Brasilianische Strompreise verstehen: Marktstruktur, Preislogik und unternehmerische Stromentscheidungen

Wenn sich Unternehmen mit Investitionsprojekten in Brasilien befassen, beginnen sie oft mit der Frage: Wie viel kostet der lokale Strom? Dies ist eine wichtige Frage, aber es gibt keine einheitliche Antwort. Das Netz in ganz Brasilien wird von verschiedenen Verteilungsunternehmen betrieben, und auch die Zugangsspannung, die Art des Stromeinkaufs und der Steuersatz variieren. Die vom Unternehmen gezahlte Endgebühr umfasst auch Übertragungs- und Verteilungsgebühren, Gebühren für die Vertragsnachfrage, Branchengebühren und Steuern. Daher ist das vom Verkäufer angegebene Energieangebot nur ein Teil der Gesamtkosten. Um den Strompreis in Brasilien zu verstehen, können Sie zunächst drei Fragen erfassen: Woher der Strom kommt, von wem das Unternehmen den Strom kauft und was die Rechnung besteht. Erstens: Woher kommt der Strom auf dem brasilianischen Strommarkt und wer verwaltet ihn? Erzeugung, Übertragung, Verteilung und Verbrauch bilden eine Kette. Wir verstehen das brasilianische Stromsystem zunächst als eine Logistikkette. Stromerzeugungsunternehmen produzieren Strom, der den Erzeugern von Gütern entspricht; Hochspannungsübertragungsnetze übernehmen den überregionalen Transport; lokale Verteilungsnetze vervollständigen die letzte Phase der Verteilung; Fabriken, Einkaufszentren und Einwohner sind Endverbraucher. Nachdem der Strom in das Verbundnetz gelangt ist, wird er vom System abgefertigt. Die von den Unternehmen unterzeichneten Verträge bestimmen das Preis- und Abrechnungsverhältnis des Stromeinkaufs, und der tatsächliche Stromverbrauch wird weiterhin über das öffentliche Netz geliefert. Der größte Teil des brasilianischen Stromverbrauchs ist an das nationale Verbundsystem SIN angeschlossen. SIN verbindet die Haupterzeugungsbasis mit dem Lastzentrum, so dass verschiedene Regionen Strom austauschen können. Wenn Sie sich die Vorschriften und Branchennachrichten der Energiewirtschaft ansehen, werden Sie oft die folgenden vier Institutionen sehen. MME, Ministerium für Bergbau und Energie: Formulierung der Richtung der Energiepolitik und Marktreform ANEEL, Nationale Elektrizitätsregulierungsbehörde: Formulierung von Regulierungsvorschriften, Genehmigung von Übertragungs- und Verteilungspreisen und Regulierung der Strompreise. ONS, Nationaler Betreiber des Elektrizitätssystems: Entscheiden Sie, wann verschiedene Arten von Stromquellen erzeugt werden, und halten Sie die Netzsicherheit und das Gleichgewicht aufrecht. CCEE, Stromhandelskammer: Registrierung von Verträgen, Zusammenfassung von Messdaten und Abschluss kurzfristiger Marktabrechnungen. Auch die brasilianische Stromstruktur ist sehr lokal. Laut dem "Brazil Energy Balance Report 2025", der vom brasilianischen Energieforschungsunternehmen EPE veröffentlicht wurde, werden erneuerbare Energien im Jahr 2024 88,2% der Stromversorgung des Landes ausmachen; wenn nur SIN gezählt wird, werden erneuerbare Energien 91,2% ausmachen. Windkraft und Photovoltaik machen zusammen 23,7% der Stromerzeugung des Landes aus. Die photovoltaische Stromerzeugung erreichte 70,7 TWh, was einem Anstieg von 39,6% im Vergleich zum Vorjahr entspricht. Der hohe Anteil an erneuerbaren Energien bietet Unternehmen eine