根据咨询机构PSR公司进行的一项研究，储能系统对于扩大可再次生产的能源发电量和确保电网的灵活性至关重要。然而，监管和税收壁垒仍然限制了储能行业发展，需要新的收入来源才能确保项目投资可行性。

  采用锂离子电池和抽水蓄能等储能技术，不仅有助于提高电力系统可靠性，还能逐步提升可再次生产的能源在电力结构中的占比，同时减少对化石燃料热电厂的依赖。预计到2029年，该技术可使巴西电力系统的平均成本降低高达16%。

  PSR公司在研究中分析了电池储能系统（ESS）在巴西能源转型中发挥的及其重要的作用。该报告探讨了在太阳能发电量和风力发电量逐步扩大情况下，能够在电力部门采用的有关储能系统的技术、经济和监管措施。

  PSR公司在研究报告中指出，除了提供辅助服务之外，锂离子电池储能系统和抽水蓄能发电设施能够解决巴西电力系统中的运行问题，特别是负荷波动以及太阳能和风力发电等可再次生产的能源的弃电问题。

  电池储能系统更适合维持的时间四小时以内的应用场景，并能采用模块化方式部署；而抽水蓄能发电设施则能提供长时储能服务，可充分的利用巴西的地形优势，并借鉴国内水电领域的专业知识。

  可再生能源发电量逐步的提升，正在影响着巴西电力系统的运行动态。该国电力系统原本是围绕以水电为主导地位构建的，如今却发生了显著变化。

  水电在巴西发电结构中的占比已从2014年的65%降至目前的不足48%。如果将小型水电设施考虑在内，水力发电量仅占总量的40%。在此期间，风力发电量占比从2%升至16%，太阳能发电占比则从零升至8%。

  这些结构性变化使得巴西电力系统要增加容量、灵活性、储备和辅助服务。尽管电力需求在一直增长，但有些发电设施（尤其是水电和热电）却面临着运行限制，同时还引发了环境和经济方面担忧。

  PSR公司指出，储能系统为此提供了一种战略性解决方案。PSR公司首席执行官Luiz Barroso表示：“储能系统是巴西能源转型的关键部分。它有助于通过提高可再次生产的能源在电力结构中的占比来降低电力系统成本，但需要监管和经济条件来支持其发展。”

  由于太阳能发电具有不可调度性，其发电量在一天中会不断波动，并且在日出和日落时会出现大幅度波动，因此，电网需要具备更强的灵活性，以便能够迅速调整其他发电设施的发电量，从而维持供电的可靠性和供需平衡。

  PSR公司分析了巴西电网到2029年在不同情景下的灵活性需求。根据该公司发布的数据，到2029年，应对每日1小时的负荷波动将需要5GW灵活性发电设施的电力，在极端情景下，这一需求将增长至16GW。应对每日4小时的负荷波动平均需要19GW，在极端情况下需要47GW；应对每日7小时的负荷波动平均需要30GW，极端情况下需要58GW灵活性发电设施。

  PSR公司警告称，如果不具备这种快速响应能力，电网运行可能会面临风险，而储能系统可以在提供这种能力方面发挥至关重要的作用。

  报告称，基于目前的发电结构，如果巴西投运32GW/128GWh电池储能系统，到2029年可使电网成本降低13%，投运3232GW /3.2TWh的抽水蓄能则可节省16%的电网成本。研究之后发现，投运32GW灵活性天然气发电厂可使电网成本降低4.1%。

  PSR公司在报告中指出，由于市场条件和税收政策，电池储能系统在巴西不具有经济可行性。缺乏监管框架也是电池储能系统部署的另一大障碍。

  电力套利（即在电价较低时将电力存储在储能系统中，等待电价较高时出售）无法产生足够的收入。要使电池储能系统在15年的常规使用的寿命内实现每日4小时的盈利套利，平均每日电价差额需达到72美元/MWh至152美元/MWh。对于抽水蓄能发电设施来说，要实现每日8小时、40年工作寿命的盈利套利，电价差额需达到65美元/MWh至161美元/MWh。而巴的每日电价差额通常在29美元/MWh左右。

  PSR公司指出，储能系统所能提供的容量和辅助服务需要得到适当报酬，并且这些报酬应该是可以叠加的。

  税收使电池储能系统成本平均增加了76%，因为电池税收高于传统发电设备。在监管方面，巴西国家电力能源局（Aneel）正在制定一项路线年完成。虽然已经取得了一些进展，但在收入分配、容量拍卖、环境许可以及储能系统更广泛地融入市场的明确规则方面仍存在差距。

  PSR公司在报告中承认，Aneel路线图的第一阶段将是一个重要阶段，但同时指出，还需要采取进一步措施，使储能系统能够参与容量拍卖，并成为电力部门规划的一部分。