储能仍持有自主储能授权，发电厂持有自身的授权，两者在法律上和运行上都保持独立。
关联安排下，两项授权分别计量。自主储能不得直接由发电厂充电，必须通过市场购电来充电。这一分离要求确保了电能流向可以追溯，并能在电能交易商会（葡文缩写 CCEE，负责管理短期市场结算）的结算体系中准确记账。
关联安排与同址储能的区别在于授权结构。储能以自己的独立授权与发电厂并存时，两者之间是间接关系，计量分开，购电须签订正式合同；储能纳入发电厂自身的授权时，则视为对该授权的技术变更，可以共用基础设施，并允许由电厂直接充电。自主储能、同址储能和关联安排的主要区别见表 2-1。
| 自主储能 | 同址储能 | 自主储能的关联安排 | |
|---|---|---|---|
| 授权方式 | 单独取得 ANEEL 授权，期限 35 年 | 纳入所在电厂的授权，按技术特性变更办理 | 储能仍持有自主储能授权，电厂持有自身授权，两者通过关联机制挂钩 |
| 充电来源 | 只从电网取电 | 可从电厂或电网取电 | 须通过市场购电，不得由电厂直接充电 |
| 与电厂的关系 | 独立运行 | 安装在电厂附近，可共用基础设施 | 间接关系，购电须签订正式合同 |
| 识别与计量 | ANEEL 为储能另设登记簿 | 赋予独立的 CEG 编码 | 两项授权分别计量 |
资料来源：ANEEL 第 1,161/2026 号、第 1,162/2026 号规范性决议。
运行方式确定以后，项目方需要按相应程序取得授权。自主储能适用与独立发电商类似的单独授权，同址储能则按所在电厂授权的技术变更办理。自主储能不因容量小而免于授权；同址储能按所在电厂授权的技术变更办理，用户侧储能的商业和运行条件仍待第二监管周期规定。
根据第 1,161/2026 号规范性决议，自主储能系统只能使用从国家电网取得的电能运行，适用与独立发电商（英文缩写 IPP，葡文缩写 PIE）类似的授权制度。ANEEL 将在其系统中为储能服务许可另设登记簿，与发电厂的登记簿分开。
ANEEL 签发的授权期限为 35 年。授权须由项目主体的法定代表人提出申请，并附上相关规定要求的资格文件。授权文件自公布之日起，给予最长 54 个月的期限，项目须在此期限内使全部储能单元投入商业运行。
ANEEL 在第 1,161/2026 号规范性决议中参照发电项目的做法，设立了储能系统授权申请登记文件（葡文缩写 DRO-SAE）。这是项目方在正式申请授权之前可以选择办理的一项手续，由项目方自行决定是否办理。
DRO-SAE 的有效期为四年，不得延期。取得 DRO-SAE 并不产生任何优先权或排他权，也不保证项目最终获得授权。它的主要用途在于便利项目取得环境许可，以及满足政府部门或金融机构提出的要求。
自然人。第 1,161/2026 号规范性决议规定，自主模式只向公司和联合体开放，自然人不得申请。自然人取得许可的情形，仅限于以自用发电方式运营的发电厂。自主模式是围绕向电力系统出售服务设计的，与自用供电性质不同，监管上认为不宜对自然人适用同样的安排。
小容量储能。第 1,161/2026 号规范性决议也没有为容量较小的自主储能系统设置豁免。巴西的小微型分布式发电制度（葡文缩写 MMGD）免除了小规模发电的授权要求，储能则没有类似规定。无论装机容量大小，提供自主储能服务都必须取得 ANEEL 的授权。
作为一项操作上的简化，ANEEL 只对装机容量超过 5,000 千瓦的储能系统通过其系统监控施工进度。规模较小的项目仍需取得授权，但不必履行中间节点的监控义务。与授权相关的安排，已与发电主体保持一致。
上述规则针对自主储能。同址储能作为所在电厂授权的技术变更办理，见本节第 04 项。安装在用电户处的同址储能，其商业和运行条件列入第二监管周期议程，见2.5；小微型分布式发电用户配置储能的具体程序，需要结合配电规程和当地配电公司的接入要求另行确认。
同址储能安装在发电厂相邻区域，连接发电厂或配电、输电网络，可以从电厂或电网取电，用于后续向电网送电、内部消耗或向电力系统提供服务。
根据第 1,162/2026 号规范性决议，在电厂加装同址储能，须作为对该电厂现有授权技术特性的变更办理，项目方需要向 ANEEL 提交第 1,161/2026 号规范性决议附件二列明的文件。同址储能作为所在电厂授权的一部分，无须单独授权。
同址储能会被赋予一个独立的电厂唯一编码（葡文缩写 CEG），与发电单元的 CEG 分开。这样，ANEEL 可以在其数据库中单独识别和监测储能部分。这一做法此前已有先例，2026 年 4 月 ANEEL 对巴伊亚州乌伊巴伊同址储能项目的授权，就是把储能视为对发电项目技术特性的变更，见1.4。
取得授权的储能项目接入电网，需要签订系统使用合同，并按运行方式承担电网使用费和行业性收费。这些规则直接进入项目的成本测算，其中同址储能下调签约额度的安排，也为存量电站加装储能提供了新的空间。
第 1,162/2026 号规范性决议对储能项目的电网合同作出了专门规定。发电厂或自主储能系统使用同一个接入点既用电又向电网送电的，须签订一份长期有效的配电系统使用合同（葡文缩写 CUSD）。由 ONS 集中调度的发电厂或自主储能系统，还须与 ONS 签订输电系统使用合同（葡文缩写 CUST），在适用的情况下，也需要签订受监管购电合同（葡文缩写 CCER）。
对于安装在用电户内部、且该用电户没有小微型分布式发电的同址储能，第 1,162/2026 号规范性决议明确不允许向电网送电，其签约的送电需求必须设为零。
签约送电额度的确定。MUST、MUSD 分别为输电、配电系统签约使用量。配电侧同址储能规则规定，送电方向的 MUSD 不低于两项要求中的较大值：发电厂最大可注入功率扣除储能最大充电功率；储能最大放电功率扣除发电厂自用负荷。实际值还须符合接入条件。该配电规则不应直接套用于输电 CUST，输电侧应按输电服务规则第 5 模块独立核定。
配电侧签约额度的下调。第 1,162/2026 号决议第 12 条修订的第 1,000/2021 号决议第 149 条第 5 款，允许在证明技术可行时，按不含储能配置的电站最大注入功率下调最多 30%；第 6 款对既有 CUSD 设置每 12 个月下调不超过原签约注入量 5% 的规则。第 155 条第 3 款又对同址储能接入后的第一次下调设置例外。因此，新项目的设计空间、既有合同的逐年调整和第一次下调须分开判断。输电侧另按 CUST 和第 5 模块核定，每年下调超过 5% 的部分须支付费用，且不适用配电侧第一次下调的例外。
用电方向的签约。配置同址储能的发电厂，以及与自主储能形成关联安排的发电厂，须在用电方向签订 MUST，各签约期的取值介于零与系统可能需要的最大电功率之间。涉及从电网充电的项目，应分别核实物理接入容量与用电方向的签约使用量。完全由 ONS 调度的自主储能适用专门规则；其他模式须根据接入类别、获准运行方式及 CUST 或 CUSD 确定用电方向额度，不能把充电设备功率直接等同于必须签约的 MUST。
这些规定使新项目和存量项目都可以通过加装同址储能下调签约额度。规则的目的是提供法律和运行上的确定性，减少限电，同时释放输配电系统的可用容量。
完全由 ONS 调度的自主储能，其充电方向 MUST 按专门规则视为零，不因该项充电产生通常的输电使用费用；放电方向仍须按约签约和缴费。在这种运行方式下，充电周期由系统统筹安排，系统负荷也不计入储能自身的负荷。这是特定运行方式下的使用量和费用安排，不免除物理接入条件、其他行业收费、适用的超限责任或接入工程费用。未完全接受 ONS 调度的自主储能，用电和送电两个方向均适用输电和配电系统使用费率，以反映其对电网设施的双向使用。
对于配置储能的同址发电厂，第 1,162/2026 号规范性决议规定，用于激励可再生能源的电价折扣须按比例适用，并考虑从基本电网充电的电量。ANEEL 也承认，要制定完全量身定做的电价结构，还需要更细致的成本因果分析，并表示预计将在后续监管周期中进一步处理这一问题。
在行业性收费方面，ANEEL 沿用了第 39/2023 号公开征询中确立的监管思路，把自主储能视为与独立发电商适用同一法律制度。自主储能须缴纳电力服务监督费（葡文缩写 TFSEE）和研究、开发与创新费用（葡文缩写 PDI），其中 TFSEE 同时适用于自主储能和同址储能。
针对终端用电征收的收费，例如替代能源激励计划（葡文缩写 PROINFA）和能源发展账户（葡文缩写 CDE），不适用于自主储能。ANEEL 的理由是，自主储能从电网取得的电能会重新送回系统，或用于向电力行业提供服务，不供运营方自用，不属于电力的终端消费。储能的用电因此不同于用户的终端用电，也就不具备征收由终端用电承担的收费的前提。
第 1,162/2026 号规范性决议专门规定了适用于储能运营商的违规情形，包括未履行登记义务，未分析或记录事故，不符合电磁场暴露限值，未对储能业务的投资、收入和成本单独核算，以及在未安装规定计量系统的情况下运行储能设施。
在罚款计算上，监管规则为储能设定了专门的公式。罚款基数为预计年收入，即预计年送电量乘以违规通知发出时适用的年度参考值。
第一监管周期为储能打开了辅助服务这一收入渠道，监管沙盒和 CNPE 的决议也显示出辅助服务采购走向竞争性机制的方向。收益叠加、储能作为输配电资产等问题则留给了第二监管周期，这些遗留问题将影响储能今后的收入结构。
巴西辅助服务的核心规则是 ANEEL 第 1,030/2022 号规范性决议（2022 年 7 月 26 日），规定了 SIN 内辅助服务的提供条件和报酬。按照这一框架，获得授权提供辅助服务的主体（历史上主要是水电站）须与 ONS 签订辅助服务提供协议，才能取得相应报酬。资金结算通过短期市场（葡文缩写 MCP）进行，由 CCEE 负责。
更广泛的制度讨论始于 2022 年。当年 MME 依据第 10/GM/MME/2022 号部长令，开启第 145/2022 号公开征询，就 SIN 辅助服务的规划、运行、监管、成本分摊和风险分配征求意见。这次征询当时没有产生针对储能的专门规则，但表明主管部门已经意识到，辅助服务框架需要适应以间歇性可再生能源为主的电力结构。
与储能直接相关的变化，来自 ANEEL 第 39/2023 号公开征询的最终成果。2026 年 6 月 25 日，ANEEL 发布第 1,162/2026 号规范性决议，明确规定自主储能系统以及配置同址储能的发电厂可以提供辅助服务，具体要求由 ONS 在电网规程中、由 CCEE 在交易规则和程序中另行规定。这一规定填补了此前的空白，正式确认储能是一般框架下合格的辅助服务提供者，为 BESS 运营方打开了具体的收入渠道。
沙盒的法律基础。在监管层面，决定性的结构性步骤是 ANEEL 第 1,062/2023 号规范性决议。该决议建立了正式的法律基础，允许 ANEEL 授权 ONS 利用监管沙盒测试替代性的辅助服务产品。启用沙盒须以 ONS 事先完成技术研究、确定优先测试的服务为前提。ONS 研究后确定，首个试点周期优先测试用于电压控制的无功支撑。
授权决议的形成。为讨论无功支撑竞争性沙盒机制的具体设计，ANEEL 开启第 44/2023 号公开征询，在 2023 年 12 月 7 日至 2024 年 1 月 22 日期间收到 37 份意见。审议的结果是 2025 年 10 月 21 日发布的 ANEEL 第 16,539/2025 号授权决议，正式授权 ONS 在沙盒框架下采购用于电压控制的替代性无功支撑产品。这些产品在电网规程最低要求之外，用于满足通过中期系统规划（葡文缩写 PAR/PEL）或专项研究识别出的需求。
参与主体、报酬与结算。根据该授权决议，发电厂、自由用户和符合 ONS 技术经济标准的其他技术均可参与，输电、配电主体以及小微型分布式发电主体被明确排除在外。中标者按实际提供的无功电量取得浮动报酬，单价为其中标价格（雷亚尔/兆乏时）。调度按经济顺序进行，依据合同价格和有效性系数排序，有效性系数由 ONS 技术研究确定，反映各主体对目标变电站电压控制的实际贡献。结算方面，应付金额由 CCEE 在调度月份的次月计算，并入相应的 MCP 结算，不需要开设单独的银行账户。CCEE 须每月在其平台上公布沙盒的汇总结果。