Ressourcenbasis für den Kauf von kohlenstoffarmem Strom und macht die Strompreise auch wetterempfindlicher. Regen wirkt sich auf die Wasserspeicherung in Stauseen aus, und Windgeschwindigkeit und Sonnenschein beeinflussen die Wind- und Solarleistung. Wenn die Wasserkraft in der Trockenzeit reduziert wird, kann das System teurere Wärmekraft ermöglichen. Verstehen Sie in einem Satz: Brasiliens Strom stammt aus einer Vielzahl von Stromquellen und wird über ein einheitliches Netz übertragen, und der Preis wird durch Hydrologie, Wetter und Systemplanung beeinflusst. Zweitens, zwei Stromkaufmodelle. Geregelte Märkte und freie Märkte. Der Stromkaufvertrag kann geändert werden. Strom wird weiterhin über dasselbe Übertragungs- und Verteilungsnetz an die Nutzer geliefert. In den brasilianischen Strompreisdokumenten tauchen häufig zwei Gruppen auf: die Gruppen A und B sowie ACR und ACL, die unterschiedliche Probleme lösen. Gruppe A und Gruppe B: Was Spannung hat der Benutzer Zugang Gruppe A ist vor allem der Benutzer, der an das Mittelspannungs- oder Hochspannungsnetz angeschlossen ist. Die Anschlussspannung beträgt in der Regel nicht weniger als 2,3 kV und umfasst auch die Untergruppe AS des unterirdischen Stromverteilungssystems. Große Fabriken, Bergwerke und Rechenzentren befinden sich in der Regel in Gruppe A. Rechnungen der Gruppe A haben in der Regel zwei Messmaße: Der Stromverbrauch in Kilowattstunden oder Megawattstunden gibt an, wie viel Strom in einem bestimmten Zeitraum verbraucht wird. Der Bedarf in Kilowatt gibt an, wie viel Strom in einem bestimmten Zeitraum gleichzeitig verbraucht wird. Der Stromverbrauch kann als Kilometerstand des Fahrzeugs verstanden werden, und der Bedarf kann als der höchste Verkehrsfluss verstanden werden, den die Straße aufnehmen muss. Der Gesamtstromverbrauch der Fabrik ändert sich in einem Monat nicht wesentlich. Wenn eine große Anzahl von Geräten gleichzeitig in Betrieb genommen wird, kann die maximale Nachfrage immer noch steigen und die Rechnung wird steigen. Gruppe B ist ein Niederspannungsnutzer mit einer Zugangsspannung unter 2,3 kV, einschließlich Bewohner B1, ländliche B2, andere Nutzer B3 und öffentliche Beleuchtung B4. Gruppe B wird in der Regel nach dem Stromverbrauch abgerechnet und erhebt keine separate vertragliche Bedarfsgebühr; berechtigte Nutzer können auch einen Time-Sharing-Preis für weißen Strom wählen. ACR und ACL: Wer der Nutzer Strom von ACR kauft, d. h. die regulierte Vertragsumgebung. Der Nutzer wird einheitlich von der örtlichen Stromverteilungsgesellschaft versorgt, und es wird der von ANEEL genehmigte Strompreis angewendet. Das Verteilungsunternehmen kauft Energie über regulierte Auktionen und andere Mittel ein und bezieht dann die Kosten für die Einhaltung der Vorschriften in den Strompreis ein. Anwohner und nicht umgesiedelte industrielle und gewerbliche Nutzer nutzen hauptsächlich dieses Modell. ACL, d. h. kostenloses Vertragsumfeld, auch bekannt als freier Markt. Die Nutzer können zwischen Stromerzeugungsunternehmen und E-Commerce-Verkäufen wählen, Energiepreise, Vertragsdauer, Abnahmemenge, Energiequellen und Preisanpassungsmethoden aushandeln. Lokale Verteilungsunternehmen sind nach wie vor für die Netzdienste zuständig, und die Übertragungs- und Verteilungsgebühren setzen weiterhin die