Brasil tiene el sector eléctrico más grande de América Latina. Su capacidad a fines de 2021 era de 181.532 MW. [2] La capacidad instalada creció desde 11.000 MW en 1970 con un crecimiento anual promedio de 5,8% por año. [3] Brasil tiene la mayor capacidad de almacenamiento de agua en el mundo, [4] siendo dependiente de la capacidad de generación hidroeléctrica , que satisface más del 60% de su demanda eléctrica. La red nacional funciona a 60 Hz y se alimenta en un 83% de fuentes renovables. Esta dependencia de la energía hidroeléctrica hace que Brasil sea vulnerable a cortes de suministro eléctrico en años de sequía, como lo demostró la crisis energética de 2001-2002. [5]
En 2023, la producción del sistema eléctrico de Brasil, que abastece a más de 88 millones de consumidores, superó la de todos los demás países sudamericanos en conjunto. Las inversiones previstas, que superan los 100.000 millones de dólares para 2029, apuntan a ampliar la generación distribuida y a gran escala, junto con proyectos de transmisión y distribución. [6]
El Sistema Interconectado Nacional (SIN) comprende las empresas eléctricas de las regiones Sur, Sureste, Centro-Oeste, Nordeste y parte de la región Norte. Sólo el 3,4% de la producción eléctrica del país se localiza fuera del SIN, en pequeños sistemas aislados ubicados principalmente en la región amazónica . [7]
A finales de 2021, Brasil era el 2º país del mundo en términos de potencia hidroeléctrica instalada (109,4 GW) y biomasa (15,8 GW), el 7º país del mundo en términos de potencia eólica instalada (21,1 GW) y el 14º país del mundo en términos de potencia solar instalada (13,0 GW), camino de convertirse también en uno de los 10 primeros del mundo en energía solar. [9] A finales de 2021, Brasil era el 4º mayor productor de energía eólica del mundo (72 TWh), solo detrás de China, EE. UU. y Alemania, y el 11º mayor productor de energía solar del mundo (16,8 TWh). [10]
La principal característica de la matriz energética brasileña es que es mucho más renovable que la mundial. Mientras que en 2019 la matriz mundial estaba compuesta solo en un 14% por energías renovables, la brasileña estaba compuesta en un 45%. El petróleo y sus derivados constituían el 34,3% de la matriz; los derivados de la caña de azúcar, el 18%; la energía hidráulica, el 12,4%; el gas natural, el 12,2%; la leña y el carbón vegetal, el 8,8%; las energías renovables diversas, el 7%; el carbón mineral, el 5,3%; la nuclear, el 1,4%, y otras energías no renovables, el 0,6%. [11]
En la matriz energética eléctrica, la diferencia entre Brasil y el mundo es aún mayor: mientras el mundo sólo contaba con el 25% de energía eléctrica renovable en 2019, Brasil tenía el 83%. La matriz eléctrica brasileña estaba compuesta por: energía hidráulica, 64,9%; biomasa, 8,4%; energía eólica, 8,6%; energía solar, 1%; gas natural, 9,3%; derivados del petróleo, 2%; nuclear, 2,5%; carbón y derivados, 3,3%. [11]
La capacidad de generación en Brasil todavía está dominada por las plantas hidroeléctricas , [5] que representaron el 77% de la capacidad instalada total, [12] con 24 plantas por encima de los 1.000 MW. Antiguamente, se estima que alrededor del 88 por ciento de la electricidad suministrada a la red nacional provenía de la generación hidroeléctrica, con más del 25% proveniente de una sola planta hidroeléctrica, la enorme represa de 14 GW de Itaipú , ubicada entre Brasil y Paraguay en el río Paraná . [5] La generación de gas natural es la segunda en importancia, representando alrededor del 10% de la capacidad total, [12] cerca de la meta del 12% para 2010 establecida en 1993 por el Ministerio de Minas y Energía. [13]
Esta dependencia de abundantes recursos hidroeléctricos supuestamente reduce los costos generales de generación. Sin embargo, esta gran dependencia de la energía hidroeléctrica hizo que el país fuera especialmente vulnerable a la escasez de suministro en años de bajas precipitaciones (véase más adelante La crisis de 2001-2002). [14]