首轮采购结果与后续机会。ONS 于 2025 年 11 月 18 日至 12 月 2 日开展首轮无功支撑竞争性采购，12 月 22 日公布结果：共收到报价 500 兆乏时（折合有效量 395 兆乏时），最终采购 400 兆乏时（有效量 338 兆乏时），平均降价 21%，最高降价 31.5%，报价区间为每兆乏时 23.28 至 100 雷亚尔。服务集中在米纳斯吉拉斯州的若干 500 千伏变电站，包括 Pirapora 2、Itabira 5、Itabirito 2、São Gotardo 2、Bom Despacho 3 和 Poços de Caldas，合同自 2026 年 1 月 1 日起生效，持续到相关输电扩建项目投运，报酬按 ONS 实际调用的无功电量浮动支付。公开信息未披露中标技术类型；后续采购是否接受电池、采用何种产品和结算方式，须逐轮核对。CCEE 为沙盒制定的临时交易规程第 9 模块已于 2026 年 1 月 1 日生效，预计自 2026 年起还将陆续开展后续竞争性采购。
沙盒本质上是试验性质的，目的是积累运行经验，为今后的正式规则提供依据。第 16,539/2025 号授权决议要求 ONS 在 CCEE 的协助下，每年向 ANEEL 提交技术报告，说明取得的结果、遇到的困难、采取的解决办法以及监管改进建议，供修订辅助服务采购和报酬规则时参考。
国家能源政策委员会（葡文缩写 CNPE）第 8/2026 号决议，确立了通过拍卖或其他竞争性机制研究和采购 SIN 中水力储能系统（葡文缩写 SAH）所提供服务的指导原则。决议明确列出了这类系统可以提供的辅助服务和运行性能，包括电压控制、调频、爬坡、快速启动和黑启动能力。
这项决议针对的是水力储能，但反映出巴西行业政策的方向，即辅助服务的采购将越来越多地采用竞争性、技术中立的机制。第 1,162/2026 号规范性决议已经正式确认 BESS 可以提供辅助服务，这一方向由此向前推进了一大步，巴西 BESS 项目的经济可行性也相应增强。
第一周期结束后，ANEEL 根据第 39/2023 号公开征询中发现的问题，调整了第二和第三周期的范围。第二周期预计在 2026 年内启动。
第一周期规则的收尾。第二周期的一部分工作是对第一周期规则作最终调整、制定实施细则，以及更新电网规程、配电规程（葡文缩写 PRODIST）和交易规则与程序，把第 1,161/2026 号和第 1,162/2026 号规范性决议的内容纳入其中。ONS 和 CCEE 须在第 1,162/2026 号规范性决议发布后 180 天内向 ANEEL 提交修订建议。
储能的新用途和新主体。第二周期将研究利用储能缓解弃电和限电的监管安排，目的是借助储能减轻风电和光伏限电带来的日益严重的经济损失。储能作为配电和输电资产的监管处理、售电公司运营储能的问题，以及安装在用电户处的同址储能的商业和运行条件，也在第二周期议程之内。ANEEL 还将在无功支撑沙盒积累的经验基础上，评估针对分布式储能设立监管沙盒。
储能作为输配电资产。第二周期将研究储能系统是否可以、以及以何种方式纳入受监管的自然垄断框架，包括其报酬和规划标准。实践中已有先例。ANEEL 此前已批准把若干电池装置归类为输电资产，接入变电站，提供运行支撑、系统可靠性和灵活性服务，见1.4。这种做法把储能视为电网的战略资产，与国际上把灵活性资源纳入电网规划和运行的趋势一致。
售电公司运营储能。巴西现行规则不允许售电公司运营实物资产。ANEEL 已确认，将在第二周期深入研究如何把储能纳入售电公司的授权范围。
用户侧同址储能。安装在用电户处的同址储能，其商业和运行条件、参与需求响应以及提供辅助服务或灵活性服务的规则，也将在第二周期处理。
第三章 · 参拍门槛、竞价规则与 15 年合同
巴西将由国家集中采购储能。企业一旦中标，即可签订为期 15 年的储能合同。
这次采购官方称为“容量储备拍卖”，实为反向竞价：国家定需求，报价低者中标，费用由发电企业分摊。两场分别于 2026 年 12 月 2 日和 4 日举行，前一场只向满足本土化要求的项目开放。
中标项目自 2028 年 8 月 1 日起开始供电并领取收入。
本章依次说明采购安排、参拍资格、竞价与成本分摊、合同权利义务和最新进展。
MME 第 136/2026 号部令确定了巴西首轮储能容量储备拍卖的正式规则和程序，部令日期为 2026 年 6 月 1 日，MME 于 6 月 3 日公布。两场拍卖分别于 12 月 2 日和 4 日举行，两场拍卖采购的都是功率可用性，分别设置“2028 储能 A”和“2028 储能 B”两个产品，前一场只向满足本土化要求的项目开放。这份部令与 ANEEL 6 月发布的监管包一起，标志着巴西 BESS 市场从准备阶段进入合同实施阶段。
按照部令的安排，巴西将举行两场独立的拍卖。第一场是“2026 年 LRCAP 本土储能拍卖”，定于 2026 年 12 月 2 日举行，只对满足最低本土化含量要求的项目开放。第二场是“2026 年 LRCAP 常规储能拍卖”，定于 2026 年 12 月 4 日举行，符合条件的储能系统均可参加，不设本土化含量要求。常规拍卖的采购规模，将在本土拍卖结果出来之后，根据补足供应需求的原则确定。
ANEEL 2026 年 7 月 28 日的官方公告显示，两场拍卖的编号分别为 ANEEL 第 05/2026 号拍卖（本土储能，产品为“2028 储能 A”）和第 06/2026 号拍卖（常规储能，产品为“2028 储能 B”），由 ANEEL 和 CCEE 在网上平台组织，采购对象都是使用电池的自主储能系统的功率可用性。
| 本土储能拍卖 | 常规储能拍卖 | |
|---|---|---|
| 拍卖编号 | ANEEL 第 05/2026 号 | ANEEL 第 06/2026 号 |
| 举行日期 | 2026 年 12 月 2 日 | 2026 年 12 月 4 日 |
| 产品 | 2028 储能 A | 2028 储能 B |
| 本土化要求 | 须满足 BNDES 认证规则规定的最低本土化含量 | 不设 |
| 采购规模 | 按部令和招标文件确定 | 本土拍卖结果出来后，按补足供应需求的原则确定 |
| 公开征询 | 第 22/2026 号 | 第 23/2026 号 |
| 合同 | 储备容量合同（CRCAP），15 年 | 储备容量合同（CRCAP），15 年 |
| 开始供电 | 2028 年 8 月 1 日 | 2028 年 8 月 1 日 |
资料来源：MME 第 136/2026 号部令；ANEEL 2026 年 7 月 28 日公告。
参拍条件。本土储能拍卖是第 136/2026 号部令的一项新安排。电池是否为本国制造，由巴西国家经济社会开发银行（BNDES）负责核验。项目要参加这场拍卖，必须满足 BNDES 固定式电池储能系统认证规则中规定的最低本土化含量要求。
签约和履约阶段的证明义务。中标后，项目方须先出示有效的 BNDES 认证证书，才能签订储备容量合同（葡文缩写 CRCAP）。在项目实施阶段，项目方还须定期向 BNDES 证明，经认证的电池系统已实际安装使用；做不到的，可能被处以合同罚则，严重的可以终止合同。
融资渠道不受限制。认证要求并不强制项目方使用 BNDES 的贷款。项目方仍可以从其他任何渠道筹集资金。
两场拍卖采购的都是大型电网级容量，参拍门槛也按这一定位设定。部令为参拍项目设定了成本、功率、时长、效率、充电速度和接入技术等多项硬性门槛，任何一项不达标即不能取得资格。环境许可则不作为参拍条件，留待中标后在拍卖公告规定的期限内取得。接入剩余容量需要按 2026 年 9 月公布的技术说明逐点核对。
项目的技术资格审查由能源研究公司（葡文缩写 EPE）负责。第 136/2026 号部令第 7 条列出的资格条件见表 3-2。部令同时要求参拍项目使用新电池，往返效率按招标文件规定、以单独计量点（PMI）的计量数据计算。
部令还要求中标项目签订足够的电网容量，确保储能系统能够完全放电和充电，避免受到电网约束。SIN 的剩余输电裕度也将作为项目排序的一项标准。构网型要求在中标后仍须持续满足，见3.4。
第 136/2026 号部令在环境许可方面保持了灵活性（第 6 条第 2 款、第 3 款），EPE 进行技术资格审查时，不以提交储能系统的预许可、安装许可或运营许可为条件。中标储能系统取得相应环境许可的最后期限，由拍卖公告确定。
| 指标 | 资格要求 |
|---|---|
| 登记规则 | 符合 EPE 规定的登记要求 |
| 单位可变成本（CVU） | 须为零，大于零的项目不能参拍 |
| 最大可用功率 | 不低于 30 兆瓦 |
| 连续运行能力 | 在最大可用功率下连续运行不少于 4 小时 |
| 往返效率（RTE） | 整个合同期内不低于 85%，以单独计量点（PMI）为基准 |
| 完全充电时间 | 不超过连续 6 小时 |
| 候选母线剩余容量 | 不低于项目送电功率及充电所需功率 |
| 接入技术要求 | 符合 ONS 和 EPE 联合技术说明《电池储能系统接入最低技术要求》（EPE-DEE-NT-095/2025 及其修订版，第 4 版日期为 2026 年 5 月 26 日），包括构网型要求 |
| 运行安全 | 提供运行安全方面的证明 |
| 电池 | 使用新电池 |
资料来源：MME 第 136/2026 号部令第 7 条。
这种安排是为了在项目前期构建阶段便于更多主体参与，也反映出这次拍卖的开创性质，以及巴西目前对自主电池储能项目还没有成熟的环评实践。储能项目适用的环评和环保手续，见6.3。
2026 年 9 月 30 日公布的 NT-ONS DPL 0095/2026 技术说明提供首轮储能拍卖的 SIN 剩余接入容量结果，覆盖基本电网、DIT、ICG及经配电间接接入的候选安排。第 4 节和表 4-1 同时给出母线、分区和区域层级的裕度；它与规定接入最低技术要求的 EPE-DEE-NT-095/2025 用途不同，应并列使用。
核对步骤。在表 4-1 找到候选母线及其分区、区域，逐层检查可用裕度和共同约束；不能把母线数值理解为该项目独占的配额。该结果表不是简单分列的充电、放电容量清单，相关研究已考察充放电工况的静态、动态和短路限制。项目须进一步核实两方向接入要求、物理间隔与工程可用性，以及同一区域其他项目占用裕度的影响。经配电间接接入时，还要核实实际配电接入点与上游候选母线的关系。最后计入接入工程、费用和工期。
资格审查与接入许可的关系。按部令第 11 条第 1 款，接入基本电网、DIT 或 ICG 的项目，技术资格审查不要求先取得接入意见书。这项例外只适用于资格审查，中标项目仍须按规定签订输电或配电系统使用合同、完成接入程序；开发商在投标前自行开展接入研究，属于审慎尽调，不构成法定的参拍前置条件。
通过资格审查的项目进入价格竞争，选址和成本分摊两项规则会影响项目的竞争位置和报价测算。部令通过选址加成系数引导储能在电网中的布局，接入指定变电站的项目在排序时享有优势。第 15,269/2025 号法律则规定，以电池储能形式采购的容量储备，其成本只在发电主体之间分摊；储能容量费用的具体分摊办法正在征询，征询方案拟将自主储能排除在外。
选址标准是这次拍卖框架的一项重要创新，用来引导储能系统在 SIN 中的布局。第 136/2026 号部令引入了选址加成常数 β，用于体现储能系统安装在 SIN 战略位置所带来的额外电气效益。接入指定变电站、能够产生系统效益的项目，β 系数为 0.9，这会降低其用于排序的竞争价格；其他项目的 β 系数为 1.0。
可获得加成的变电站名单载于第 136/2026 号部令附件二，依据是 EPE 的研究（EPE-DEE-NT-086/2025 号技术说明）。名单覆盖阿拉戈斯、巴伊亚、塞阿拉、米纳斯吉拉斯、帕拉伊巴、伯南布哥、皮奥伊和北里奥格兰德各州的变电站，集中在可变可再生能源发电多、电网强度较弱的地区。
除第 136/2026 号部令外，第 15,269/2025 号法律也对以容量储备形式采购储能作出了规定，明确以电池储能形式采购的容量储备，其费用按照 ANEEL 的规定只在发电主体之间分摊（第 10,848/2004 号法律第 3-A 条第 6 款）；其他形式的容量储备采购费用，按第 3-A 条主文由 SIN 全体终端用户分摊。
对电池储能容量，这一立法改变了成本分摊的逻辑，费用由发电主体承担，不再由终端用户承担。此前的分析曾认为，自主储能在监管上与发电主体相近，可能被纳入分摊范围。2026 年 10 月公布的征询方案，对储能容量费用作出了不同的安排。
2026 年 10 月 6 日，ANEEL 第 20 次例行公开会议批准开启第 37/2026 号公开征询，就电池储能系统容量储备费用（葡文缩写 ERCAP-SAE）的分摊规则征求意见，征询期为 2026 年 10 月 8 日至 11 月 6 日。按照 ANEEL 10 月 7 日的公告，征询方案只处理 ERCAP-SAE，不涉及一般容量储备费用（葡文缩写 ERCAP-Geral），两者拟并行而不重叠；分摊主体是持有发电授权或登记、属于 CCEE 市场主体的发电主体，小微型分布式发电和自主储能不在其列；分摊基数为各发电主体在核算期内实际对应的电量，ONS 每年公布项目分类，适用于次年。灵活性指数和分档、核算与结算机制，将在征询期间的研讨会上讨论。
