俄罗斯与巴西：能源转型的两条道路

随着国际油价从地缘政治冲突引发的峰值回落,全球两大新兴经济体正面临截然不同的能源挑战。巴西正在寻求进一步发展其已经以可再生能源为主导的能源体系,而俄罗斯则面临战略抉择:是加速向更多元化的能源模式转型,还是继续推迟这一进程,维持对油气收入的依赖。里约热内卢能源峰会的成果有助于评估巴西当前形势,并理解这一对比的意义所在。 

现场报道:里约能源峰会观察

五月底在里约热内卢能源峰会上,与行业专家的两次会面让人看到了通常被统计数据所忽略的内容。来自电力行业公司BRVAL的代表们达成了一个共识:政府持续支持行业发展,这种支持不受当前政治局势的影响。

据他们所言,主要困难不在于国家政策本身,而在于政策的实际执行。繁琐的官僚程序和高税负拖慢了新项目的实施并推高了成本,但并未动摇行业发展的总体方向。这对分析而言至关重要:一个国家战略保持稳定但决策执行存在困难的市场,与一个国家政策本身不断变化的情况,是完全不同的两回事。这两种情况需要不同的行业发展路径,投资风险水平也存在显著差异。

巴西储能协会(ABSAE)主席法比奥·蒙泰罗提出了三个要点。

• 首先,巴西政府正逐步从被动监管者的角色转变,开始积极塑造市场——包括通过针对储能项目的专项拍卖。
• 其次,他认为这些措施在政府更迭中不存在重大政治风险。这一结论符合巴西可再生能源领域自21世纪初以来形成的总体路线,从2002年启动的PROINFA计划(巴西替代能源激励计划)开始,无论政治周期如何变化都保持了延续性。
• 第三,巴西目前更多是作为技术应用国而非技术供应国。该国通过政府采购和外国科技公司的关注引入先进解决方案,但尚未成为能够大规模、有竞争力地出口自主研发技术的参与者。这一区别很重要,直接影响到下文与俄罗斯的对比分析。 

关于能源系统发展相关问题,Monteiro指出:这类困难并非巴西独有。加利福尼亚州、德国和中国都曾面临类似的"成长烦恼"。成功适应与陷入长期结构性损失之间的关键区别,在于政府对新出现故障的反应速度和有效性。

结构性分歧:资源基础、平准化度电成本经济性与分化轨迹

2024年,巴西可再生能源发电占比达到88.2%,这一数字的基础仍然是大型水电站。但更重要的趋势在于:增长已不再依赖水电。2024年,风能和太阳能贡献了24%的发电量(2019年为9.9%),而到2025年8月,两者占比首次突破34%。

2024年,巴西计划投产10.9吉瓦新增装机容量——这是自1997年开始统计以来的最高纪录。其中91%的新增装机来自风能和太阳能发电。

相比之下,俄罗斯风能和太阳能电站的装机容量约为2.5吉瓦,相当于2025年总发电量的约0.5%(其中风电0.4%,光伏0.1%),而火电占比达60-65%。据预测,到2035年,俄罗斯可再生能源装机容量可能增至18.4吉瓦,年均增长率约6.5%。

这将是相对规模上的显著增长,但在可预见的未来,该系统仍将主要依赖化石燃料发电。

这里讨论的不是简单的"领先者"与"落后者"对比。两国实际上面临着同样的局面——碳氢化合物价格下跌、全球低碳经济转型压力以及财政约束。但它们的起点截然不同,应对的内在动力也各不相同。 

巴西可再生能源转型主要由市场驱动,而俄罗斯则需要政府积极参与,造成这种差异的原因很大程度上与电力生产成本有关。

在巴西,自2011年以来实施的竞争性拍卖使陆上风电的平准化度电成本(LCOE)在十二年间实际下降了约40%。这得益于多个因素。首先,该国东北部拥有世界上最优质的风能资源区之一,容量系数达40-50%,而全球平均水平仅为25%左右。其次,规模效应发挥了作用——巴西建立了全球最活跃的可再生能源拍卖市场之一。第三,电力系统结构本身也起到重要作用:大型水电站实际上充当了季节性储能设施,平抑了风能和太阳能发电的波动。

俄罗斯采用的是另一种模式——可再生能源容量供应协议(ДПМ-ВИЭ),其中包含设备生产本地化要求。这是产业政策的一种有意为之的妥协:优先发展本国制造业,而非在国际市场上采购最便宜的技术。结果是电力成本高于完全竞争性国际采购的水平——这是所选战略的直接后果。

