电价改革前的巴西电力行业
为了更好地理解电价改革的过程，首先对改革前的巴西电力行业进行简要介绍。
巴西电力工业基本情况
2012年巴西全国发电总量552.5太瓦时，发电装机容量121.0吉瓦，发电量和总装机的类型构成如表1所示。
2012年巴西电力行业的管理机构包括政府、监管机关和专业机构。电力市场中的其他经济主体还包括获得特许经营权或专门授权从事发电、输电、配电和电能交易的企业；以及电力用户，包括自由用户和监管用户。
巴西电力系统的主要特点是水电占比较大且同流域梯级水电站众多，火电机组主要用于枯水期的备用和高峰时段的电力平衡，因此巴西采用了“全周期水火电经济调度”的调度策略。
巴西电力市场运行模式
中长期合同市场和短期市场。巴西电力市场按照不同管理方式分为中长期合同市场和短期市场（现货市场）。2012年中长期合同市场中管制合同市场和自由合同市场，分别占交易电量的73.67%和26.33%。
管制合同市场交易机制。管制合同的签订必须通过专门的公开拍卖会进行，拍卖会由ANEEL授权和监督，CCEE具体组织承办。图1中，A为合同交割的年份，已投产的存量电源拍卖通常在合同交割前的1年（A-1）举行，需新建的增量电源拍卖通常在合同交割前3~5年举行。可以看出，A-1拍卖会是配电商申报负荷需求的最后一个时间窗口，如果A-1拍卖会上的投标发电商总发电量低于配电商申报总量时的情况，则配电商会陷入“欠采购”状态。
保证容量与水文风险。管制合同市场中电量交易的关键标的物称为“保证容量”，由EPE核定并由MME颁布，是决定发电商收入的关键参数，且所有ONS调度的水电机组均参与名为“MRE”的风险分摊机制，以实现水电机组的成果共享和风险共担。如果大范围来水偏少导致水电机组出力不满足保证容量时，MRE机组会遭遇 “水文风险”，此时相应增加的成本称为水文风险成本。
用户电价结构与成本传导。巴西配电商的用户电价中主要包括购电费、行业规费、输电网费、配电网费和政府税金。上述电价构成中，购电费是配电商在管制合同市场采购电量的平均价格；行业规费是根据政府机构或监管机构要求附加在电费中收取的费用，用于支持巴西电力行业发展的特定用途，其中主要部分是CDE基金；输、配电网费相当于国内的输、配电网过网费，由ANEEL在每年固定时间调整后公布；政府税金是各级政府征收的税金。
配电价格由ANEEL在每年的固定时间核准发布，但核准时间与传导成本的支付无关。时间上的不同步所带来的偏差金额被计入“CVA平衡账户”中。下一次配电价格核准时CAV账户余额将计入电价并以12个月为周期对用户多退少补。
巴西电价改革途径
在经过了一系列改革之后，2004年巴西基本建立起了一个较为完整的电力市场体系，但市场化改革重要目标之一的“公平电价”却一直未能实现，这在水电占比超过75%的巴西显得尤为突出，兑现降低电价的改革承诺无疑是改善经济环境的有力举措。
2011年巴西全国工业平均电价为329.0雷亚尔/兆瓦时，而当时巴西以外的27个主要国家工业平均电价仅为215.5雷亚尔/兆瓦时，以2012年里约热内卢市普通居民用户电价为例（见表2），除税金外购电费在电价中占比最高。
当时第一批被授予特许经营权的企业在2015～2017年集中到期，涉及全国总装机20%的水电机组、总长度75%的输电线路、市场份额33%的配电经营区域。因此巴西政府决定以临近到期的企业特许经营权处置为切入点启动电价改革进程，通过以特许权为条件迫使发电商大幅压低售电价格为途径完成电价改革。