征询方案仍是草案，最终适用对象和结算安排以 ANEEL 最终规则为准。项目测算宜把三类费用分开处理：ERCAP-SAE 按最终规则判断是否适用；ERCAP-Geral 按其自身规则判断；其他行业性收费逐项核对。自主储能被排除在 ERCAP-SAE 之外，不能推论为免除其他容量储备费用或行业收费。国会也有议案试图改变第 15,269/2025 号法律确立的分摊安排。
中标之后，项目方与 CCEE 签订储备容量合同。两场拍卖分别设置“2028 储能 A”和“2028 储能 B”两个产品，采购的都是功率可用性。中标项目按月取得按 IPCA 调整的固定收入，充放电电量的结算结果归入容量储备账户，项目方则承担完全执行 ONS 调度指令、在全生命周期内维持性能的义务。
部令将拍卖产品界定为“储能容量”，中标项目的交付义务是保证以兆瓦计的功率随时可用，不涉及电能本身的交付。项目按可用容量取得固定收入。
CRCAP 期限为 15 年，两场拍卖的产品均自 2028 年 8 月 1 日开始供电。作为提供合同容量可用性的对价，项目方取得固定年收入，分 12 个月按月支付，只有在供电起始日到来且项目投入商业运行之后才开始支付。固定收入以部令公布前一个月为基准月，此后每年按广义消费者物价指数（葡文缩写 IPCA）调整；固定收入按每月的运行表现考核予以扣减；因不可用或未交付功率，还可能须返还已收款项，并且不影响其他处罚的适用。ANEEL 2026 年 7 月 28 日的官方公告也确认了上述合同期限和支付方式。
按照第 136/2026 号部令第 9 条第 4 款，固定收入由项目方自行报价并承担责任，应当覆盖投资及其回报、构网型等规定设备、退役与社会环境义务和废弃物处置、并网、输电或配电系统使用费、运营和维护、保险与担保、税费和行业性收费、满足 ONS 调度所需的可用性，以及为在整个合同期内维持合同功率和往返效率而需要的再投资，其中包括电池模组和逆变器的更换。这是对报价构成的要求，项目能否实际回收这些成本，还取决于建设和运营成本控制、履约扣减和融资条件。
电池衰减风险在合同层面如何分配，见5.2。
中标项目的充电电量和注入电量，在短期市场按结算价格（葡文缩写 PLD）结算，结算产生的正负结果都归入容量储备账户（葡文缩写 CONCAP），项目方既不取得电能套利收入，也不承担正常充电的电费。
账户承担的充电电量设有上限，即注入电量除以往返效率。超出上限的充电电量由项目方自行承担，从单独计量点（PMI）到接入变电站母线之间的电能损耗，也由项目方承担。往返效率的具体取值以招标文件为准。项目实际效率低于这一取值、接入线路损耗偏高，都会直接转化为项目方的成本。往返效率低于 85% 还触及部令第 7 条第 VI 项的资格门槛和合同期内的持续履约义务，后果不限于多付电费，可能涉及整改、更换、不可用期间的扣减和合同处罚，测算方法见4.2。
按照部令第 9 条第 5 款，固定收入应当完整覆盖 ONS 在合同承诺范围内对设施的全部使用，CRCAP 以外不得因此另取收入。中标设施的充电和放电均由 ONS 安排，项目方缺少自主调度的空间，第五章讨论的收益叠加对这类项目的适用余地很小，测算时不宜把套利、辅助服务等收入叠加进固定收入之外，最终以招标文件和 CRCAP 文本为准。
| 项目 | 归属或承担方 | 依据 |
|---|---|---|
| 固定收入 | 项目方取得，按月支付，按 IPCA 年度调整，可被扣减或须返还 | 部令第 5 条；第 9 条第 4 款、第 12 款 |
| 充电电量和注入电量的结算结果 | 容量储备账户（CONCAP），正负结果均归入 | 部令第 9 条第 6 款 |
| 上限以内的充电电量（注入电量 ÷ 往返效率） | 容量储备账户 | 部令第 9 条第 7 款 |
| 超出上限的充电电量 | 项目方 | 部令第 9 条第 8 款 |
| 单独计量点至接入变电站母线的损耗 | 项目方 | 部令第 9 条第 9 款 |
| ONS 对设施的使用 | 由固定收入覆盖，不得另取收入 | 部令第 9 条第 5 款第 IV 项 |
| 输电或配电系统使用费 | 项目方，计入固定收入报价 | 部令第 9 条第 4 款、第 13 款 |
| 电池模组和逆变器更换、退役 | 项目方，计入固定收入报价 | 部令第 9 条第 4 款 |
| 储能容量费用（ERCAP-SAE） | 发电主体；征询方案拟排除自主储能和小微型分布式发电 | 第 15,269/2025 号法律；ANEEL 第 37/2026 号公开征询（草案） |
| 一般容量储备费用（ERCAP-Geral）及其他行业收费 | 按各自规则 | 另行规定，须逐项核对 |
资料来源：MME 第 136/2026 号部令；ANEEL 2026 年 10 月 7 日公告。ERCAP-SAE 一行为征询方案，以最终规则为准。
处罚。CRCAP 将对未履行功率可用性承诺、未按 ONS 指令充电或放电，以及未满足本土化要求等情形规定处罚；本土化要求未满足的，可以导致合同解除。部令未规定处罚的具体比例，以招标文件为准。
提前投运。项目方可以申请提前全部或部分投入商业运行并提前开始供电，前提是对 SIN 有技术或经济上的好处、满足系统要求和接入条件，并经电力部门监测委员会（葡文缩写 CMSE）同意。
保证金。部令授权 ANEEL 在招标文件中对两场拍卖规定不同的保证金规则。据 2026 年 7 月公开征询的招标文件草案，投标保证金为每兆瓦 98,000 雷亚尔，约为预估投资的 1%；履约保证金为每兆瓦 980,000 雷亚尔，达到预估投资 10% 的法定上限。
调度义务。项目方必须在日前安排和实时运行中完全执行 ONS 的充电和放电指令。合同交付义务以 4 小时功率可用的完整循环为单位计算，每天最多 2 个完整循环，每年最多 366 个完整循环。ONS 有权对单个循环调度超过 4 小时，最长可达 12 小时，但送出的功率须按实际可用电量相应调整（部令第 4 条第 3 款、第 4 款）。单次调度的最长时长和每日、每年的完整循环次数是两类不同的限制，前者约束一个循环的持续时间，后者约束交付量。
构网型功能。中标项目必须持续保持 ONS 和 EPE 技术说明 EPE-DEE-NT-095/2025 规定的构网型功能，在系统既不充电也不放电的时段也不例外。
与周边控制设备的协调。项目方须保证储能系统与电气上邻近、已接入的主动控制设备协同运行，提供信息交换和控制协调的接口，避免不利交互。是否满足这一要求，按招标文件和电网规程规定的验收标准、测试和验证程序判断。
截至 2026 年 10 月 12 日，首轮拍卖已完成项目登记和招标文件征询，正式招标文件尚未批准。两场拍卖共登记 6,091 个项目、合计 296,807 兆瓦，创下巴西电力行业拍卖登记数量的纪录。登记项目还须通过 EPE 的技术资格审查，最终规则以 ANEEL 正式公布的招标文件为准。
项目的登记和技术资格审查通过 EPE 的发电项目跟踪系统（葡文缩写 AEGE）办理，所需文件按第 102/2016 号部令的规定提交。第 136/2026 号部令规定的登记期为 2026 年 6 月 15 日至 7 月 31 日。根据 EPE 的官方公告，文件提交截止时间原为 7 月 31 日中午 12 时，后延至当日 18 时。
EPE 于 2026 年 8 月 3 日公布登记结果，同时说明，登记的项目本身并不等于具备参拍资格的项目。登记项目还须经过 EPE 按既定技术标准开展的分析和技术资格审查，只有审查完成后，才能确定可以进入后续拍卖阶段的项目数量和功率规模。登记规模也不等于可以争取的采购量，最终采购量由部令和招标文件确定。
2026 年年中，2026 年 LRCAP 的拍卖公告进入 ANEEL 的公开征询程序。2026 年 7 月 28 日，ANEEL 董事会批准就两份招标文件草案开启公开征询，本土储能拍卖（第 05/2026 号）对应第 22/2026 号公开征询，常规储能拍卖（第 06/2026 号）对应第 23/2026 号公开征询，意见征集期为 2026 年 7 月 30 日至 9 月 14 日。ANEEL 还于 2026 年 9 月 1 日在巴西利亚总部举行了现场公开听证会。
正式招标文件以 ANEEL 最终公布的版本为准。
按 BNDES 公布的拍卖时间表，后续节点见表 3-4。表中区分报名、材料提交、审查、批准、公告、颁证和证书提交等不同性质的事件。2026 年 12 月 18 日是向 CCEE 提交资格文件的日期，资格审查的完成时间以 CCEE 和招标文件为准；2027 年 5 月 7 日是提交 BNDES 出具的本土化认证证书的期限，证书须在此之前取得。BNDES 时间表只列出 12 月 2 日一场拍卖会，按 ANEEL 公告，本土储能拍卖（第 05/2026 号）于 12 月 2 日举行，常规储能拍卖（第 06/2026 号）于 12 月 4 日举行，常规储能拍卖的报名和保证金等节点以其招标文件为准。表中所列均为计划时间。
| 计划日期 | 事件 | 事件性质 |
|---|---|---|
| 2026 年 10 月 14 日 | 关于参拍和资格审查的研讨会 | 说明会 |
| 2026 年 10 月 27 日 | ANEEL 批准招标文件 | 批准 |
| 2026 年 10 月 29 日 | 公布招标文件和招标公告 | 公告 |
| 2026 年 11 月 4 日 | 提交澄清请求的截止日 | 材料提交 |
| 2026 年 11 月 16 日 | 拍卖系统操作培训 | 程序 |
| 2026 年 11 月 18 日 8 时至 20 日 23 时 | 投标人报名 | 报名 |
| 2026 年 11 月 18 日 8 时至 23 日 23 时 | 提交投标保证金 | 材料提交 |
| 2026 年 11 月 23 日 | 分发拍卖系统登录密码 | 程序 |
| 2026 年 11 月 26 日 | 拍卖模拟 | 程序 |
| 2026 年 12 月 2 日 | 本土储能拍卖（第 05/2026 号）拍卖会，经互联网进行 | 拍卖 |
| 2026 年 12 月 4 日 | 常规储能拍卖（第 06/2026 号）拍卖会 | 拍卖；BNDES 时间表未列，依据 ANEEL 公告 |
| 2026 年 12 月 18 日 | 通过拍卖管理系统向 CCEE 提交资格文件 | 材料提交；审查完成时间另定 |
| 2027 年 4 月 1 日 | 公布拍卖结果批准和授标公告 | 批准与公告 |
| 2027 年 5 月 7 日 | 提交 BNDES 出具的本土化认证证书 | 证书提交；证书须在此前取得 |
| 2027 年 5 月 21 日 | 签发授权文件 | 颁证（预计） |
| 授权文件与授标公告均公布后，自较晚公布者起 25 个工作日内 | 与卖方签订 CRCAP | 签约（预计；按页面所列条件确定起算） |
| 授标公告公布或加入 CCEE 后 25 个工作日内，以较晚者为准 | 与买方签订 COPCAP | 签约（预计） |
资料来源：BNDES LRCAP 2026 认证页面时间表（访问日期 2026 年 10 月 12 日）；ANEEL 2026 年 8 月 27 日公告。均为计划时间，以 ANEEL 正式招标文件为准；常规储能拍卖的报名、保证金和资格节点以其招标文件为准。
听证会上的意见也显示了投标人关注的问题，包括容量储备费用的分摊方式、联合体和企业集团的保证金安排、CRCAP 与费用缴纳文件（葡文缩写 COPCAP）是否分开处理，以及从报价到签订输电系统使用合同之间的接入安排。这些问题的最终处理方式，需要在正式招标文件中核对。
第四章 · 三种模式与收益测算
在巴西，储能的需求非常丰富。风光电站可以加装储能减少限电损失，矿山、农场和数据中心需要储能服务，企业还可以代客户建设、运营储能项目。
电站加装储能后，可以配合售电叠加多种收益。能源即服务由服务商出资建设和运维，客户按月或按绩效付费，自己无须投资。建设—运营—移交模式下，服务商先建后营，期满把设施移交客户。
本章说明三种商业模式的特点，并以容量拍卖、同址储能和能源即服务三个典型场景，给出收益测算的框架和示例。
容量储备拍卖只覆盖达到电网级门槛的自主储能。拍卖之外，巴西 BESS 市场主要围绕三种商业模式发展，即存量电站自建储能、能源即服务（EaaS）和建设—运营—移交（BOT）。三种模式在所有权结构、收入机制、监管要求和融资安排上有根本区别，合同结构和风险分配也各不相同，项目方需要针对所选模式，审慎考虑适用的法律和商业框架。主要区别见表 4-1。