另一个因素是地理条件。俄罗斯最适合风能和太阳能发电的地点远离主要消费中心,这增加了电力传输成本。在巴西,这一问题因发达的"东北-东南"跨区域输电走廊而得到部分缓解。

从更广泛的意义上说,这种不对称可以用van der Ploeg和Venables描述的"资源丰裕效应"来解释。其核心在于,资源基础雄厚的国家往往倾向于推迟结构性改革:当前的资源收入既维持了消费水平,又降低了快速推进改革的压力。

巴西电力消纳限制问题:全球视角

2025年,巴西约有20%的风能和太阳能潜在发电量未得到利用。这导致经济损失约65亿巴西雷亚尔(约合12.3亿美元)。2026年1月至4月期间,情况进一步恶化,弃电率达到17.2%,而上年同期为15.3%。

根据国家电力系统运营商(ONS)的预测,到2029年,高达96%的限电将不再与电网输送能力不足有关,而是源于系统性发电过剩——即发电量超过需求(ONS,限电预测,2025年)。

这是一个重要的区别。电网过载需要扩建和升级输电线路。而发电过剩则是能源储存和需求管理的问题。针对这一情况,巴西同时推进两个方向——既扩大电网基础设施,又开发能源储存和灵活需求管理解决方案,努力根据问题性质的变化调整应对工具。

正如Monteiro在峰会上指出的,这并非巴西独有的异常现象。表2将其置于国际背景下进行了考察。

上述指标不能在各国之间直接比较。例如,巴西20.6%的数据反映的是风电和光伏发电的总体潜在弃电量,而德国4-8%的区间针对的是特定输电走廊,加州的数据则专指光伏发电。ScienceDirect的跨国研究(2025年12月)证实,这种定向而非直接的比较方法才是正确的。

由此可以得出三个主要结论。首先,巴西的弃电规模并非系统故障的表现,而是发电发展快于基础设施建设的结果。其次,加州的经验表明,部署储能系统可在3-5年内显著降低弃电率。第三,主要依赖电网扩张的模式(如德国和中国早期)与电网发展、储能和需求侧灵活性相结合的方式相比,速度更慢且成本更高。

对于巴西的能源政策而言,技术差异也很重要。加利福尼亚州的所谓"鸭子曲线"(该图表直观地展示了太阳能发电占比较高时电力系统平衡的问题)与正午时分太阳能发电过剩有关,这相对容易通过工作时长约四小时的电池来补偿。但巴西的情况有所不同:限制主要与集中在该国东北部的风力发电有关。那里的发电高峰出现在夜间和旱季(7月至11月),这恰好与水电站水库水位的季节性变化相反。这使得这种能源在系统中具有价值,但在时间上与用电需求"不匹配"。

要充分利用东北部过剩的风能,需要工作时长超过四小时的储能系统,或者需要灵活需求机制——例如,将电解制氢生产"绿色"氢气作为可调节负荷。

ANEEL的储能拍卖(2吉瓦、四小时配置)部分解决了这一问题,但长时储能技术目前仍不够成熟。建设15000公里输电线路的计划(约105亿至110亿美元,2028-2030年)以及2023-2024年电池组件进口增长89%(RatedPower数据)表明,私人投资的步伐已经超过了明确监管框架的出台速度。

油价下跌与可再生能源投资测算

与美国和伊朗达成协议、供应正常化相关的油价下跌(本系列第四 篇专栏 中已讨论),对各国可再生能源发展的影响各不相同。

对巴西而言,这种影响是间接的。国有石油公司Petrobras目前也参与可再生能源项目(包括获得在里约热内卢海岸建设24.5兆瓦海上风电试点项目的初步许可;与Equinor合作的潜在规模可达14.5吉瓦),由于石油收入下降,该公司面临投资支出压力上升。这可能会减缓海上风电的发展,但同时也加强了将资本逐步转向"清洁"能源的动力。与此同时,陆上风电和太阳能发电总体上不受油价波动影响,并按照自身轨迹发展。

在俄罗斯,影响更为直接。正如第四篇专栏文章所指出的,2025年的预算限制已导致技术、航空、机器人和工业项目等领域的支出削减约2000亿卢布。这些领域不属于核心国防开支范畴,但对经济的长期多元化至关重要。

俄罗斯ДПМ-ВИЭ项目框架下的长期合同为已启动的可再生能源项目提供了相对稳定性。然而,新拍卖的节奏、设备本地化要求的严格程度,以及能源部吸引外国技术合作伙伴的能力,仍然对整体预算状况高度敏感。