Al cierre de 2016, la distribución de la generación por fuente fue: [12]
Fuente : Ministerio de Minas y Energía, 2016
Como se resume en la tabla anterior, Brasil tiene dos centrales nucleares, Angra 1 (657 MW) y Angra 2 (1.350 MW), ambas propiedad de Eletronuclear , una subsidiaria de la estatal ( economía mixta ) Eletrobrás . [15]
Brasil necesita añadir 6.000 MW de capacidad cada año para satisfacer la creciente demanda de una población cada vez más próspera. El Ministerio de Energía brasileño ha decidido generar el 50% de los nuevos suministros a partir de energía hidroeléctrica, el 30% a partir de energía eólica y biomasa como el bagazo , y el 20% a partir de gas y otras fuentes. El viento en el nordeste es más fuerte durante la estación seca, cuando las centrales hidroeléctricas producen menos, por lo que las dos fuentes de energía son complementarias estacionalmente. [16]
Brasil tiene un potencial hidroeléctrico sin explotar de 180.000 MW, incluidos unos 80.000 MW en regiones protegidas para las que no existen planes de desarrollo. El gobierno espera desarrollar el resto para 2030. La mayoría de las nuevas centrales hidroeléctricas son de pasada, menos dañinas para el medio ambiente porque sus embalses son pequeños. Sin embargo, son más vulnerables a las sequías y menos eficientes, porque solo una fracción de su capacidad puede utilizarse durante la estación seca. [16]
La Agencia Nacional de Energía Eléctrica (ANEEL) ha encargado estudios de viabilidad para varias centrales hidroeléctricas (pequeñas, medianas y grandes) en el período 2006-2008. Estos estudios corresponden a una capacidad potencial total de 31.000 MW. En 2007, Ibama , la agencia ambiental, dio aprobación para la construcción de dos nuevas presas, la presa de Jirau (3.300 MW ) y la presa de Santo Antônio (3.150 MW), en el río Madeira en el estado de Rondônia . [17] La licitación para la planta de Santo Antônio fue adjudicada en diciembre de 2007 a Madeira Energy, con una participación del 39% de la estatal Furnas , mientras que la licitación para la planta de Jirau se lanzará en mayo de 2008. [18] El gobierno también está persiguiendo el desarrollo de la controvertida presa de Belo Monte de 11.000 MW en el estado de Pará , en el río Xingu . El IBAMA aprobó la licencia ambiental provisoria de Belo Monte en febrero de 2010, a pesar del malestar interno de los técnicos por la información incompleta. [19]
También en 2007, Electronuclear recibió permiso para reanudar la construcción de Angra 3, una planta de 1.350 MW, y actualmente está en proceso de seleccionar un sitio para una cuarta planta de energía nuclear. [15] En febrero de 2014, Eletrobras Eletronuclear adjudicó contratos para comenzar la construcción, con una fecha estimada de finalización de 2018. [20] [ ¿ fuente poco confiable? ]
En la actualidad, el desarrollo de la energía termoeléctrica a gas se ve en cierta medida amenazado por la falta de un suministro seguro de gas. De hecho, contar con un contrato de gas seguro es un requisito previo para construir una nueva planta termoeléctrica y participar en una nueva subasta de energía (véase Subastas de energía más adelante). Para contrarrestar el riesgo de falta de suministro de gas, Brasil se encuentra en las etapas iniciales de planificación para construir dos terminales de GNL que probablemente entrarían en funcionamiento alrededor de 2010. Sin embargo, mientras tanto, varias plantas termoeléctricas están convirtiendo su maquinaria para que funcione con combustible dual (petróleo y gas). [21]
El consumo total de electricidad en 2007 fue de 410 teravatios hora (TWh), mientras que el consumo anual per cápita para el mismo año fue en promedio de 2.166 kWh . [22] La proporción del consumo por sector fue la siguiente: [23]