gesetzlichen Normen um. Ab dem 1. Januar 2024 können sich alle Nutzer der Gruppe A für den Eintritt in den freien Markt entscheiden. Nutzer mit einer Vertragsnachfrage von weniger als 500 kW müssen bei CCEE von Einzelhandelsagenten vertreten werden. Einzelhandelsagenten sind für Marktangelegenheiten wie Vertragsregistrierung, -messung und -abrechnung zuständig, was als professionelle Schnittstelle für Unternehmen zum CCEE-Beitritt verstanden werden kann. Nutzer mit größerer Nachfrage können auch direkt CCEE-Mitglieder werden, müssen aber selbst mehr Marktverpflichtungen erfüllen. Nach dem Beitritt zu ACL erhalten Unternehmen Verhandlungsspielraum und tragen auch die Verantwortung für das Vertragsmanagement. Der tatsächliche Stromverbrauch ist niedriger als die gekaufte Menge, und es kann zu mehr Käufen kommen; der tatsächliche Stromverbrauch ist höher als die gekaufte Menge und muss möglicherweise zum kurzfristigen Marktpreis wieder aufgefüllt werden. Die Mengenelastizität, die Garantie, der Vertragsbruch und die Ausstiegsklausel im Vertrag wirken sich direkt auf die tatsächlichen Kosten aus. Laut CCEE-Daten wird der Stromverbrauch von ACL im Jahr 2025 um 7,3% steigen, was etwa 42% des nationalen Stromverbrauchs entspricht. 21.707 neue Stromverbrauchseinheiten werden in diesem Jahr in ACL einziehen. Ab 2026 werden die Nutzer der Gruppe B weiterhin auf dem regulierten Markt als Ganzes verbleiben. Das Gesetz Nr. 15.269 regelt den weiteren Eröffnungszeitpunkt: Niederspannungsnutzer in Industrie und Gewerbe sollten vor November 2027 die Möglichkeit haben, und andere Niederspannungsnutzer sollten vor November 2028 eröffnet werden. Die konkrete Umsetzung muss noch mit den nachfolgenden unterstützenden Regeln kombiniert werden. Verstehen Sie in einem Satz: Die Gruppen A und B bestimmen den Zugang und die Abrechnungsmethoden, und ACR und ACL bestimmen das Stromkaufverhältnis. Die Nutzer der Gruppe A können derzeit wählen, ob sie in den freien Markt eintreten möchten. Drittens: Verstehen Sie die Stromrechnung. Das Energiekonzept ist nur eine der Ebenen. Der Endpunkt des Unternehmens Stromkosten setzen sich zusammen aus Energie, Netz, Nachfrage, Branchengebühren und Steuern. Beim Vergleich der Strompreise lautet die praktischste Formel: Gesamtstromkosten für die Fabrik = Energiegebühr + Übertragungs- und Verteilungsgebühr + bedarfsabhängige Gebühren + Branchengebühren + Steuern + Marktdienstleistungen und Abweichungskosten. Der erste Punkt ist die Energiegebühr. In der Rechnung für regulierte Nutzer wird oft TE, Tarifa de Energia geschrieben, was als die Kosten für den Stromkauf selbst verstanden werden kann. Die Energiegebühr der Nutzer des freien Marktes stammt hauptsächlich aus dem Vertrag mit dem Stromerzeuger oder -verkäufer. Der zweite Punkt ist die Netznutzungsgebühr. Nutzer, die sich an das Verteilungsnetz anschließen, zahlen in der Regel TUSD, die Nutzungsgebühr für das Verteilungssystem; Großverbraucher, die sich direkt an das Übertragungsnetz anschließen, können TUST, die Nutzungsgebühr für das Übertragungssystem, einbeziehen. Die Unternehmen werden auch nach dem Übergang zum freien Markt das öffentliche Netz nutzen, so dass dieser Teil der Gebühr nicht verschwinden wird. Der dritte Punkt ist die Vertragsnachfrage, auf deren Verwaltung sich die