巴西作为拉美能源大国，其能源市场呈现出可再生与非可再生能源各占 50% 的均衡结构，2024 年国内能源供应达 762.9 太瓦时，工业与住宅消费分别增长 4.1% 和 8.0%，兼具资源禀赋与市场潜力，成为企业跨境能源矿业投资的重点目的地。但巴西能源领域监管体系复杂，政策框架细致，企业出海需以合规为前提，通过系统尽调规避风险，以下结合巴西能源市场核心规则与实践要点展开解析。
一、巴西能源市场投资环境与核心政策框架
（一）市场基础特征
巴西能源结构多元，可再生能源中甘蔗生物质（16.7%）、水电（11.6%）占比突出，非可再生能源以石油及副产品（34%）、天然气（9.6%）为主导，石油探明储量 15.9 亿桶、天然气 5460 亿立方米，位列全球第九大石油生产国，2025 年 8 月原油日产量达 3896 万桶、天然气 1.889 亿立方米。电力 sector 以水电（54.9%）为核心，风电（14.8%）、集中式太阳能（6.1%）等新能源占比持续提升，形成 “一体化水火电系统 + 自由市场” 的运营模式，消费端呈现从 regulated tariff 环境（ACR）向自由市场（ACL）迁移的趋势。
（二）核心政策与监管体系
巴西能源政策以多部专项法律为支撑，核心法规包括：《石油法》（第 9478/1997 号）确立能源政策与油气市场开放规则；《新天然气法》（第 14134/2021 号）规范天然气运输、存储与商业化；《未来燃料法》（第 14993/2024 号） incentivise 可持续航空燃料、绿色柴油等生物燃料使用，建立碳捕集利用与封存（CCUS）法律框架；《低碳氢法》（第 14948/2024 号）推出氢经济激励机制；《海上风电新规》（第 15097/2025 号）明确海上风电开发规则。
监管层面形成多机构协同体系：国家石油、天然气和生物燃料局（ANP）负责油气行业监管、许可发放与市场规范；国家电力局（ANEEL）主管电力 sector tariff 制定、项目许可与行业监督；矿产能源部（MME）统筹能源与矿产资源可持续利用政策；国家能源政策委员会（CNPE）为总统提供能源政策咨询，参与战略领域决策。此外，能源研究办公室（EPE）的年度能源平衡报告（BEN）是掌握市场数据的核心参考。
二、跨境投资核心合规要求
（一）油气 sector 合规要点
1、许可与开发制度：
巴西油气勘探生产实行混合监管模式，包括特许权制度、产量分成制度、权利有偿转让及永久要约四种方式。特许权制度下，企业需通过竞标获得区块开发权，承担全部运营风险，缴纳签名奖金、矿区使用费、特别参与费等费用，合同分勘探期（最长 3 年）与生产期（通常 27 年）；产量分成制度适用于盐下多边形及战略区域，优先由巴西国家石油公司（Petrobras）担任运营商（持股不低于 30%），中标联合体与联邦政府按利润分成。永久要约制度为当前主要区块出让方式，企业可灵活分析区块可行性，2025 年已完成第五轮特许权永久要约，第三轮产量分成永久要约计划于 10 月启动。
2、本地含量与合作规则：
油气项目需遵守本地含量条款，勘探开发阶段采购的商品与服务须优先选择巴西本土供应商（价格、期限、质量相当前提下），旨在推动本土产业发展与人才培养。企业可通过组建联合体或合资企业（JV）参与竞标，联合体需提交正式承诺文件，明确牵头方、合作期限及技术、经济资质证明，成员需承担连带法律责任。
3、税务合规：