Se espera que la demanda de electricidad crezca un promedio de 3,6% en los próximos años, lo que conducirá a un consumo total estimado de 504 TWh y un consumo per cápita promedio de 2.527 kWh. [24] [ ¿cuándo? ]
En Brasil, la capacidad adicional tradicionalmente ha ido a la zaga del crecimiento de la demanda. [5] Se espera que la demanda de electricidad siga creciendo a un ritmo rápido. La elasticidad-ingreso de la demanda de electricidad, estimada por Eletrobras, es superior a la unidad. Entre 1980 y 2000, la demanda de electricidad aumentó en promedio un 5,4 por ciento anual, mientras que el PIB creció en promedio un 2,4 por ciento anual. Por lo tanto, se necesitan inversiones para impulsar la capacidad de generación y transmisión porque hay un exceso de oferta limitado, a pesar de la reducción de la demanda tras el programa de racionamiento de energía implementado en 2001 en respuesta a la crisis energética. [4]
Brasil es, junto con Chile, el país con mayor índice de acceso en América Latina. El sector eléctrico brasileño atiende a más de 50 millones de clientes, lo que corresponde a cerca del 97% de los hogares del país, que tienen acceso a electricidad confiable. [5]
La frecuencia y duración de las interrupciones son muy similares a los promedios de la región LAC . En 2005, el número promedio de interrupciones por suscriptor fue de 12,5, mientras que la duración de las interrupciones por suscriptor fue de 16,5 horas. Los promedios ponderados para LAC fueron de 13 interrupciones y 14 horas respectivamente. [25]
Las pérdidas de distribución en 2005 fueron del 14%, muy en línea con el promedio del 13,5% para la región de ALC [25] pero aproximadamente el doble de las de un país de la OCDE como Gran Bretaña , con pérdidas de distribución del 7%. [26]
El Ministerio de Energía y Minas (MME) tiene la responsabilidad general de establecer políticas en el sector eléctrico, mientras que ANEEL , que está vinculada al Ministerio de Minas y Energía, es la Agencia Reguladora de Electricidad de Brasil creada en 1996 por la Ley 9427. La función de ANEEL es regular y controlar la generación, transmisión y distribución de energía en cumplimiento de la legislación existente y con las directivas y políticas dictadas por el Gobierno Central. [27] El Consejo Nacional de Políticas Energéticas ( CNPE ), es un órgano asesor del MME encargado de aprobar los criterios de suministro y los proyectos "estructurales", mientras que el Comité de Monitoreo de la Industria Eléctrica ( CMSE ) monitorea la continuidad y seguridad del suministro. [28]
La ANEEL y el Ministerio de Medio Ambiente no tienen casi ninguna influencia en la decisión de qué proyectos de inversión se llevan a cabo, pero sólo influyen en cómo se ejecutan los proyectos una vez que se ha tomado la decisión. Ambos han visto a sus jefes renunciar antes que apoyar proyectos de infraestructura en la Amazonia. [16]
El Operador del Sistema Eléctrico Nacional ( ONS ) es una entidad privada sin fines de lucro creada en agosto de 1998 que es responsable de la coordinación y control de las instalaciones de generación y transmisión en el Sistema Interconectado Nacional (SIN). El ONS está bajo el control y regulación de la ANEEL. [7]
La Cámara de Comercialización de Energía Eléctrica (CCEE), sucesora del MAE ( Mercado Atacado de Energía Eléctrica ), es el operador del mercado comercial. El papel inicial del operador era crear un mercado eléctrico comercial único e integrado, que se regularía mediante reglas publicadas. Este papel se ha vuelto más activo desde que ahora la CCEE está a cargo del sistema de subastas. [14] Las reglas y los procedimientos de comercialización que regulan las actividades de la CCEE son aprobados por ANEEL. [29]