Nutzer der Gruppe A konzentrieren müssen. Angenommen, der Vertragsbedarf einer Fabrik beträgt 2.000 Kilowatt, der tatsächliche Spitzenwert eines bestimmten Zeitraums übersteigt das vereinbarte Niveau, und es kann zu Übergebühren kommen. Der Vertragswert ist zu hoch angesetzt, und das Unternehmen zahlt weiterhin für ungenutzte Kapazitäten. Daher muss bei der Formulierung der Vertragsnachfrage dieser mit dem gleichzeitigen Betrieb von Produktionsschichten und Anlagen kombiniert werden. Der vierte Punkt ist die Industriegebühr, die auf Portugiesisch oft als encargos setoriais bezeichnet wird. Diese Art von Gebühr wird zur Unterstützung der öffentlichen Ordnung, des Systembetriebs und spezifischer Energieprojekte verwendet. Sie können durch TE, TUSD oder andere Abrechnungsposten ausgedrückt werden. Der fünfte Punkt sind Steuern und Gebühren, einschließlich PIS und COFINS auf Bundesebene, ICMS auf Landesebene und CIP auf kommunaler Ebene für öffentliche Beleuchtungsbeiträge. Die ICMS-Verarbeitung variiert je nach Bundesland und Nutzertyp, und für landesübergreifende Vergleiche sollten lokale Steuerkaliber verwendet werden. Reguläre Nutzer werden auch auf Strompreisflaggen stoßen. ANEEL gibt jeden Monat die grüne, gelbe, rote Stufe 1 oder rote Stufe 2 aus, je nach den Bedingungen der Stromerzeugung. Grün wird nicht markiert, andere Farben werden je nach Stromverbrauch berechnet. Der Standard für 2026 lautet: Gelb plus R $0,01885 pro kWh, Rot plus R $0,04463 und Rot plus R $0,07877. Angenommen, eine regulierte Marktanlage verbraucht 1 Million kWh Strom pro Monat. Während des Zeitraums der roten Stufe 2 erreichte allein der zusätzliche Betrag der Flagge 78.770 Reais, wobei die Auswirkungen auf die entsprechenden Steuern nicht mitgezählt werden. Die Unternehmen müssen auch auf die Spitzenzeiten achten. Beim Strompreis für die A-Komponenten-Time-Sharing wird in der Regel zwischen Spitzen- und Nicht-Spitzenzeiten unterschieden. Die Spitzenzeiten liegen in der Regel an drei aufeinanderfolgenden Stunden an einem Arbeitstag, und die genaue Zeit wird von der örtlichen Vertriebsgesellschaft festgelegt. Die Anpassung des Produktionsplans, die Streuung der Anlaufzeit von Großgeräten oder die Konfiguration des Energiespeichers können die Spitzennachfrage und die damit verbundenen Kosten verringern. Ein Satz zum Verständnis: Nachdem Sie das Energieangebot gesehen haben, müssen Sie das Netzwerk, die Nachfrage, die Branchengebühren und die Steuern hinzufügen, um eine vergleichbare Gesamtkosten für die Fabrik zu erhalten. IV. Wie Preise gebildet werden Langfristige Verträge und kurzfristige Abrechnungen gehen Hand in Hand Delta Hydrology, Wärmekraft, Wind- und Solarproduktion, regionale Zwänge, Lasten und Vertragsbedingungen wirken sich gemeinsam auf die Preisregulierung aus Der Markt und der freie Markt wenden unterschiedliche Preisbildungsmethoden an. Im ACR genehmigt ANEEL die Strompreise getrennt von den Vertriebsunternehmen. Zu den gängigen Mechanismen gehören die jährliche Strompreisanpassung RTA und die regelmäßige Strompreisüberprüfung RTP. Das RTA wird in der Regel jährlich aktualisiert, um Faktoren wie Strombezug, Netz, Branchengebühren und Inflation zu berücksichtigen. Das RTP wird in der Regel alle vier bis fünf Jahre durchgeführt, um die Vertriebskosten, Verluste, die