石油价格周期对两国可再生能源发展的影响各不相同。对巴西而言,这在已经启动的结构性转型中只是次要因素。而对俄罗斯来说,它仍然是决定转型早期阶段动态的关键条件。油价下跌强化了俄罗斯投资可再生能源的长期战略必要性,但同时也削弱了实现这些投资的预算能力。本质上,这是所谓"资源诅咒"的现代表现(Sachs and Warner, 1995; Van der Ploeg and Venables, 2011)。

战略互补性:巴西和俄罗斯能为彼此提供什么

表3列出了五个互补领域。其中最具应用价值的是监管框架。巴西监管机构ANEEL已有25年举办竞争性能源拍卖的经验,现在正将这一机制扩展到储能系统和海上风电领域,这在很大程度上契合了俄罗斯在ДПМ-ВИЭ项目第二阶段所要解决的问题。

金砖国家能源研究平台在此发挥着独特作用,它为此类实践交流创造了制度化条件,无需建立单独的双边谈判机制。

在氢能领域,两国与其说是竞争,不如说是互补。巴西第14948/2024号法律支持在塞阿拉州佩塞姆综合体利用太阳能和风能生产"绿氢"。而俄罗斯的战略则侧重于"蓝氢"(通过碳捕集与封存技术从天然气中制取)和"青氢"(甲烷热解)。

但需要明确的是:俄罗斯目前几乎没有实际运行的工业规模碳捕集与封存设施,因此"蓝氢"更多是中期目标,而非近期商业方向。同样,"青氢"在全球范围内仍处于试点项目阶段。在巴西,"绿氢"项目的实施周期同样以年计。

总体而言,这两个方向都应被视为在未来金砖国家出口市场(印度、中国、南非)的长期战略布局,要等到相关技术链达到工业成熟度。这里讨论的不是近期贸易流,而是未来市场的形成。

第三个互补性方面纯属技术层面,与能源系统管理有关。其基础是水电与风电之间的季节性"反向依赖"关系。

在巴西,东北部风电发电高峰出现在旱季(7月至11月)——恰好是水电站水库水位达到全年最低值的时期。这种季节性反向特征实际上将水库系统变成了可提前数月储能的装置,能够平滑总体发电量,这是目前任何电池技术在现有规模下都无法实现的。

在俄罗斯,系统运营商已经面临可再生能源并网日益增长的复杂性:到2035年,风电装机容量可能超过10吉瓦,平衡任务在结构上将变得越来越相似。从这个角度看,巴西采用的运营管理方法也可应用于其他能源系统。

正如蒙泰罗在峰会上指出的,巴西在这种互动中的角色主要是通过政府间合作机制引进技术。实质上,俄罗斯也可以采用这种模式——通过金砖国家的制度框架,在这里技术解决方案的交流较少受到政治分歧的影响。

结论：问题各异，前景共通

两国都在经历真实的能源转型，但处于不同阶段和起点——这与其说是"领先者-落后者"的等级关系，不如说是不同的发展轨迹。

巴西成为在未引入碳排放定价机制的情况下，较快提升可再生能源占比的大型经济体之一。这得益于优质的自然资源禀赋、竞争性的拍卖机制以及对水电的天然依赖。当前面临的问题——发电能力受限、储能设施不足以及输电网络瓶颈——本质上属于"成长的烦恼"。与此同时，针对未来3-5年的一系列解决方案已在形成之中。

俄罗斯的转型处于较早阶段，这并非缺乏政治意愿——可再生能源容量供应机制（ДПМ-ВИЭ）自2013年起就已实施——而是源于不同的激励结构。丰富的自有天然气资源降低了加速能源系统转型的短期压力，而本地化要求则将重点转向发展工业基础，而非最大化技术部署速度。因此，两种模式都可视为源自不同条件的理性选择，但会产生长期的结构性影响。

油价下跌一方面强化了俄罗斯投资可再生能源的长期战略必要性，但另一方面却收窄了实现这些投资的预算空间。

俄罗斯宣布的到2035年装机容量达18.4吉瓦的目标能否成为可持续结构转型的基础，很大程度上取决于能否在整个预算周期内保持投资的连续性。

表3所示的互补性矩阵表明，金砖国家框架可被视为一个尚未充分利用的合作渠道——用于监管方法的传递、氢能战略的协调以及能源系统管理经验的交流。通过这一制度框架，两国可以依托在很大程度上不受地缘政治矛盾影响的共同技术和组织基础设施，解决各自不同性质的任务。