在这种模式下，BESS 由项目方持有，配合自己已投运的存量电站使用，用于售电。这是储能技术与现有发电资产最直接的结合方式，可以实现收益叠加，充分利用现有基础设施，也可以用来解决可再生能源电站的限电问题。
存量电站原有的融资安排也要考虑。实施 BESS 可能需要取得现有贷款人的同意，因此要仔细审查现有融资文件，必要时进行修改。
在税收方面，这一结构可以为与发电厂关联的 BESS 取得债务融资方面的税收优惠，包括激励性债券和基础设施债券，也可以享受基础设施发展特别激励制度（REIDI）的优惠。能否取得税收优惠融资，会实质影响项目经济性和整体资本成本。法律已把 BESS 项目列为适用上述税收激励的优先项目，但独立储能项目能否适用，仍取决于实施规则；按现有分析，目前这些激励只在与发电项目等已受监管项目相关联时才能取得。这一判断是对现行监管框架的法律解读，对主管机关没有约束力，主管机关尚未正式表明立场。具体申请时，仍应分别核实项目优先资格、发行主体、募集资金用途及相关手续。具体制度见5.3、6.1。
在能源即服务模式下，BESS 由第三方以服务的形式提供给客户。服务提供方负责 BESS 系统的运营和维护，客户按月或按绩效付费。
这一模式在自由市场的大型用户中颇受青睐。客户不承担技术风险，也无须投入资本性支出（CAPEX）。基于这一结构，能源即服务可以用于矿业、农业等战略领域，矿业用户借此减少供电中断，农业用户借此替代柴油发电机。具体项目是否适合，仍取决于电费结构、停电损失、替代电源成本和信用条件。
BOT 模式由第三方建设并在约定期限内运营 BESS，期满按约移交。这一结构需要签订供货合同、运营和维护（O&M）合同以及管理或能效合同，供货合同须对技术转让、质保条款和性能保证作出约定，并明确接口、移交状态和剩余寿命。
BOT 结构的融资安排有其特殊性。开发商须为初始建设阶段筹集建设融资，以资产出售所得偿还，同时还要构建来自持续服务的长期收入。开发商的收入来自与客户签订的持续服务合同，由此形成长期的合同关系。
| 存量电站自建储能 | 能源即服务 | 建设—运营—移交 | |
|---|---|---|---|
| 资产归属 | 项目方持有 | 第三方持有并负责运维 | 第三方建设并运营，期满移交客户 |
| 收入来源 | 配合存量电站售电，可叠加多种收益 | 客户按月或按绩效付费 | 与客户签订的持续服务合同 |
| 主要合同 | 现有融资文件可能需要修改并取得贷款人同意 | 服务合同 | 供货合同、运营和维护合同、管理或能效合同 |
| 融资特点 | 按项目资格分别评估优惠债务与 REIDI | 客户无须资本性支出，不承担技术风险 | 须筹集建设资金并构建长期服务收入 |
前文的规则最终要落到具体项目的取舍上。本节用三个典型场景说明适用客户、收入归属、成本构成和推进条件，并演示测算方法。参数中标注“规则”的来自本书引用的官方文件，标注“示例”的仅用于演示方法，不代表巴西市场报价、银行条件或预期回报，使用时应替换为项目的实际参数。
适用客户与结构。适用于具备大型项目开发和融资能力的开发商、设备企业和投资者组成的联合体。资产通常由项目公司持有，项目公司与 CCEE 签订 CRCAP，与设备商、EPC 承包商和运维商分别签约。
收入与成本归属。收入只有按 IPCA 调整的固定收入，扣除履约扣减。充放电结算结果归入容量储备账户。项目承担投资、运维、保险、税费、送电方向的使用费、超限充电和接入损耗、电池和逆变器更换、退役，以及按最终规则可能适用的行业性收费。ERCAP-SAE 征询方案拟排除自主储能，ERCAP-Geral 另有规则，示例测算未计入这两项，见3.3、3.4。
授权与接入。自主储能须取得适用授权并完成接入及系统使用合同。物理接入须支持获准的充、放电工况；签约使用量和应付费用另按运行方式及2.4核定，完全 ONS 调度的充电方向 MUST 不能直接按设备功率填写。参加本土拍卖还须在规定节点完成 BNDES 系统认证，见6.2。
测算方法。本节使用示例税前简化年化报价框架。所需固定收入 RF（雷亚尔/兆瓦·年）＝［初始投资 I ＋ 各年支出的现值 ＋ 第 10 年更换支出的现值 ＋ 第 15 年退役支出的现值］÷ 年金现值系数 ÷（1 − 预期履约扣减率）。各年支出包括运维费用、送电方向的电网使用费、超限充电电费和计量点至变电站的损耗电费；年金现值系数按实际资本成本 r 和合同期 15 年计算。初始投资视为在供电起始日一次投入，收入和支出均按年末计。按部令规则，固定收入以基准月价格报价并按 IPCA 调整，因此测算使用扣除通胀后的实际资本成本。表 4-2 列出示例参数和结果，表 4-3 列出测算边界，表 4-4 列出单项变量的影响。
| 参数 | 有利 | 基准 | 不利 | 性质 |
|---|---|---|---|---|
| 初始投资（万雷亚尔） | 882 | 980 | 1,127 | 示例；基准由征询草案履约保证金倒推 |
| 年运维费用（占投资，含保险） | 1.2% | 1.5% | 2.0% | 示例 |
| 第 10 年电池和逆变器更换（占投资） | 20% | 25% | 35% | 示例 |
| 年完整循环次数 | 200 | 200 | 200 | 示例；规则上限 366 次 |
| 实际往返效率（单独计量点） | 85% | 85% | 85% | 规则下限；低于 85% 见表 4-5 |
| 计量点至变电站损耗 | 1.0% | 1.0% | 1.5% | 示例 |
| 结算价格（雷亚尔/兆瓦时） | 250 | 250 | 400 | 示例 |
| 送电方向使用费率（雷亚尔/千瓦·月） | 10 | 10 | 10 | 示例 |
| 履约扣减率 | 1% | 1% | 3% | 示例 |
| 实际资本成本（税前） | 8% | 9% | 11% | 示例 |
| 合同期 | 15 年 | 15 年 | 15 年 | 规则 |
| 退役费用（占投资） | 2% | 2% | 2% | 示例 |
| 所需固定收入（万雷亚尔/年） | 137 | 164 | 218 | 测算结果 |
说明：所需固定收入以基准月价格计，此后按 IPCA 调整；每兆瓦为归一化单位，实际参拍项目不低于 30 兆瓦；成本边界见表 4-3。
| 项目 | 处理方式 | 说明 |
|---|---|---|
| 设备与安装投资 | 计入初始投资 | 基准 980 万雷亚尔/兆瓦，由征询草案履约保证金倒推，不代表市场造价 |
| 接入工程（变电站间隔、线路） | 视为包含在初始投资内 | 实际须按接入方案单列，共享接入或远距离接入时差异较大 |
| 建设期资金成本 | 未计入 | 测算把投资视为在供电起始日一次投入，实际须加计建设期利息和融资费用 |
| 投标保证金和履约保证金 | 未计入 | 保函费用和资金占用另计；征询草案为每兆瓦 9.8 万和 98 万雷亚尔 |
| 保险 | 视为包含在年运维费率内 | 财产险、营业中断险和第三者责任险的实际费率须询价 |
| 运维 | 计入，年费率 1.5% | 示例 |
| 辅助用电 | 未单独计入 | 在单独计量点之外取电的，按电价另计 |
| 电池模组和逆变器更换 | 计入，第 10 年 25% | 示例；为维持合同容量的分次增容未单列 |
| 退役 | 计入，第 15 年 2% | 示例 |
| 送电方向电网使用费 | 计入，10 雷亚尔/千瓦·月 | 示例；实际按接入点的费率 |
| 超限充电和计量点损耗电费 | 计入 | 按往返效率和损耗率计算 |
| ERCAP-SAE、ERCAP-Geral 及其他行业收费 | 未计入 | 按最终规则判断是否适用 |
| 所得税和收入端税费 | 未计入 | 税前框架；收入端 PIS、COFINS（2027 年起为 CBS）等按纳税方式另计 |
| 营运资金 | 未计入 | 收入按月支付，扣减和结算存在时间差 |
在示例参数下，基准情景所需固定收入约为每兆瓦每年 164 万雷亚尔（精确值 1,636,204 雷亚尔）。投资上升 15%，所需收入提高约 13.9%；实际资本成本由 9% 升至 11%，提高约 8.5%。结算价格、循环次数和计量点损耗的影响都在 0.1% 左右，原因在于正常充电电量由容量储备账户承担，项目只承担超限部分和接入损耗。因此，在合规性能和本示例假设内，投资和资本成本对年化报价的影响较大。
性能不合规的压力情景。合同期内以单独计量点计的往返效率不得低于 85%。表 4-5 仅比较示例成本分量：效率 82% 的超限购电分量使年化成本等价值增加约 0.5%；若另加第 5 年设备投资 8% 和停运三个月的收入损失，合并增幅约 6.6%。这不是既有合同可以重新报价的收入，也没有模拟效率恢复路径或最终合同处罚。合规资格、整改及处罚须另行审查。
复算口径：A = [1 - (1+9%)^(-15)] / 9%，符号 ^ 表示乘方。基准成本现值为 RF0×0.99×A，RF0 = 1,636,204 雷亚尔/兆瓦·年。82% 分量的年购电增量 = 800×(1/82% - 1/85%)×250。追加投资情景的分子另加 9,800,000×8% / 1.09^5；分母从 0.99×A 改为 0.99×A - 0.25 / 1.09^5。有超限购电时将其年增量乘 A 加入分子。各项均为示例，未计合同处罚。
示例结果的使用边界。测算以每兆瓦为归一化单位，实际参拍项目的最大可用功率不低于 30 兆瓦，接入、土建和固定费用随规模变化，不能把每兆瓦结果直接乘以规模。年化报价、市场报价、项目收益率和融资能力是四个不同的问题：所需固定收入只回答“在给定成本和资本成本下，报价至少要多少”；能否中标取决于其他投标人的报价和上限价格；股东收益率需要在税后现金流中计算；可融资性还要看债务偿付覆盖率、融资期限、利率、保证金占用和担保安排，测算这些指标须另行输入债务规模、还款计划和税负。初始投资 980 万雷亚尔/兆瓦是用征询草案的履约保证金（每兆瓦 98 万雷亚尔，即预估投资的 10%）倒推的监管估算基数，不能证明实际到岸设备价格、建设总投资或本地化项目造价。
| 变动（其他参数取基准值） | 所需固定收入（万雷亚尔/兆瓦·年） | 相对基准 |
|---|---|---|
| 基准情景 | 164 | — |
| 投资上升 15% | 186 | +13.9% |
| 实际资本成本升至 11% | 178 | +8.5% |
| 实际资本成本降至 7% | 150 | −8.0% |
| 第 10 年更换比例升至 35% | 169 | +3.2% |
| 年运维费率升至 2.0% | 169 | +3.0% |
| 履约扣减率升至 3% | 167 | +2.1% |
| 年完整循环增至 366 次 | 164 | +0.1% |
| 计量点至变电站损耗升至 1.5% | 164 | +0.1% |
| 结算价格升至 400 雷亚尔/兆瓦时 | 164 | +0.1% |
说明：本示例假设账户承担的充电上限按 85% 效率计算；在该假设下，实际效率不低于 85% 时不产生这一项超限电费。资格下限与结算使用的效率取值是不同事项，后者须按最终招标文件和合同确定，不能仅凭性能合规推定充电费用必为零。
| 情景 | 年化成本等价值（万雷亚尔/兆瓦·年） | 相对基准 | 说明 |
|---|---|---|---|
| 合规基准（效率 85%） | 163.6 | — | 同表 4-2 |
| 效率 82%，只计超限充电电费 | 164.5 | +0.5% | 每年超限充电约 34 兆瓦时，按结算价格计 |
| 效率 85%，第 5 年追加投资并停运 3 个月 | 173.5 | +6.1% | 示例追加投资为初始投资的 8%；停运收入损失按本情景年化值的 3/12 计算 |
| 82% 超限购电分量，叠加追加投资和停运 | 174.4 | +6.6% | 示例 |
| 合同处罚、终止和保证金没收 | 未量化 | — | 以最终招标文件和 CRCAP 为准，实际影响可能更大 |
说明：82% 低于部令第 7 条第 VI 项门槛，不能作为合规投标情景。表中采用全期静态超限购电分量，仅用于成本压力比较；实际整改测算须逐年输入效率、停运和恢复进度，并使用既有合同收入及正式处罚条款。
主要风险。供电起始日固定为 2028 年 8 月 1 日，建设或并网延误会推迟收入并引发处罚；设备以外币计价而收入以雷亚尔计，投标到设备采购之间的汇率变化会直接改变投资；储能容量费用的分摊规则尚在征询，ERCAP-Geral 和其他行业收费的适用须按最终规则核对；本土拍卖项目还承担认证证书不能按时取得的风险。
