自由能源市场的合约逻辑正在经历一场深刻而悄无声息的变革，这场变革是由过去三年来愈演愈烈的现象所驱动的：结算价差价 (PLD) 的日内波动，PLD 是用于计算能源市场中每个参与者在短期市场中应该支付或收到多少钱的值。

曾经仅限于专家的技术细节，如今已成为各种规模公司（尤其是那些在自由市场中运营的公司，这种商业模式每年产生约 1500 亿雷亚尔的收入）最终能源消耗成本的决定性因素。

根据能源交易公司Armor Energia的一项新研究（ NeoFeed获得了该研究），2023 年高峰时段每小时电价波动在 60 至 70 雷亚尔/兆瓦时之间，到 2026 年将持续超过 200 雷亚尔/兆瓦时——并且正如今年 1 月 14 日记录的那样，东南子系统的价格已经超过了 300 雷亚尔/兆瓦时。

Armor销售总监弗雷德·梅内塞斯表示：“过去看似一次性的变化，如今反映了一种深刻的转变，其标志是不同世代和消费模式在一天中日益脱节。这种转变并非周期性的，而是结构性的。”

价格波动性的突然加剧反映了电力行业存在的诸多矛盾。

在补贴政策的推动下，间歇性可再生能源（尤其是太阳能和风能）的快速增长重塑了该国的价格形成机制。白天，强劲的太阳能发电会拉低现货市场电价（PLD）。傍晚时分，当用电量上升而太阳能发电量骤降时，电力系统需要启动水力发电厂，尤其是火力发电厂，从而增加了边际运行成本。

供需不匹配导致巴西出现了所谓的“鸭子曲线”，这种现象在美国和澳大利亚等市场也已出现。其结果是，平均价格不再重要，而每小时的价格波动则成为决定能源实际成本的关键因素。

“即使在水库蓄满水、气温温和的理想情况下，我们也已经看到电价每小时波动超过 200 雷亚尔/兆瓦时，”梅内塞斯指出，并警告说，在水危机时期，这种波动可能会呈爆炸性增长。

风险溢价

新的市场动态暴露了传统合同模式的弊端，尤其是基于恒定供应和固定价格的“固定”合同。以这种形式售电的太阳能发电企业面临重大损失：它们在电价最低时发电，却需要在夜间购买价格昂贵的电力以履行合同规定的发电量。

与电力调节相关的风险溢价——此前约为5雷亚尔/兆瓦时——如今已超过20雷亚尔/兆瓦时，使得该模式不再可行。换言之，使用电曲线与发电曲线相匹配，对于降低风险敞口和最大限度地减少波动的影响至关重要。

自由能源市场的危机在 2024 年初开始加速，而此时，中高压用户的开放正提振人们对市场扩张的预期。

这一趋势发生在电价处于历史低位的背景下，电价低迷刺激了大规模用户迁移和大幅折扣，使中型企业和商业电网的电费降低了15%至30%。这些新用户的快速涌入增加了发电企业和电力交易商的管理复杂性。

然而，这一最低价格时期在去年突然结束。巴西国家电力系统运营商（ONS）——负责运营和协调巴西整个能源生产和输送系统的机构——为了应对弃电（减少集中式可再生能源发电厂的发电量以避免系统过载）以及在可再生能源间歇性和输电限制的情况下保护水库的需要，调整了定价模式，使其更加保守。

新模式优先考虑更多地使用火力发电厂，并提高了风险规避程度。因此，考虑水文、负荷、火力调度、短缺风险和运行约束等因素的计算系统增加了运行成本，并加剧了现货市场能源价格（PLD）的波动，尤其是在短期内，从而为当前的危机埋下了伏笔。