Qualität der Dienstleistungen und die Kapitalrendite umfassender zu bewerten. Kosten und Anpassungstermine variieren von Vertriebsunternehmen zu Unternehmen, so dass es in Brasilien keinen einheitlichen nationalen Endpunkt-Strompreis gibt. Im ACL wird der Vertragspreis zwischen Käufer und Verkäufer ausgehandelt und oft in Reals pro Megawattstunde ausgedrückt. Die Angebote werden von der Vertragsdauer, dem Liefergebiet, der Energiequelle, der Kaufmenge, der Stromverbrauchsdauer, den Garantiebedingungen und dem Kontrahentenkredit beeinflusst. Bei einigen Verträgen handelt es sich um Festpreise, bei anderen um den IPCA, den brasilianischen allgemeinen Verbraucherpreisindex. Der freie Markt muss auch einen Kernbegriff verstehen: PLD, den Differenzabrechnungspreis. Dabei handelt es sich um den vom CCEE für die kurzfristige Marktabrechnung verwendeten Preis, der stundenweise und in vier Teilmärkten berechnet wird. Die vier Teilmärkte sind Südosten und Mittlerer Westen, Süden, Nordosten und Norden. Der PLD kann anhand eines einfachen Beispiels verstanden werden. Eine Anlage hat eine vertraglich vereinbarte monatliche Kapazität von 1.000 MWh, und es werden tatsächlich 1.050 MWh genutzt. Die zusätzlichen 50 MWh bilden eine Stromverbrauchslücke und müssen gemäß den Marktregeln beglichen werden. Werden nur 950 MWh verwendet, ergibt sich eine 50 MWh-Marge. PLD bietet eine Grundlage für die Begleichung dieser Differenzen. Die tatsächliche Abrechnung berücksichtigt auch Verluste, Zähler und CCEE-Regeln. PLD bezieht sich auf Nachfrageprognosen, Reservoirspeicher, Stückverfügbarkeit, Brennstoffkosten, Wind- und Windleistung und Übertragungsbeschränkungen. Sie wirkt sich auf freie Marktnotierungen und Abweichungskosten aus, und die Preise für langfristige Verträge haben in der Regel ihre eigenen Preisbedingungen. InfoPLD von CCEE zeigt, dass der PLD am 29. Mai 2026 um 10 Uhr morgens in den Teilmärkten Südost und Mittlerer Westen 57,31 R $pro MWh betrug und zwischen 17 und 18 Uhr auf 318,25 R $pro MWh anstieg. Wenn die Photovoltaikproduktion tagsüber hoch ist, sinkt die Nettolast; wenn die Photovoltaik zurückgeht und der Stromverbrauch am Abend steigt, können die Preise steigen. Die Faktoren, die sich auf die Strompreise auswirken, können in drei Kategorien eingeteilt werden: natürliche Bedingungen wie Niederschlag, Wasserstand und landschaftliche Ressourcen; Systembedingungen wie Last, Wärmekraftaktivierung und Übertragungsbeschränkungen; Vertragsbedingungen wie Dauer, Mengenelastizität und Preisanpassungsindex. Ausländisch finanzierte Unternehmen müssen auch das Wechselkursrisiko gesondert auflisten. Energieverträge werden in der Regel real abgerechnet, und Gruppenbudgets können in RMB oder US-Dollar erstellt werden. Auch wenn sich der tatsächliche Strompreis nicht ändert, werden Wechselkursschwankungen die Kosten der Gruppe verändern. Verstehen Sie in einem Satz: Der Vertragspreis verwaltet die tägliche Beschaffung, die Differenz zwischen dem PLD-Abrechnungsvertrag und dem tatsächlichen Stromverbrauch, der Hydrologie und der Last wirkt sich auf beide aus. V. Wie chinesische Unternehmen Strompreise in überschaubare Kosten umwandeln ► Standortwahl, Last, Stromkauf, Vertrag, Risiko und grüne Attribute müssen im selben Modell bewertet werden. Für