继续推进的条件。可取得的投资和融资成本，使所需固定收入低于预期中标价格并留有余量；按表 4-3 补齐测算边界后结论不变；接入点剩余容量和接入条件已经核实；设备商能够在单独计量点的口径上保证不低于 85% 的往返效率和合同容量；本土拍卖项目能在时间表内取得 BNDES 认证；贷款人按债务偿付覆盖率等指标完成初步评估。
适用客户与结构。适用于已持有巴西风电或光伏电站、受限电影响的企业。储能纳入电厂授权，按技术特性变更办理并取得独立的电厂唯一编码，见2.3；既有贷款人的同意和担保协调见5.2。
收入与成本归属。收入来自三部分，即把弃电电量储存后按电厂既有售电合同或市场价格出售、通过时移取得的价差，以及下调签约使用量节省的输电使用费，见2.4。辅助服务收入需要等待相关规则。成本包括投资、运维、往返损耗，以及修改既有融资文件的费用。
测算方法。表 4-6 按每兆瓦比较不同投资和弃电天数下，仅靠回收弃电所需的售电价格。基础持有成本含投资、运维、更换和退役，本例另假设新增电网使用费用为零；这只是增量成本假设，共用电厂签约使用量并不等于免网费。实际项目须计入加装前后 CUST/CUSD 的净费用变化和电网购电充电成本，按弃电曲线确定时长与造价。
| 初始投资（万雷亚尔/兆瓦） | 年化持有成本（万雷亚尔/兆瓦·年） | 弃电 150 天 | 弃电 250 天 | 弃电 350 天 |
|---|---|---|---|---|
| 980 | 150 | 2,937／2,702 | 1,762／1,621 | 1,259／1,158 |
| 700 | 107 | 2,098／1,863 | 1,259／1,118 | 899／798 |
| 500 | 76 | 1,498／1,263 | 899／758 | 642／541 |
说明：每个弃电日充入 4 兆瓦时，效率 85%，其他持有成本参数同表 4-2 基准。斜线前不计使用量下调收益；斜线后另假设 1 兆瓦下调已获准、适用费率每千瓦每月 10 雷亚尔且在测算期内持续有效，故每年节省 12 万雷亚尔。实际须按下调时点、批准额度、费率及适用例外逐年计算，不能自动全期计入。
示例所需售电价格约为每兆瓦时 540 至 2,940 雷亚尔。这是成本倒算值，应与项目实际售电和结算条件比较，不能当作市场价格。同址方案还可评估经确认的使用费净节省、接入工程节省或其他获准收益，并核对相互占用容量的关系。
主要风险。第二监管周期关于利用储能缓解弃电的规则尚未出台；下调签约额度须在接入意见书中证明技术可行；限电损失的分摊规则也在 ANEEL 的议程之中，规则变化可能改变弃电电量本身。
继续推进的条件。站点的历史弃电数据能够支撑储能利用率；既有贷款人原则同意改造；下调签约额度和避免扩容的价值经过量化；投资水平落在盈亏平衡区间以内。
适用客户与结构。适用于自由市场大用户、矿业、农业和数据中心。服务商持有并运维储能，客户按月或按绩效付费；合同宜采用照付不议条款，并以信用保险或公司担保缓释客户违约风险，见4.1、5.2。
客户侧价值来源。客户的价值主要来自降低需量电费、利用分时电价的峰谷价差、替代部分柴油机组和不间断电源的投资与燃料，以及减少停电损失。巴西高压用户的电费通常包括按签约需量计收的部分和按分时电价计收的电量部分，储能可以同时作用于这两部分。
测算方法。服务商一侧先计算示例年化持有成本折算值，即投资、运维、更换和退役按资本成本折成的月度金额，不含利润、信用风险溢价、保险以外的服务成本和税费，这些须在定价时另加。客户一侧分别计算三项价值。峰谷套利以充电侧电量为准：设每日充电电量为 E充、往返效率为 η，则每日净套利 ＝ E充 ×（η × 峰时电价 − 谷时电价），交付给客户的电量为 η × E充，损耗部分仍按谷价购电。需量节省 ＝ 实际可削减的计费需量 × 需量电价，须以客户的负荷曲线、计费需量规则和合同调整条件验证，不能默认每月全部实现。备电价值按客户的停电损失和替代投资另行评估。三项价值共用同一组电池：为备电保留的电量不能用于套利，削峰放电和套利放电的时段也须核对是否重合，组合计算前应先做调度可行性检查。表 4-7 按示例参数列出两侧金额。
在示例参数下，若需量削减和峰时放电能够在同一调度中实现，需量电费和峰谷套利带来的客户侧价值约为每兆瓦每月 4.8 万至 8.9 万雷亚尔，相当于持有成本折算值的约四成到一倍四；为备电保留四分之一电量时，套利部分相应减少约四分之一。服务价格还须在持有成本之上加计利润和信用风险溢价。要使合同成立，通常需要把备电价值和停电损失计入，或者降低投资、延长合同期限。对数据中心等对供电连续性要求高的用户，备电价值往往是决定性因素〔作者判断〕。
主要风险。客户信用和经营期限短于资产寿命；分时电价改革和低压市场开放会改变电费结构；用户侧同址储能的商业和运行规则仍在第二监管周期议程之中，见2.5。
继续推进的条件。取得客户真实的负荷曲线和电费单，并据此完成削峰、套利和备电的调度可行性检查；设备时长和造价按客户场景单独确定；备电价值得到客户认可并写入合同价格；客户信用经过核实并有担保安排；合同期限与设备寿命和融资期限匹配。
| 项目 | 输入（均为示例） | 金额 |
|---|---|---|
| 服务商：年化持有成本折算值 | 初始投资 980 万雷亚尔/兆瓦 | 125 |
| 服务商：年化持有成本折算值 | 初始投资 700 万雷亚尔/兆瓦 | 89 |
| 服务商：年化持有成本折算值 | 初始投资 500 万雷亚尔/兆瓦 | 64 |
| 客户：峰谷净套利 | 每日充电 4 兆瓦时，效率 85%，每年 250 天；峰价 550、谷价 250 雷亚尔/兆瓦时 | 18.1 |
| 客户：峰谷净套利 | 同上；峰价 850、谷价 250 雷亚尔/兆瓦时 | 39.4 |
| 客户：峰谷净套利 | 同上，保留 25% 电量备电（每日充电 3 兆瓦时） | 29.5 |
| 客户：需量节省 | 可削减计费需量 1,000 千瓦 × 30 雷亚尔/千瓦·月 | 30.0 |
| 客户：需量节省 | 可削减计费需量 1,000 千瓦 × 50 雷亚尔/千瓦·月 | 50.0 |
| 客户：需量与套利组合 | 需量削减与峰时放电能在同一调度中实现时 | 48.1 至 89.4 |
说明：净套利 ＝ 每日充电电量 ×（效率 × 峰价 − 谷价）× 天数 ÷ 12，交付电量为充电电量的 85%，损耗部分按谷价购电。持有成本折算值不含利润、信用风险溢价、税费和电网使用费，服务定价须另加；需量节省以 1,000 千瓦为上限示例，须以负荷曲线和计费规则验证；备电价值和停电损失未计入。
第五章 · 合同条款、融资审查、开发流程与退出
巴西为储能项目准备了丰富的资金来源。开发性银行贷款、研发补助、气候资金和税收优惠债券都向储能开放，项目只要符合条件，就可以申请。
商业银行和国际资本市场同样可以为储能项目提供资金。资金能否顺利到位，取决于合同是否扎实：性能指标写清楚、风险分给最能管理的一方、收入有合同保障，贷款人才愿意放款。
本章依次说明储能合同的核心条款、项目融资的审查重点、融资渠道与政策性资金，以及项目开发流程、尽职调查与退出。
无论采用哪种商业模式，有些合同事项是搭建可融资 BESS 项目的基础，涉及技术性能要求、风险分配机制和收入优化策略。这些条款既决定项目的经济模型，也是贷款人审查的重点。
BESS 合同必须明确规定性能指标，包括充放电效率要求、辅助服务的响应时间要求、可用率保证和违约罚则，以及衰减曲线和容量维持义务。这些参数构成项目经济模型的基础，也是贷款人重点审查的内容。
设定合适的性能标准，需要结合具体的电池技术、预期用途和切合实际的衰减预期。这些参数是项目财务建模的依据，也关系到能否与贷款人就资产全生命周期的收入形成现实的预期。
风险分配的关键事项包括技术风险和质保条款、不可抗力和监管变更、并网风险和限电，以及环保合规和废弃物处置义务。这些风险在项目各方之间如何分配，通常要经过反复谈判，并直接影响项目的可融资性。
技术风险尤其突出，因为电池技术更新很快，运行记录又有限。在合同各方之间妥善分配这些风险，是项目取得融资的基础。贷款人会仔细分析风险分配，据此判断项目结构能否获得融资。贷款人的要求是，每一项重大项目风险都应分配给最有能力管理该风险的一方，并配以相应的合同保护。
巴西 BESS 的监管框架仍在演变之中，第二监管周期的议题见2.5，监管变更风险因此格外突出。
合同必须约定，一旦监管变化影响项目经济性，各方如何应对，包括重新谈判机制、补偿调整，或在发生重大不利监管变化时的终止权。对于可能跨越多个监管周期的长期合同，这一点尤其重要。政府换届与政策变化对合同效力的一般影响，参见国别版 Q130。
合同须处理多种收入来源，包括电能套利、提供辅助服务、参与容量市场和需求响应机制，能否取得并优化多种收入，对项目的经济可行性至关重要。收益叠加是指同一 BESS 在允许的运行和合同范围内取得多个来源的收入。合同须明确可取得的收益、计量和分配规则、调度优先级，以及容量和电量之间的资源冲突，避免重复承诺。同址或用户侧项目可评估套利、服务费等；首轮 CRCAP 项目另受部令第 9 条的额外收入限制，不能照搬其他模式。
收益叠加对项目经济性影响很大，因此合同需要保留灵活性，以适应今后监管框架的变化。合同框架还必须通过对调度权和收入分配顺序（revenue waterfall）的精心设计，在运行灵活性和贷款人的担保要求之间取得平衡。
收益叠加的空间因商业模式而异。容量拍卖项目的充放电由 ONS 安排，结算结果归入容量储备账户，部令也禁止就 ONS 对设施的使用另取收入，见3.4；收益叠加主要适用于存量电站同址储能和面向用户的储能，测算时应先确认每项收入的取得依据，避免把同一份电量或同一段可用容量重复计入。
| 风险 | 对外责任主体 | 合同追偿对象 | 追偿限制 | 保险与担保工具 |
|---|---|---|---|---|
| 建设和并网延误 | 项目公司（对 CCEE、ANEEL） | EPC 承包商、设备商 | 误期违约金上限、不可抗力、项目方原因 | 误期违约金、履约保函、延迟投运险 |
| 效率和容量不达标 | 项目公司（CRCAP 扣减、处罚） | 设备商 | 保证口径与单独计量点不一致、性能违约金上限 | 性能保证、性能违约金、质保金 |
| 电池衰减和更换 | 项目公司 | 设备商（质保期内） | 质保期短于合同期、使用条件约定 | 长期服务协议、扩容储备资金 |
| 构网型和并网测试不通过 | 项目公司（对 ONS、CCEE） | 设备商、EPC 承包商 | 测试责任划分、仿真模型准确性 | 测试责任条款、整改期限 |
| ONS 扣减和处罚 | 项目公司 | 运维商、设备商（限于其原因） | 责任上限、间接损失除外 | 可用率保证、备件和响应时间 |
| 监管变更 | 项目公司 | 按合同约定的价格调整或分担 | 合同未约定时难以追偿 | 重新谈判、补偿调整、终止权 |
| 汇率和税负变化 | 项目公司或客户（按合同） | 合同对方（如有调整条款） | 调整条款的范围 | 外汇对冲、价格调整、税制变化条款 |
| 消防和安全事故 | 项目公司（对监管机关和第三方） | 运维商、设备商（限于其原因） | 责任上限、过错证明 | 财产险、第三者责任险、安全设计审查 |
| 报废回收 | 设备制造商和进口商（逆向物流义务）；项目公司配合 | 供货方 | 供货方在巴西的存续和履约能力 | 逆向物流条款、回收费用安排 |
| 客户违约（能源即服务） | 服务商 | 客户 | 客户信用 | 照付不议、信用保险、公司担保 |
说明：保险的可获得性、免赔额和除外责任须逐项询价确认；表中“对外责任主体”指对监管机关、收入合同对方和第三方承担责任的主体。
表 5-1 把对外责任主体与合同追偿对象分开列示。设备保证、EPC 性能赔偿、保险和担保主要解决项目公司的内部追偿，不能替代项目公司依法、依许可和依收入合同对监管机关、客户和第三方承担的责任；追偿还受责任上限、除外责任和对方偿付能力的限制。
性能保证的计量口径。效率、可用率和容量保证应当约定在哪个计量点测量。容量拍卖项目的往返效率按单独计量点（PMI）的数据计算，而设备商的保证通常针对电池舱或变流器的端口，两者之间相差变压器、辅助用电和线路损耗，合同须明确由谁承担这部分差额。
容量维持与扩容。固定收入须覆盖电池模组和逆变器更换。设备商质保期短于 15 年合同期时，合同应约定扩容或更换的触发条件、责任方和费用来源，并预留相应的储备资金。
测试与验收。出厂测试、现场测试、构网型性能验证和效率测试应当对应招标文件和电网规程规定的验收程序，测试不通过时的整改期限和责任须事先约定。