Finalmente, la Empresa de Pesquisa Energética (EPE) fue creada en 2004 con la misión específica de desarrollar una planificación integrada de largo plazo para el sector energético en Brasil. Su misión es realizar estudios y servicios de investigación en la planificación del sector energético en áreas como energía, petróleo y gas natural y sus derivados, carbón, recursos energéticos renovables y eficiencia energética , entre otros. Su trabajo sirve como insumo para la planificación e implementación de acciones del Ministerio de Energía y Minas en la formulación de la política energética nacional [30]
El modelo eléctrico brasileño está totalmente desregulado, lo que permite a los generadores vender toda su "energía asegurada" a través de contratos negociados libremente con los consumidores de más de 3 MW o mediante subastas de energía administradas por la CCEE (ver subastas de energía a continuación). En virtud de este modelo, los distribuidores deben contratar el 100% de su demanda prevista. Actualmente, la oferta de generación brasileña puede venderse en cuatro tipos de mercados: [21]
(*El gobierno identifica dos tipos de capacidad de generación, “energía vieja” y “energía nueva”. La energía vieja representa las plantas existentes que ya fueron contratadas en la década de 1990, mientras que la energía nueva se refiere a aquella energía producida por plantas que aún no se han construido, o por plantas existentes que cumplen ciertos criterios.)
En Brasil, el sector eléctrico está dominado por grandes empresas controladas por el gobierno. La federal Eletrobras posee alrededor del 40% de la capacidad (incluido el 50% de la represa de Itaipú), mientras que las estatales CESP, Cemig y Copel controlan el 8%, el 7% y el 5% de la capacidad de generación, respectivamente. [21]
La capacidad de generación se reparte entre las diferentes empresas de la siguiente manera:
Fuente : Eletrobras , CESP, Cemig, Copel, Tractebel Energia, AES Tiete , Ministerio de Energía y Minas (1) Considerando 6.300MW de Iguaçú
En la actualidad, cerca del 27% de los activos de generación están en manos de inversores privados. Considerando las plantas en construcción, así como las concesiones y licencias ya otorgadas por ANEEL, se espera que esta cifra crezca hasta el 31% en el mediano plazo y llegue a casi el 44% en 5-6 años. La participación de capital privado en el negocio de generación probablemente representará el 50% de la capacidad instalada en los próximos años [5].
El sistema de transmisión de Brasil está cobrando importancia, ya que una capacidad de transmisión adecuada es esencial para manejar los efectos de las sequías regionales, lo que permite trasladar energía desde áreas donde las lluvias son abundantes. De hecho, el racionamiento que se produjo en Brasil en 2001-2002 (véase La crisis de 2001-2002 más adelante) podría haberse evitado en gran medida si hubiera habido una capacidad de transmisión adecuada entre el sur (exceso de oferta) y el sudeste (déficit grave). [21]
Hasta hace poco, la transmisión se ha mantenido casi exclusivamente bajo control gubernamental a través de empresas federales ( Eletrobras ) y estatales (principalmente Sao-Paulo-CTEEP, Minas Gerais-Cemig y Paraná-Copel). [ ¿Cuándo? ] Sin embargo, bajo el nuevo modelo regulatorio del sector, existen alrededor de 40 concesiones de transmisión en Brasil. La mayoría de ellas aún están controladas por el gobierno, y las subsidiarias de la empresa federal Eletrobras poseen el 69% del total de líneas de transmisión. [21]
Fuente : Bear Stearns 2007
La Agencia Brasileña de Investigación Energética (EPE) publicó un plan de expansión de 10 años que describe una inversión proyectada de US$ 20 mil millones en el sector de transmisión eléctrica hasta 2029. Este plan especifica la asignación de US$ 14 mil millones a la expansión de líneas de transmisión y US$ 6 mil millones a la expansión de subestaciones. [6]