Unternehmen besteht das ultimative Ziel des Verständnisses der Regeln darin, die Strompreise in Investitionsmodelle und den täglichen Betrieb einzubeziehen. Es kann in sechs Schritten vorangetrieben werden. Der erste Schritt besteht darin, die Standortwahl und die Netzanschlussbedingungen zu bestätigen, das Verteilkonzessionsgebiet, in dem sich das Projekt befindet, die Zugangsspannung, die Klassifizierung der Gruppe A oder Gruppe B, die verfügbare Kapazität, das Netzanschlussprojekt und den Erweiterungszyklus zu überprüfen. Auch die Zuverlässigkeit der Stromversorgung sollte in die Bewertung einbezogen werden. Niedrige Strompreise können Produktionsverluste aufgrund häufiger Stromausfälle nur schwer ausgleichen. Der zweite Schritt besteht darin, ein 12-monatiges Lastprofil zu erstellen und die Basislast, saisonale Veränderungen, die maximale Nachfrage und den Spitzenstromverbrauch stundenweise zu schätzen. Das neue Projekt kann die Produktionslinie, die Kühlung, den Luftkompressor, die HLK und die Ladeeinrichtungen separat modellieren und den Anlaufanstieg berücksichtigen. Der dritte Schritt besteht darin, den von ACR und ACL verwendeten einheitlichen Messzeitraum von drei bis fünf Jahren zu vergleichen und Energiegebühren, TUSD oder TUST, Nachfragegebühren, Steuern, Flaggen, Agenturgebühren und Migrationskosten einzubeziehen. Auf diese Weise sind die Ergebnisse vergleichbar. Der vierte Schritt besteht in der Überprüfung des Vertragsrisikos, wobei der Schwerpunkt auf dem Mindestkaufvolumen, dem zulässigen Abweichungsbereich, der Abrechnung von Über- und Unternutzung, der Preisanpassung, der Garantie, dem Vertragsbruch, der Vertragsverlängerung und den Ausstiegsklauseln liegt. Unternehmen mit stabilem Stromverbrauch können mehr Basisstrom einschließen; Unternehmen mit stärker schwankender Produktion müssen mehr Mengenflexibilität behalten. Der fünfte Schritt besteht darin, die grünen Eigenschaften zu überprüfen. Der hohe Anteil erneuerbarer Energien in Brasilien ist für Unternehmen förderlich, um die Stromemissionen zu reduzieren. Bei der Abgabe einer grünen Erklärung nach außen ist es auch notwendig, die vertraglich vereinbarte Energiequelle und das I-REC-Zertifikat für erneuerbare Energien zu überprüfen und mit den Regeln der Gruppe für die Kohlenstoffabrechnung zu verbinden, um eine doppelte Zählung der Umweltattribute zu vermeiden. Der sechste Schritt besteht darin, die monatliche Verfolgung des Stromverbrauchs, der maximalen Nachfrage, der Vertragsabdeckung, der PLD, der Steuern und Wechselkurse kontinuierlich zu überwachen. Nachdem sich der Produktionsplan geändert hat, müssen Sie den vertraglich vereinbarten Strom oder die Nachfrage rechtzeitig anpassen. Der brasilianische Strompreis scheint kompliziert zu sein, und die Kernlogik lässt sich in vier Ebenen zusammenfassen: Der Zugang bestimmt die Strompreisgruppe, die Marktwahl bestimmt die Art und Weise, wie Strom gekauft wird, die Rechnungsstruktur bestimmt die Kosten der Anlage, und das Vertragsmanagement bestimmt die Risikoexposition. Indem man diese vier Schichten auseinandernimmt und sie in dasselbe Finanzmodell einfügt, können Unternehmen die Strompreise von einer schwer zu beurteilenden externen Variable in Betriebskosten umwandeln, die gemessen, verglichen und verwaltet werden können.