违约金与责任上限。供货和 EPC 合同的误期违约金和性能违约金，应当与 CRCAP 的扣减和处罚相衔接，至少覆盖项目方因设备原因承担的扣减；责任上限、除外责任和间接损失条款需要逐项核对，避免项目方对外承担的责任超过可以向供应商追偿的范围。
贷款人介入。贷款人通常要求与设备商、EPC 承包商和运维商签订直接协议，取得合同权利的担保性转让和违约时的介入权。这些安排应在主合同谈判阶段一并考虑。
保险和担保的可获得性。营业中断险、性能保证保险和母公司担保是否真实可以购买，是否存在热失控、衰减等除外责任，应作为尽职调查事项逐项确认。
2026 年监管包明确了授权、运行方式和首轮拍卖的基本框架，为贷款人审查提供了依据。最终招标与合同、接入许可、税务处理和具体收益安排仍影响融资。贷款人需检验收入稳定性、设备寿命、责任追偿和担保可执行性。
过去，BESS 项目在可融资性上最主要的顾虑是监管不确定性。截至 2026 年 6 月，这一顾虑已经在很大程度上得到解决。第 1,161/2026 号和第 1,162/2026 号规范性决议解决了第一周期的关键问题，包括储能系统的法律定性、授权制度、电网接入规则，以及正式允许储能提供辅助服务。第 136/2026 号部令又进一步明确了拍卖结构、合同条件（15 年期 CRCAP）、资格标准，以及项目设计中必须具备的构网型要求。
在 ANEEL 路线图第二、第三周期尚未解决的领域，监管不确定性仍然存在。收益叠加，即单个 BESS 资产同时从多个来源取得收入，目前还没有得到充分处理，所有潜在收入来源还难以可靠地纳入财务模型。ONS 和 CCEE 对电网规程和配电规程（PRODIST）的更新，正处于第 1,162/2026 号规范性决议规定的 180 天期限之内，这些更新将确定储能系统具体的技术运行义务。分时电价改革是释放低压用户侧储能经济性的前提，目前仍列在到 2028 年的电价现代化路线图中。
在这种情况下，贷款人在授权和电网接入方面已经可以更有把握地作出判断；但对于依赖市场化辅助服务收入或面向分布式用户商业模式的项目，融资仍需采用保守的财务模型，并尽可能取得合同锁定的收入支持。
贷款人关注项目全生命周期内的电池衰减、技术过时风险、设备供应商的性能保证以及长期运营维护成本。这些顾虑反映出大规模电池储能技术相对不够成熟，可供贷款人评估性能风险的运行记录也有限。评估时宜结合相同技术路线、气候和运行工况的实绩。
电池衰减是一项根本性的顾虑，因为它直接影响项目在整个运营期内的创收能力。常规发电资产的性能衰减通常是渐进的、可预测的；电池系统的容量衰减则会随着循环次数、温度暴露等运行因素而加速。衰减速度决定了电池的有效经济寿命，以及电池更换或扩容的时间，这两者对财务都有重大影响。
项目公司对贷款人、收入合同相对方和监管机关承担的责任，不会自动转移给设备或 EPC 方。应取得与项目义务相匹配的容量、效率、可用性及衰减保证，明确测试口径、整改、更换和赔偿，并核对责任上限、除外责任和供应商偿付能力。技术风险可以按具体风险类型选用合同工具缓释。针对电芯加速衰减，可以通过 EPC 合同向融资方保证最低性能百分比，把这一风险分配给开发商；针对逆变器严重故障，建议投保营业中断险（BI）；还可以为融资方储备一批优先模组。保险的承保范围和除外条款须单独审查。
应对这些顾虑，需要对技术选型进行全面尽职调查，配备完善的质保方案，并选择经验丰富的运营维护服务商。从项目融资角度看，必须在财务模型中采用保守的衰减曲线，并确保 EPC 合同和设备供货合同包含长期性能保证，且保证方信用资质足够。贷款人会仔细审查所选电池技术的技术规格、制造商的业绩记录和性能质保的完备程度，以此评估技术风险。
BESS 项目通常依赖多种收入来源，这给财务建模带来了复杂性。电能套利收入取决于电价波动和市场条件，参与容量市场的机会仍在界定之中，减少弃电带来的收益又因地点和电网条件而异。
收入来源多样化虽然可能有利于提高回报，却使项目难以按照传统项目融资的方式搭建融资结构，因为传统项目融资以可预测、有合同保障的现金流为前提。贷款人往往要求相当比例的收入通过长期购电协议锁定，或者设置保荐人担保、更充足的偿债准备金账户等缓释机制，以弥补市场化收入的波动。
提高项目可融资性的关键，是在模型中纳入有保障的收入合同。根据客户的具体情况，可以采用不同的合同工具。对数据中心等关键用户，以“备电即服务”方式提供 BESS，是项目盈利能力的可靠指标，建议采用照付不议条款、信用保险或公司担保缓释违约风险。备电服务合同应明确客户付款义务、服务边界、可用性指标、违约赔偿和担保。辅助服务的最佳做法，是以响应能力和负荷调节作为报酬基础。
可融资的担保方案必须涵盖实物资产（电池及相关设备）的担保、多份合同项下收入的转让、运营维护的介入权，以及覆盖技术和性能风险的保险。
与传统发电项目相比，BESS 项目的担保结构有其特殊之处。资产的技术属性及其潜在的过时风险，要求对回收价值作出更保守的分析。BESS 与现有存量项目整合时，还需要协调新的担保安排与已有的担保物权，可能需要在原贷款人与储能部分的新债权人之间作出次级、同等受偿或其他债权人间协议安排。
融资渠道要结合项目资格和现金流选择。优惠债务、商业银行、开发性金融及国际资金各有条件；税惠可能改善成本，但不保证低成本融资或足额借款。项目应在实际报价和贷款条件中验证效果。
不同商业模式取得税收优惠融资的机会不同。存量电站整合模式可以使用激励性债券和基础设施债券的优惠，但相关税收激励仍有待实施规则，可能尚未完全适用；独立储能和租赁模式则难以取得这些优惠。具体项目还应核实项目是否属于适用的优先基础设施范围、发行主体是否合格、募集资金是否用于合格支出，以及审批或备案程序是否适用。相关手续与 REIDI 受理和税务资格是不同制度，须分别核定。
两类债券的优惠对象不同。第 12,431/2011 号法律下的激励性债券（debêntures incentivadas），优惠主要体现在符合条件的投资者端；投资者取得的利息免征所得税，具体待遇取决于投资者类型及法定条件，发行人因此能够以明显低于普通公司债的成本融资。第 14,801/2024 号法律下的基础设施债券（debêntures de infraestrutura），优惠主要体现在发行人端。发行定价仍取决于信用、期限和市场条件。对于符合条件的 BESS 项目，融资成本的降低可能成为判断可融资性的决定性因素。
BESS 使用上述工具时，应分别完成优先项目、发行与资金用途、所得税待遇的核验。优惠能否适用于特定结构存在不确定性的，可能需要开展详细的税务分析，必要时向联邦税务局（Receita Federal）提出正式咨询，以降低日后被质疑的风险。BESS 项目使用优惠基础设施债券，面临与 REIDI 相同的监管障碍，在行政部门出台进一步的规范性文件之前，这类工具尚不能完全适用于储能，独立储能项目尤其如此。具体储能项目是否合格，须按各自规则确认。MME 的“优先项目”官方说明列明了两类工具及优惠对象。
无法使用税收优惠债务的项目，需要考虑其他融资来源，包括成本较高的商业银行贷款；BNDES 等开发性银行的融资，期限可能更长、利率可能更低，但程序要求更多；使用进口设备的项目可以考虑出口信贷机构融资；具有投资级信用评级的保荐人或规模足够大的项目，还可以进入国际资本市场。
开发性机构的作用。为提高可融资性，项目可能需要开发性银行的部分风险担保、运营初期的收入支持机制、技术保险产品，以及有经验的保荐人提供的担保。在运行记录有限的市场起步阶段，BNDES、多边开发银行或出口信贷机构等开发性机构可以提供期限更长、利率有竞争力的信贷额度，也可以提供部分担保等风险缓释工具，从而带动商业贷款人参与。
BNDES“更多创新”信贷额度。BNDES 设有名为“更多创新”（Mais Inovação）的信贷额度，支持以科技和产业创新为重点的项目，属于须还本付息的信贷。圣卡塔琳娜州伊塔雅伊的一家 BESS 工厂就采用了这种融资方式，获得 BNDES 2.8 亿雷亚尔资金支持，该项目是在 BNDES 与巴西研究与项目资助署（Finep）联合开展的公开征集中获批的。
Finep“更多创新巴西”第二轮征集。Finep 以经济补助（subvenção econômica）的方式支持企业的研发和创新项目，资金不须偿还，但须由巴西企业作为申请人提出研发创新项目，并按征集文件提供配套资金、满足主题和合作要求，一般储能项目未必符合条件。与储能相关的两项第二轮征集状态不同。“能源转型”征集的预算最高 5 亿雷亚尔，其中至少 1.5 亿雷亚尔用于北部、东北部和中西部，储能列在示例技术之中；申报期延至 2026 年 9 月 2 日 18 时（巴西利亚时间），已经结束。“矿物转化”征集的预算为 2.152 亿雷亚尔，主题包括能源转型所需的关键和战略矿物与材料、城市采矿、稀土磁体、可持续采矿技术和矿物转化脱碳，申报期延至 2026 年 11 月 30 日 18 时（巴西利亚时间），截至 2026 年 10 月 12 日仍在开放。
国际气候资金。由气候投资基金（CIF）出资、支持发展中国家大规模可再生能源储能的全球储能计划（GESP），参与了“电池储能系统提升巴西能源系统可靠性”项目的融资。该项目于 2021 年获批，属于已实施的历史案例，目的是推动 BESS 市场发展，证明其在微型企业和微电网中的可行性。
市场需要标准化的性能测试和认证程序、通用的合同范本和风险分配框架、成熟的运行维护标准，以及统一的财务建模方法。建立市场标准和文件体系，对降低交易成本、缩短架构时间十分重要。在成熟市场，示范合同和成熟的市场惯例能够大大方便各方谈判，降低贷款人的风险认知。在巴西 BESS 领域，由开发商、贷款人和法律顾问参与的行业协会和工作组，可以加快这一标准化进程。
可融资性还会随着在运项目增多、BESS 资产二级市场形成、资产估值方法标准化以及储能专项保险市场的发展而改善。市场流动性对贷款人很关键，因为它既影响担保物估值，也影响压力情形下的再融资和退出可能。随着市场成熟、在运项目积累业绩，预计贷款人对性能和衰减假设会更有信心，融资条件也可能更加有利，包括更高的杠杆率、更长的期限和更有竞争力的利差。性能指数和市场基准的形成，也将提高各项目之间的透明度和可比性。
规则、合同和测算最终要落实为开发步骤。项目在每个阶段都应区分法定要求和审慎尽调，设置继续推进的前提和停止推进的情形，尽职调查覆盖法律、技术、税务、环保和交易对手，专业投资者还需要提前安排转让、退出和争议解决。
表 5-2 以容量拍卖项目为例，把开发流程分为七个阶段，并区分三类要求：法规明确规定的材料和程序、部令规定的例外，以及开发商为控制风险而自行开展的审慎尽调。同址储能和能源即服务项目不经过拍卖，相应阶段按授权变更或客户合同的程序调整，具体项目仍须完成其适用的许可。
| 阶段 | 法定材料或程序 | 适用例外 | 开发商审慎尽调 | 停止推进的情形 |
|---|---|---|---|---|
| 前期筛选 | 无 | — | 模式及土地权属；母线、分区、区域裕度；充放电研究与物理接入条件；选址名单 | 任一层级裕度或物理接入不可行，土地权属不清 |
| 技术资格 | 在 EPE 的 AEGE 系统登记，按第 102/2016 号部令提交文件；满足部令第 7 条技术门槛 | 环境许可不作为资格条件（第 6 条第 2 款）；接入基本电网、DIT、ICG 的项目不要求接入意见书（第 11 条第 1 款） | 提前启动环评和接入研究；设备商按单独计量点确认 85% 效率能力 | 任一技术门槛无法满足 |
| 投标 | 报名、投标保证金、按招标文件参与拍卖；本土拍卖须满足本土化规则 | — | 报价测算（含表 4-3 的边界）、设备锁价、融资意向 | 所需收入高于可接受的报价 |
| 中标后至签约 | 向 CCEE 提交资格文件；履约保证金；本土拍卖项目提交 BNDES 认证证书；取得授权；签订 CRCAP 和系统使用合同 | — | 融资关闭条件、直接协议、保险安排 | 不能按时取得认证证书或满足签约条件 |
| 建设 | 在招标文件规定期限内取得环境许可（第 6 条第 3 款）；州消防等审批 | — | EPC 和供货合同与 CRCAP 的考核口径衔接 | 关键设备延误危及 2028 年 8 月 1 日供电 |
| 调试与投运 | ONS 规程规定的测试和商业运行程序 | 提前投运须经 CMSE 同意（第 9 条第 11 款） | 构网型和效率测试安排 | 测试不通过且无法整改 |
| 运营与退役 | 服从 ONS 调度，持续维持性能；逆向物流义务 | — | 衰减监测、备件和扩容计划 | — |