En Brasil, existen 49 empresas de servicios públicos con concesiones de distribución [23] y aproximadamente el 64% de los activos de distribución brasileños están controlados por empresas del sector privado. [21] La siguiente tabla enumera las empresas de distribución más importantes de Brasil:
Fuente : Bear Stearns, 2007
En 2023, el sector de distribución eléctrica de Brasil, dominado por empresas privadas de propiedad extranjera como la española Iberdrola y la italiana ENEL , recibirá alrededor de 4.000 millones de dólares en inversiones anuales. Esta financiación se destina principalmente a la expansión (69%) y el resto a mejoras (19%) y renovaciones de la red (12%). [6]
En 2023, la energía solar, incluida la generación distribuida , se convirtió en la segunda fuente de electricidad más importante de Brasil, superando a la energía eólica. En 2021, la energía solar a gran escala experimentó un aumento del 40,9%, mientras que la generación solar distribuida creció un 84%. Las inversiones en proyectos solares a gran escala han superado los 20.000 millones de dólares, y desde 2012 se han invertido 1.000 millones de dólares adicionales en generación solar distribuida. [6]
En 2021, Brasil fue el segundo país del mundo en términos de energía hidroeléctrica instalada (109,4 GW) y biomasa (15,8 GW), el séptimo país del mundo en términos de energía eólica instalada (21,1 GW) y el decimocuarto país del mundo en términos de energía solar instalada (13,0 GW), camino de convertirse también en uno de los 10 primeros del mundo en energía solar. A partir de 2013, Brasil comenzó a implementar energía eólica a gran escala y, a partir de 2017, comenzó a implementar energía solar a gran escala, para diversificar su cartera energética y evitar los problemas derivados de la dependencia de la hidroelectricidad. [32]
Según la Asociación Brasileña de Energía Eólica (ABEEOLICA), la generación de energía eólica en Brasil alcanzará los 29 GW a finales de 2023. Con 890 parques eólicos en 12 estados, el 85% de ellos se encuentran en el Nordeste. Para 2028, se espera que la capacidad instalada supere los 44 GW, lo que representa el 13,2% de la matriz eléctrica del país. [6]
En 2019, se estimó que el potencial bruto de recursos eólicos de Brasil era de unos 500 GW (solo en tierra), energía suficiente para satisfacer tres veces la demanda actual del país. [33] [34]
En 2002, el gobierno de Brasil creó el Programa de Fomento de Fuentes Alternativas de Energía Eléctrica (PROINFA), cuyo objetivo es aumentar la participación de las fuentes de energía eólica, de biomasa y de los pequeños sistemas hidroeléctricos en el suministro del sistema eléctrico brasileño a través de Productores Independientes Autónomos (PIA). El objetivo a mediano y largo plazo (es decir, 20 años) del programa es que las fuentes definidas suministren el 15% del crecimiento anual del mercado hasta alcanzar el 10% de la demanda anual de energía eléctrica del país/consumo total. [35]
El sector eléctrico en Brasil estuvo esencialmente en manos del gobierno hasta principios de la década de 1990. El sector había experimentado un desarrollo notable en la década de 1970. Sin embargo, a fines de la década de 1980, el modelo de propiedad estatal estaba al borde del colapso. Esta delicada situación fue el resultado de tarifas fuertemente subsidiadas y un déficit de ingresos en el sector de aproximadamente US$35 mil millones, lo que llevó al retraso en la construcción de alrededor de 15 grandes plantas hidroeléctricas debido a la falta de fondos para la inversión. Los esfuerzos para abordar el deterioro del sector no tuvieron éxito, una situación que intensificó aún más la necesidad de reformas profundas. Un compromiso importante fue asumido por el entonces presidente de Brasil, Fernando Henrique Cardoso , para llevar a cabo una reforma sustancial del sector eléctrico brasileño. Las primeras reformas introducidas en el sector eléctrico apuntaron a permitir la participación del capital privado y también a mejorar su situación económica. [5]
