电力市场主要分以下三类：

 

　　(1)管控市场，电力交易通过竞拍会方式进行。竞拍赢家将获签长期购电协议(PPA)。巴西的电力配送公司只能从受规制市场购买电力以满足其各自地方需求。通过竞拍获签的长期购电协议为受规制协议。该体系的缺点是协议条款由政府规定，协议各方无权就此协商，协议亦不包含有利于融资的条款;优点是能够产生可预见的长期现金流，并且可以通过项目融资方式作为担保为独立发电商(IPP)项目获得融资(贷方往往会要求提供额外抵押物)。

 

　　在风电公开招标过程中，遵循“价低者得”，只有报价最低的企业才会获得政府的并网供电授权。巴西最廉价的电力是水电，每千度水电价格仅为80雷亚尔至90雷亚尔(1雷亚尔约合0.5美元)，随着风电市场竞争加剧，风电继水电之后成为最便宜的能源(见图6)。

 

　　(2)自由市场，贸易商和特殊消费者(大多为能源需求超过3MW的大消费者)，可以购买电力，并且所涉各方可以协商价格。协议各方可以自由协商协议条款和条件，但是协议必须在能源贸易商会(CCEE)登记。在此情况下，协议各方将受限于某些固定要求，例如能源供大于求时或供不应求时的价格或现有协议下没有约定的能源的交付价格和消费价格将按照能源贸易商会计算和公布的差异化结算价规定的每周现行平均现货市价确定。

 

　　(3)现货市场，即短期市场中全部发电量和实际用电量不相匹配而产生的电量差额，

 

　　即通过现货市场来直接协商买卖。

 

　　如短期内风电场发电量超出风电场与其协议供电方所需的电量，这部分电量由风电场业主直接在市场中出售，其总量不会很大，且不稳定，其售价根据市场波动较大。

 

　　当地电力市场主要特点是：

 

　　(1)吸引资金投资电力产业，通过私有化使社会资金进入电力工业;

 

　　(2)通过管制用户的电力合同促使电价合理化，同时允许大客户自由购电;

 

　　(3)与中国风电上网难不同，限制巴西风电产业持续发展更为核心的原因是风电设备造价和上网电价的鲜明对比，即建设成本畸高，上网电价超低。

 

　　据巴西电力能源商会的数据，“替代电力能源激励计划”项目的风电投资成本达到每千瓦5500雷亚尔(折合人民币20295元)，这比中国的海上风电造价还要高，是中国陆上风电成本的两倍多。尽管2009年风电成本下降到每千瓦4200雷亚尔(折合人民币15498元)，2010年下降到4000雷亚尔(折合人民币14760元)，目前,约3000雷亚尔(折合人民币12000元)，这些价格仍是无法与中国风电造价相比的。

 

　　与此相对应的是，巴西风电上网电价却出奇得低。过去3年的数据显示，2009年上网电价为每兆瓦时148.3雷亚尔(折合人民币0.55元)，2011年上网电价进一步跌到每兆瓦时100雷亚尔(折合人民币0.35元)，2012年，上网电价虽有上升，但也仅有每兆瓦时105雷亚尔(折合人民币0.37元)。在近年，巴西风电上网电价的最低点(平均值)曾达到每兆瓦时99.54元(折合人民币0.34元)，这个电价甚至低于巴西境内的水电上网电价。

 

　　高昂的投资成本、低廉的上网电价，将会威胁到巴西风电的持续性。彭博社新能源财经伦敦办公室的一位分析师爱德华多塔布什表示：“这必然会导致利润的降低，特别是开发商的利润，这将致使一些项目变得不可行。”