资料来源：MME 第 136/2026 号部令第 6 条、第 7 条、第 9 条、第 11 条；具体材料清单以最终招标文件为准。
| 领域 | 核查事项 |
|---|---|
| 法律与授权 | 授权或技术变更文件、DRO-SAE、授权期限与建成期限、控制权变更限制 |
| 接入与电网 | 三层接入裕度、两方向工况及物理间隔；接入研究；CUST/CUSD；增量使用费和下调时点 |
| 收入合同 | CRCAP 或客户服务合同的扣减、处罚、终止、转让和担保条款；ERCAP-SAE、ERCAP-Geral 等费用的适用性 |
| 技术与性能 | 电芯和系统型号、单独计量点口径的效率和容量保证、衰减曲线、构网型测试、仿真模型 |
| 本土化 | BNDES 供应商认证、系统 Finame 代码与认证证书、IEP 计算、PPB 证明 |
| 税务 | 税号归类、按税号核定的进口税率及适用日、REIDI 和例外关税的适用性、ICMS 抵扣、税改过渡 |
| 环保与消防 | 环境许可、州消防技术规范、危险废物管理、逆向物流安排 |
| 融资与担保 | 既有融资文件的限制、贷款人同意、担保物权协调、保险的可获得性和除外责任、债务偿付覆盖率测算所需的输入 |
| 交易对手 | 设备商、EPC 承包商、运维商和客户的资信、业绩和在巴西的服务能力 |
控制权变更。储能授权的持有人变更或控制权转让，通常须按 ANEEL 关于受监管主体的规定事先取得同意，具体程序应结合授权文件和届时有效的规定核实。
合同权利转让与担保。CRCAP 项下权利的转让和质押，以最终招标文件和合同文本为准；贷款人通常要求对收入账户和合同权利设定担保，转让时须一并处理。
本土化义务随资产延续。本土储能拍卖项目须在实施阶段持续证明经认证的设备已实际安装，资产转让后由受让方承继这一义务，交易文件应当相应安排。
退出时点。投运前转让受授权、建设进度和合同条件的限制较多；投运后有实际运行数据，资产估值和再融资较为容易〔作者判断〕。
国际仲裁裁决的执行。巴西是《承认及执行外国仲裁裁决公约》的缔约国，外国仲裁裁决须经巴西高等法院（葡文缩写 STJ）承认后才能在巴西执行。与中国供应商签订的供货和 EPC 合同，应当结合执行地选择仲裁地、适用法律和仲裁语言。
收入合同的争议。CRCAP 的争议解决方式以最终合同文本为准；用户侧服务合同由双方约定，宜与设备合同的争议解决机制协调，避免同一事实在不同程序中得出不一致的结论。
第六章 · 进口税负、本地化激励、设备与环保
巴西为储能投资提供了多项税收优惠，本地生产另有产业激励。原产地和供货方式选得不同，仅进口税一项，成本就可能相差设备价值的近两成。
储能投资已纳入 REIDI 基础设施税收优惠制度，符合条件的设备可以申请例外关税。设备落地还涉及 BNDES 本土化认证、消防和运输规范，以及电池逆向物流等环保义务。
本章依次说明税收制度与本地化激励、设备供应与本土化落地，以及环保合规。
税收对储能项目经济性的影响很大，相关规则仍有不少空白。REIDI 和关税减免的适用仍待实施细则，储能活动的税法定性在税制改革背景下尚未明确，各州也没有统一的 ICMS 安排；与此同时，巴西正在为本地生产储能设备设计产业激励。
第 15,269/2025 号法律把 BESS 纳入 REIDI，自 2026 年 1 月起生效。这项税收优惠旨在促进能源转型以及电力行业的现代化和稳定，每个财政年度的减免上限为 10 亿雷亚尔，并以列入年度预算法为前提，有效期至 2030 年 12 月。光伏发电系统（包括小微型分布式发电）须配置化学储能，才能享受这项优惠。REIDI 暂停对资本性投资征收 PIS 和 COFINS 两项联邦社会税费，将来也将暂停征收 IBS 和 CBS。此外，2026 年 12 月拍卖的中标者将签订 15 年期 CRCAP，提高了支撑优先级债务偿付的长期现金流的可见度。
问题在于实施细则。第 15,269/2025 号法律虽然明确把 BESS 纳入 REIDI，但规定可向 ANEEL 申请 REIDI 资格的项目类别的现行实施细则，即 MME 第 318/2018 号部令，尚未明确把自主储能项目列为合格类别。ANEEL 在第 39/2023 号公开征询程序中的技术分析也承认，在 ANEEL 能够受理自主储能的 REIDI 申请之前，需要 MME 作出正式决定，并更新 REIDI 系统。
REIDI 要区分四层：法律已覆盖储能；实施规则须与项目和活动范围相匹配；受理通道须能够实际办理；具体申请人须完成项目认定和税务资格手续。截至 2026 年 10 月 12 日，尚未见到自主储能适用 REIDI 的实施规定和受理安排公布；ABSOLAR 等行业资料显示，相关法令、部令和申报系统的调整仍在讨论之中。项目应以 MME、ANEEL 与税务机关的有效文件及实际办理要求为准，不把法律授权当作已取得优惠。
相比之下，与发电设施整合的 BESS 项目申请 REIDI 更为顺畅，因为储能单元被视为已受监管的发电项目的一部分资产；独立储能项目或采用租赁结构的项目则面临障碍。因此，希望以自主储能项目身份申请 REIDI 的项目方，最好向主管机关寻求正式指引，不宜只依据第 15,269/2025 号法律的条文。
2026 年初，Gecex 调整了部分资本货物和信息通信产品的进口税率。第 852/2026 号决议作出于 2 月 4 日，2 月 5 日在《联邦官方公报》公布，附件条目分别规定适用日期；该附件未列入锂离子蓄电池（8507.60.00）和常见的逆变器税号。随后，第 868/2026 号决议将 8504.40.90 项下“其他静态变流器”的一般税率定为 20%，自 2026 年 3 月 26 日起适用，另设一个 12.6% 的例外条目，仅适用于特定协定项下的产品。锂离子蓄电池仍适用 18% 的一般税率；2026 年 4 月，Gecex 第 236 次例会批准把一类 48 伏、用于通信基站和光伏系统的小功率非磷酸铁锂蓄电池的税率提高至 25%，为期 12 个月，大型储能常用的磷酸铁锂电池组不在这一描述范围之内。设备的实际归类和税率，以申报日有效的税则和归类意见为准，见表 6-1。
减免须分两条路径。MDIC 官方说明确认，通用 Ex-tarifário 机制已存在，面向满足分类与条件的资本货物（BK）及信息通信货物（BIT）；具体产品须匹配有效 Ex 条目或按程序申请，并核实有效期等条件。另一条是第 15,269/2025 号法律授权行政部门将 BESS 及部件进口税率降至零；该授权不能代替已经公布并适用于具体设备的实施条目。两条路径均不能作为所有储能设备自动减税的依据。截至目前，第 15,269/2025 号法律授权的储能专项降税尚未在实践中落实。
| 设备 | 常见税号 | 一般税率 | 依据 | 适用日期 | 说明 |
|---|---|---|---|---|---|
| 锂离子电池、电芯或模组 | 8507.60.00 | 18% | TEC；第 852/2026 号决议附件未列入 | 现行 | 第 236 次例会批准的 25% 仅适用于 48 伏小功率非磷酸铁锂通信和光伏电池；电芯等另有例外条目，按型号核对 |
| 不间断电源 | 8504.40.40 | 现行 TEC | 第 852/2026 号、第 868/2026 号决议附件均未列入 | 现行 | 按设备功能确认归类 |
| 逆变器、储能变流器 | 8504.40.90（常见） | 20% | Gecex 第 868/2026 号决议 | 2026 年 3 月 26 日起 | 例外条目 998（12.6%）仅限特定协定产品 |
| 整套集装箱储能系统 | 按主要功能整套归类或分项申报 | 随归类 | 归类意见 | 申报日 | 先确定归类 |
| 变压器、开关设备、EMS 等 | 按各自税号 | 各税号 | TEC | 申报日 | 计入表 6-3 |
说明：税率为 2026 年 10 月 12 日适用的一般进口税率，不含反倾销税等附加；例外关税（Ex-tarifário）须就具体产品申请。进口时以申报日有效的 TEC、Gecex 决议和归类意见为准。
巴西 BESS 的税收框架既带来机会，也带来挑战，对项目经济性和投资决策影响很大。行业相关方担心从电网取电和向电网送电时被重复征税或不当征税，也担心资本性支出架构中税收优惠的适用性不清楚。
在运营层面，争议的焦点是 BESS 活动的法律定性。储能究竟被视为一项独立的服务，还是一项电能交易，法律上仍不明确。这一区别非常关键，在巴西税制改革背景下尤其如此。如果定性为服务，相关运营可能立即产生纳税义务，进项抵扣由接受服务的一方进行。如果在法律上被认定为涉及电能的交易，BESS 项目就可以适用新的双重增值税制度（商品和服务税 IBS 与商品和服务贡献税 CBS）为能源行业设立的专门递延机制，从而避免在充电和放电环节被重复征税。
IBS 和 CBS 是第 132/2023 号宪法修正案确立的双重增值税机制，适用于商品和服务的提供，将取代现行的 PIS、COFINS、IPI、ICMS 和 ISS。新制度在 2027 年至 2032 年分阶段过渡，2033 年起全面适用。巴西一般税制，参见国别版 Q044 至 Q049。
目前巴西各州之间还没有适用于 BESS 的统一州增值税（葡文缩写 ICMS）框架。行业内正在讨论，储能设备是否需要像太阳能和风能发电资产那样，获得 ICMS 的免征或减征。ICMS 的一般规则，参见国别版 Q046。
基本生产流程。为降低部分硬件成本、推动本土电池制造，巴西政府正在设计产业激励措施。发展、工业、贸易和服务部（葡文缩写 MDIC）与科学、技术和创新部（葡文缩写 MCTI）于 2024 年 5 月通过第 54 号跨部委部令，确立了 BESS 的基本生产流程（葡文缩写 PPB）。这项措施对符合既定参数、生产能源模组、逆变器和辅助自动化系统的企业给予税收减免，可能涉及工业产品税（IPI）和州增值税（ICMS），以此鼓励本地生产锂离子电池和铅酸电池。
关键矿产立法。2024 年 7 月，第 2,780/2024 号法案被提出，拟确立国家关键和战略矿产政策（葡文缩写 PNMCE）。该法案专门针对与能源转型相关的矿产供应链，拟对开展锂、镍和石墨相关项目的企业给予税收优惠。
这些税收因素与巴西在全球电池市场中的竞争地位密切相关。巴西米纳斯吉拉斯州锂储量丰富，还拥有电池供应链所需的其他原材料，见1.4。善用税收激励，有可能帮助巴西发展储能市场，形成本土电池制造业，推动纵向整合和价值链发展。本地化率的一般规则，参见国别版 Q048、Q108。
税收框架仍在演变之中，需要私营部门、行政和立法部门以及主管监管机构密切协调，既保障市场主体的经营获得合理回报，也使这一新兴产业的效益最大化。在监管环境逐步完善的过程中，关于资本性支出激励和运营活动定性的明确税务指引，仍将决定 BESS 项目在不同细分市场中的商业可行性和投资吸引力。
储能设备进入巴西的方式，决定了适用的税号、税率和优惠。表 6-2 定性比较三种供货结构，表 6-3 是统一的成本输入表，三条路径可以用同一套项目数据比较净成本和现金占用。
| 项目 | 整套进口 | 本地组装 | 当地制造 |
|---|---|---|---|
| 进口税 | 整套申报的储能系统按其归类税号适用 TEC 税率，适用税率见表 6-1 | 电芯、电池模组、变流器等按各自税号分别申报 | 仍须进口的原材料和零部件按各自税号 |
| IPI | 进口环节缴纳 | 零部件进口和本地销售环节分别适用 | 本地销售环节适用，符合 PPB 的可能减免 |
| PIS、COFINS（2027 年起为 CBS） | 进口环节缴纳，非累积制下可抵扣 | 同左 | 本地采购环节适用 |
| ICMS | 按目的州规则价内计算，固定资产进项通常分 48 个月抵扣 | 同左 | 按州规则 |
| 可适用的优惠 | REIDI 须完成项目及税务资格；Ex-tarifário 按有效设备条目核定 | PPB 税收减免（第 54 号跨部委部令） | PPB；关键矿产政策（法案阶段） |
| 本土储能拍卖资格 | 不符合 | 视能否取得 BNDES 认证 | 视能否取得 BNDES 认证 |
| 进口量与现金占用 | 进口时集中缴税，现金占用通常较大 | 取决于进口料件比例和组装环节 | 取决于物料清单和工厂安排，不必然最少 |
| 主要风险 | 税率调整、汇率 | 认证和组装能力 | 投资规模和产能利用 |
说明：本表为定性比较，具体税率随税号、州别和申报日变化，须按项目逐项确认；定量比较使用表 6-3。
| 成本与现金项目 | 整套进口 | 本地组装 | 当地制造 | 单位与时点 |