结果，重新谈判和违约引发了信贷危机。杠杆率较高的公司遭受了高利率、减产和与其财务状况不符的价格的双重打击。

预计电力行业监测委员会 (CMSE) 将在 7 月份确定 2026/2027 年周期中将使用的风险规避参数——这一决定可能会在短期内重新定义价格行为。

日益加剧的波动性也改变了水电站的行为，它们减少了长期销售，以在短期内获取高价。这种收缩降低了市场流动性，使得失去合约的交易公司难以补充其仓位。为了更好地理解这种情况，预计到2025年，能源市场的流动性将下降近40%。

Armor 的研究还指出了分布式发电 (DG) 扩张中存在的问题。Armor 的一位高管警告说：“基于‘认购折扣’的项目低估了购置成本和流失成本，增加了信用风险，并吸引了一些缺乏技术经验的投资者，他们仅仅因为容易获得准入许可而参与其中。其结果是规划不周的供应过剩和更大的财务风险。”

梅内塞斯认为，自然的发展方向是转向以消费者支出为调节变量的合约，使支付与实际消费模式保持一致。这种转变目前仍较为缓慢，主要原因是风险定价困难以及小时合约流动性不足，但预计未来将会加速。

反过来，太阳能发电企业应该寻求更加多元化的投资组合，并寻找用电量与其发电模式高度匹配的客户——例如在营业时间内运营的企业——从而减少在用电高峰期购买昂贵能源的需求。投资电池看似是一种技术解决方案，但在大多数情况下，其经济效益仍然不尽如人意。因此，每小时的流动性仍然是市场增长的主要障碍。

梅内塞斯指出，巴西电力行业正在经历一场范式转变。“全天发电、用电和价格之间的关系正成为合同决策的核心；那些不调整策略的企业将面临越来越大的风险，”他警告说。实际上，在新的自由市场中，电表读数的重要性已经与兆瓦数不相上下。

容量拍卖

另一个涉及电力行业的争议性问题仍因法律挑战而悬而未决。该问题涉及3月份举行的2026年备用容量拍卖（LRCap）结果的审批，该拍卖最终签订了约19.5吉瓦（GW）的电力合同。

目标是与以天然气、煤炭、燃油和生物柴油为燃料的热电厂以及水力发电厂签订合同，在下午 6 点至 7 点的用电高峰时段启动，以满足系统（主要是热电厂）对稳定、即时电力的需求。

此次拍卖因诸多违规指控而蒙上阴影，其中包括在竞标前72小时提高最高成交价。此外，拍卖成交量远超当时所需，这体现在极低的竞争水平（溢价仅为5.5%）以及对电费的显著影响上，巴西人的平均电费因此上涨了约10%。

全国能源消费者阵线（FNCE）于 6 月 9 日星期二宣布，已向矿业和能源部、联邦审计法院（TCU）和国家电力能源局（Aneel）发出信函，重申其要求暂停批准 2027 年至 2031 年长期合同电厂的 LRCap 2026 产品。

FNCE警告称，储备金费用迅速上涨，并提供了拍卖中发现定价过高的证据。该机构还建议采取需求响应和夏令时等措施。

信中摘录道：“此次暂停将允许对技术证据进行更深入的审查，以确保不存在超出必要范围的金额和期限的合同，从而避免对能源成本造成严重影响，进而对巴西经济造成严重影响。”

根据 FNCE 的说法，考虑到已举行的拍卖中预见的成本，到 2031 年，能源消费者将支付 498 亿雷亚尔的备用能源费 (EER) 或备用容量费 (ERCAP) 以及其他类似费用，这一数额超过了 2025 年能源发展账户 (CDE) 的预算。

在塞阿拉联邦法院下令立即暂停批准 2026 年 LRCap 结果并签署相应的备用容量电力合同的第二天，FNCE 提出了这项倡议。

然而，初步裁决不太可能阻止Aneel本周批准结果。这是因为塞阿拉州法院的裁决在案件移交至联邦区第六联邦法院进行复审之前仍然有效。

Aneel公司认为其已遵守法院命令，因此，批准程序不存在任何障碍。第五联邦地区检察官办公室也表示，禁令中规定的条件“已经得到落实”。