联邦政府通过多重方式获取油气资源收益，包括：按产量价值按月缴纳的矿区使用费；出口石油需缴纳 9.2% 出口税（跨国企业全额生产出口时叠加征收）；竞标成功后签署合同时支付的签名奖金（最低金额由 ANP 核定）；高产量或高盈利油田缴纳的特别参与费（40% 归 MME、10% 归环境部、20% 归产区州及市）。2025 年巴西启动税制改革，将以双轨增值税（CBS+IBS）逐步替代现有多重税种，改革过渡期为 2026-2033 年，企业需提前规划税务架构。
（二）电力 sector 合规要点
1、市场准入与运营规则：
电力市场分为 ACR 与 ACL 双环境，ACR 领域由配电公司通过政府拍卖签订长期购电协议（PPAs），ACL 领域允许合格消费者、贸易商与发电商自由协商合同条款。企业需获得 ANEEL 许可方可开展发电、输电或配电业务，输电系统需向第三方开放，缴纳传输系统使用费（TUST）与配电系统使用费（TUSD），收费标准由 ANEEL 按 tariff 监管程序制定。
2、新能源与储能合规：
风电、太阳能等可再生能源项目曾享受 tariff 优惠（2022 年 3 月后新项目不再适用），当前通过专项拍卖与企业 ESG 需求驱动发展。巴西将储能列为重点领域，ANEEL 已启动电池储能系统（BESS）监管公开咨询，混合电站相关规则逐步完善，企业投资新能源项目需关注并网技术要求与监管动态。
（三）环境与法律风险合规
水力压裂（fracking）存在法律不确定性，巴西最高法院（STJ）已受理相关权限争议案件，核心聚焦勘探阶段环境评估义务，虽案件仅直接关联 2013 年第 12 轮竞标区块，但裁决结果将影响全国非常规油气开发的环境合规标准。企业需重视环境许可的分阶段审查要求，避免因环保评估不足导致项目停滞，同时关注部分州对 fracking 的禁令或限制规定。
三、跨境投资尽调关键维度
（一）法律与监管尽调
重点核查项目许可文件的完整性与有效性，包括油气区块的特许权合同、产量分成协议，电力项目的发电许可、并网批准等，确认文件是否符合 ANP、ANEEL 等监管机构的最新要求。梳理项目所涉法律框架的变动风险，尤其是《未来燃料法》《低碳氢法》等新规的适用范围，以及税制改革对项目税务成本的影响。核查联合体协议或合资合同中的连带责任条款、利益分配机制，确保符合巴西公司法与能源行业特殊规定。
（二）项目与市场尽调
油气项目需核实资源储量数据、生产历史（如 2025 年行业 68.3% 的市场增长数据）、基础设施配套（巴西现有 120 条天然气管道，总长 1.21 万公里），确认运输、存储设施的接入权限与费用标准。电力项目需评估输电网络覆盖情况、电力需求增长趋势（EPE 预测电气化与工业扩张将持续推高需求），以及 PPA 合同的稳定性与价格机制。同时，核查项目是否满足本地含量要求，评估本土供应商的履约能力与成本结构。
（三）财务与风险尽调
核实项目税务缴纳记录，包括矿区使用费、特别参与费、关税等是否足额合规，测算税制改革过渡期的税务成本变化。评估项目所在区域的政策稳定性，如油气永久要约制度的实施节奏、电力市场自由化进程（低压用户选择权开放进展）等。关注环境风险敞口，包括 fracking 相关法律裁决、环保设施的合规性、GHG 排放目标（《未来燃料法》设定强制性减排要求）等，避免因环境违规面临处罚或项目终止。
巴西能源矿业市场兼具资源红利与政策支持，尤其是在脱碳转型背景下，生物燃料、低碳氢、海上风电等领域存在广阔投资空间。但企业出海需以合规为核心，通过系统尽调厘清监管要求、法律风险与项目可行性，重点把控许可合规、本地含量、税务规划与环境责任四大关键点。建议依托专业律师团队，结合巴西能源行业的监管特性与最新政策动态，构建全流程合规体系，确保投资项目平稳落地与可持续运营。
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