|---|---|---|---|---|
| 进口设备或料件的海关完税价格 | 按实际报价填写 | 按进口料件填写 | 按仍须进口的料件填写 | 雷亚尔；按申报日汇率 |
| 进口税 | 税号税率 × 完税价格 | 同左 | 同左 | 进口时缴纳 |
| IPI、进口环节 PIS 和 COFINS | 按税号税率和计税基础计算 | 同左 | 同左 | 进口时缴纳 |
| ICMS | 按目的州税率价内计算 | 同左 | 同左 | 进口或流转时缴纳 |
| AFRMM、清关、港口和内陆运输 | 按实际 | 按实际 | 按实际 | 到货前后 |
| 国内采购与生产成本 | — | 按实际结构填写 | 按实际结构填写 | 按采购和生产进度 |
| 认证、厂房、培训和售后体系 | 按实际 | 按实际 | 按实际 | 投标前至投运 |
| 可抵扣税额及其实现条件、时间 | 单列 | 单列 | 单列 | 按抵扣进度折现 |
| 抵扣前现金支出合计 | 计算 | 计算 | 计算 | — |
| 项目净成本（扣除可实现抵扣的现值） | 计算 | 计算 | 计算 | — |
| 现金占用峰值 | 计算 | 计算 | 计算 | 缴税与抵扣的时间差 |
说明：本表不预填税率和价格。税率按表 6-1 的核定结果填写，未核定的作为变量；优惠只在资格和实现时间明确后计入。
计算步骤。第一步，按税号确定海关完税价格和各税种的计税基础；第二步，依次计算进口税、工业产品税（IPI）、进口环节的 PIS 和 COFINS、州增值税（ICMS），ICMS 按价内方式计算，各州税率和优惠不同，不能把名义税率简单相加；第三步，加上按海运费计征的商船更新附加费（葡文缩写 AFRMM）和清关、港口、内陆运输费用，得出抵扣前的现金支出；第四步，扣除可以抵扣的税额，并按实现条件和时间折现，得出项目净成本；第五步，按缴税和抵扣的时间差计算现金占用峰值。具体税号、税率和计算基数须以申报时的有效规定为准，本书未核定的税率均作为变量处理。
抵扣与现金占用。进口环节缴纳的税款，部分可以在后续经营中抵扣。PIS 和 COFINS 在非累积制下可以抵扣；固定资产的 ICMS 进项通常分 48 个月抵扣。税款在进口时一次缴纳、抵扣分期回收，会形成较大的现金占用，需要在融资安排中预留。
税制改革的影响。按照税制改革的过渡安排，2027 年起由商品和服务贡献税（CBS）取代 PIS 和 COFINS，商品和服务税（IBS）在 2029 年至 2032 年逐步取代 ICMS 和服务税，2033 年起全面适用。合同期跨越过渡期的项目，应在报价和合同中预设税制变化的调整机制。
优惠按证据计入。REIDI 或 Ex-tarifário 只有在具体项目、申请人、设备和期间的条件得到确认后，才能计入预算。尚未取得的优惠可列有利情景；已经有效且实际适用的 Ex 条目，无须等待新的储能专项政策。
税负结构说明了设备从哪里来更划算，设备能否进入项目还取决于认证、性能保证和安全合规。本土储能拍卖要求取得 BNDES 认证，所有项目都要把设备商的性能保证与收入合同的考核口径对齐，消防、运输和运维则须同时满足巴西的强制规范和项目合同的要求。
供应商认证。BNDES 先对供应商作文件审查，审查方式取决于供应商是工业制造商还是工程公司；工程公司需要通过具备制造能力的合作方满足制造要求。BNDES 页面将这一步描述为取得系统 Finame 代码全过程的约 15%。截至页面访问日，已获认证的电池储能系统供应商包括 BYD、Gotion、Moura、TBEA、Trina、SecPower、WEG 和 You.On，能量管理系统和固件供应商包括 Moura 和 Automa。
储能系统认证。储能系统须通过 BNDES 的 CFI 系统取得 Finame 代码，并据此取得 BNDES 颁发的认证证书，这是签订 CRCAP 前须出示的文件。本土储能拍卖适用储能系统行业规则的第一阶段和电池认证规则的第一阶段；各项制造要求和附加零部件要求同时适用，提前完成后续阶段的工序可以提高指数，但不能替代最低要求。
本土化的计算和证明。生产结构指数（葡文缩写 IEP）按储能系统范围内的物料清单计算，BNDES 页面所述的最低值为 15%，明显偏离市场惯例的取值可能被核减。系统由几个结构组成，决定了哪一部分须在巴西组装。电池包须有在巴西开展工程开发的证据，例如图纸、测试报告和本地团队参与记录；电池的基本生产流程（PPB）以 MCTI 公布的企业名单证明。可计入的人工包括机电装配、焊接、生产操作、质检和现场组装，土方、物流、餐饮住宿和设备折旧不计入。零部件只能直接开票给 Finame 代码持有人或投标人。按目前的口径，扩容部分无须满足拍卖的本土化要求，相关部门仍在协调。
当地合作方的职责。外国设备企业通常需要在巴西安排具备制造能力的组装或制造合作方、EPC 承包商、运维服务商、进口清关代理和环评顾问。合作协议应当写明本土化证明材料由谁准备、认证不通过时的责任，以及在 CRCAP 实施阶段持续证明认证设备已实际安装的配合义务。
效率计量边界。容量拍卖按单独计量点的数据计算往返效率，设备商的效率保证须换算到同一计量点，或者由项目方明确承担中间环节的损耗，见5.1。
构网型性能验证。构网型功能须满足 EPE-DEE-NT-095/2025 号技术说明（第 4 版）的要求，并与周边控制设备协同运行。设备商应提供经验证的仿真模型，配合 ONS 的接入研究和现场测试。
交付验收与质保。供货合同应把出厂测试、现场测试、试运行和商业运行的时间节点，与 CRCAP 的供电起始日对应起来。15 年合同期内的容量衰减、电池模组和逆变器更换、软件升级和网络安全更新，应在质保和长期服务协议中逐项约定。
巴西各州军事消防局发布的技术规范对项目具有强制效力，具体要求因州而异；国际上常用的储能安全标准属于参考标准，是否被当地规范采纳、项目是否需要据此提交测试报告，须逐项确认。表 6-4 列出主要事项。
| 事项 | 巴西强制要求（须逐项核实） | 常用参考标准 | 合同安排 |
|---|---|---|---|
| 消防安全 | 项目所在州军事消防局的技术规范 | NFPA 855、UL 9540A、IEC 62933 系列 | 消防设计审批责任、热失控测试报告 |
| 危险品运输 | 陆运适用 ANTT 危险品运输规定，海运适用国际海运危险货物规则 | 联合国危险货物编号分类 | 分类、包装和单证由供货方负责 |
| 电气与并网 | ONS 电网规程、EPE-DEE-NT-095/2025 | IEC 相关标准 | 仿真模型、测试配合 |
| 运维与备件 | CRCAP 的可用率和扣减规则 | 无 | 响应时间、本地备件库存、远程监控 |
| 报废回收 | 第 12,305/2010 号法律、CONAMA 第 401/2008 号决议 | 无 | 逆向物流责任归属，见 6.3 |
储能项目在环保上既有减排带来的政策便利，也承担覆盖电池全生命周期的合规义务。逆向物流和危险废物管理是其中最具约束力的两项，违规可能产生行政、民事和刑事责任。
电池储能系统并入电网，可以显著减少对化石燃料火电的依赖，有助于实现巴西自愿设定的以及根据《巴黎协定》承诺的温室气体减排目标。BESS 因此可能符合碳信用机制的条件，并可能为项目开发商带来运营上的竞争优势。实际减排效果取决于充电能源、被替代的发电、损耗和设备生命周期，形成可交易碳信用还须满足适用方法学、额外性、监测和核证要求。
在数据处理和人工智能用电需求不断增长的背景下，BESS 的运营优势也很明显。人工智能基础设施的运行耗电量很大，有研究测算，使用能耗较高的图像生成模型生成 1,000 张图像，二氧化碳排放约相当于燃油汽车行驶 6 公里。用电需求不断上升，使可再生能源（巴西能源结构的主体）与储能技术结合的意义更加突出。
在环评方面，2025 年 8 月 8 日颁布的第 15,190/2025 号联邦法律，即《环境许可总法》规定，项目方采用新技术或其他措施、达到更好的可持续标准的，许可机关可以通过说明理由的决定，在环境许可程序中给予特殊条件，包括优先审查和延长许可续期期限。
BESS 项目的一项关键法律义务，涉及电池及其零部件的逆向物流体系。根据《国家固体废物政策》（第 12,305/2010 号联邦法律）和国家环境委员会（葡文缩写 CONAMA）第 401/2008 号决议，电池的制造商、进口商、经销商和零售商都负有强制性的逆向物流义务，须建立回收、运输以及环境无害化处置或再生利用体系。CONAMA 是依第 6,938/1981 号法律设立、隶属国家环境系统（SISNAMA）的咨询和审议机构，具有规章制定权，负责确定环境许可及相关工具的标准，并制定污染控制标准。
巴西环境与可再生自然资源研究所（葡文缩写 IBAMA）负责监管废旧电池管理。IBAMA 依第 7,735/1989 号法律设立，是隶属环境部的联邦自治机构，负责执行国家环境政策，行使环境执法权，开展联邦层面的环境许可和环境管控。违反规定的，可能受到行政处罚，承担环境损害的民事责任，还可能依据《环境犯罪法》（第 9,605/1998 号联邦法律）承担刑事责任。项目开发商必须确保与设备供应商签订的合同充分涵盖这些报废义务，并明确逆向物流合规责任的归属。
按照巴西环境法律框架，BESS 从关键原材料开采到制造、运营和报废处置的全生命周期影响，都受联邦和州环境立法的全面约束。制造、销售和使用电池储能技术，必须配套完善的环境合规措施，满足整条供应链上的法律要求。BESS 项目的环境许可框架涉及若干尚未解决的监管问题和合规要求。
环境许可。项目须由联邦、州或市级主管环境机关，按照第 140/2011 号补充法、CONAMA 第 237/1997 号决议等规定办理环境许可。参加容量储备拍卖的项目可在中标后取得环境许可，见3.2。
废物分类与处置。锂离子电池及其他化学体系的电池适用危险废物管理要求，运输、储存和处置须遵守巴西技术标准协会（ABNT）的技术标准和所在州的环境法规，具体分类结合适用标准和检测结果确定。在适用的州，项目须办理环境废物转移证（CADRI）和废物运输清单（MTR），并取得最终处置证明（CDF），记录电池部件和危险物料的环境无害化处置或再生利用（环境部第 280/2020 号部令）。
联邦登记与缴税。从事潜在污染活动的，须在 IBAMA 的潜在污染活动联邦技术登记簿（CTF/APP）登记，并缴纳环境控制与监督税（TCFA），具体登记类别按实际活动及其分类核定。
除逆向物流义务外，BESS 制造商、进口商和运营商还须遵守适用于储能系统的其他各项环境要求。遵守这些要求，是保障 BESS 项目环境可行性、降低项目全生命周期环境违规法律风险的必要条件。巴西环保许可的一般规则，参见国别版 Q098。
2026 年底的两场拍卖，是巴西储能由零散项目走向规模化投资的起点。未来几年，市场空间还会继续打开。按规划口径，到 2031 年巴西预计新增装机约 13.8 万兆瓦，其中约 13.3 万兆瓦来自光伏和风电。可变电源占比越高，电网对调节能力的需求就越大，储能的价值也随之上升。数据中心是另一个增长来源。2024 年，申请接入基本电网的数据中心项目从 5 月的 12 个增至 8 月的 22 个，申请功率合计约 9 吉瓦。这类用户对供电连续性要求高，电费又是主要运营成本，储能在备电和降低电费两方面都大有可为。
规则也在继续完善。ANEEL 第二监管周期预计于 2026 年内启动，将处理收益叠加、分布式储能调度、储能作为输配电资产以及低压分时电价等问题。这些规则落地后，储能项目可以同时从多个渠道取得收入，用户侧储能的经济性也将改善。产业链同样有发展空间。巴西目前依赖进口储能设备，本国又有锂资源；本土储能拍卖要求项目取得 BNDES 本土化认证，本地生产储能设备可以享受产业税收激励。本地组装、战略合作和中期的本土制造，都为中国企业提供了合作机会。
规模化部署也面临不少挑战。储能容量费用的分摊办法正在公开征询，国会也有议案试图改变现行安排。设备以外币计价、收入以雷亚尔结算，汇率波动会直接改变项目投资。市场尚缺少标准化的合同范本、性能测试程序和足够的运行业绩，贷款人对电池衰减和收入稳定性仍较谨慎。2027 年起，税制改革将分阶段改变税负结构，各州对储能也尚无统一的 ICMS 安排。项目测算和合同条款，都需要为这些变化预留空间。
这些约束会随着市场成熟逐步缓解。在运项目增多、市场标准逐步建立之后，贷款人对性能和衰减假设会更有信心，融资条件也可能更加有利。对于准备进入巴西的中国企业，在规则成形、格局未定的阶段提前布局，有望在这个市场成长的过程中占得先机。
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