El Proyecto de Reestructuración del Sector Eléctrico Brasileño (RESEB), que sentó las primeras medidas para la implementación de la reforma del sector eléctrico, se inició en 1996 durante la administración de Cardoso. El objetivo de la reforma era construir un sector eléctrico más competitivo con la creación de un campo de juego nivelado para la participación del sector privado. Además, se privatizaron los servicios públicos y los activos estatales. Aunque los activos de transmisión no se privatizaron, la mayor parte de la expansión de la red de transmisión ha sido realizada por capital privado. [5] Esta reforma también llevó a la creación, en 1996, de la ANEEL (Agencia Nacional de Regulación de la Electricidad de Brasil), un organismo regulador cuasi independiente encargado de supervisar el sector eléctrico. Sin embargo, las principales medidas de reestructuración se dieron con la promulgación de la Ley de 1998 (Ley 9648/98). Esas medidas incluyeron la creación de un operador independiente del sistema nacional de transmisión (ONS) y un operador del mercado comercial (MAE), que no entró en funcionamiento hasta 2001. [5]
Como resultado de las reformas del sector eléctrico, se atrajo nuevo capital, tanto en términos de privatizaciones como de proyectos greenfield . Parte de la capacidad de generación estatal fue adquirida por inversores extranjeros como Tractebel, AES , Prisma Energy , El Paso y Duke , que se convirtieron en productores importantes. Además, los inversores locales como grupos industriales, grandes clientes, servicios públicos y fondos de pensiones también invirtieron fuertemente en el sector de generación nacional. Otras empresas como EdF ( Électricité de France ), Endesa y Chilectra se centraron en el segmento de distribución, un segmento en el que la privatización trajo consigo una mejor calidad del servicio y una reducción de robos, impagos y pérdidas técnicas. [5]
Sin embargo, las reformas no lograron evitar la crisis energética que se desató en 2001. La capacidad instalada aumentó sólo un 28 por ciento entre 1990 y 1999, mientras que la demanda de electricidad aumentó un 45 por ciento. [4] En 1999, como ya se preveía la escasez de energía, el gobierno de Cardoso hizo esfuerzos para aumentar la inversión privada en el sector eléctrico a través de un Programa Prioritario de Energía Térmica (PPT) que apuntaba a la construcción expedita de más de 40 plantas térmicas a gas. Desafortunadamente, la inversión necesaria no se materializó y la crisis se hizo inevitable. [5]
En 2001-2002, Brasil afrontó una de las crisis energéticas más graves de su historia. La crisis fue el resultado directo de una secuencia de algunos años más secos que el promedio en un país con más del 80% de capacidad de generación hidroeléctrica . Además, varios retrasos en la puesta en servicio de nuevas plantas de generación y problemas de transmisión en el tercer circuito de la central hidroeléctrica de Itaipú explicaron un tercio del déficit energético. Los niveles de los embalses alcanzaron niveles tan bajos que no se pudo asegurar el suministro durante más de cuatro meses. [5]
Pronto quedó claro que se necesitarían programas estrictos de reducción de la demanda para evitar apagones generalizados. En junio de 2001, el gobierno creó la Junta de Gestión de Crisis (CGE), presidida por el propio Cardoso. La CGE recibió poderes especiales, entre ellos la autoridad para establecer tarifas especiales, implementar racionamientos y apagones obligatorios y eludir los procedimientos normales de licitación para la compra de nuevos equipos de planta. En lugar de recurrir a apagones rotativos , el gobierno optó por aplicar un sistema de cuotas. Se establecieron cuotas para todos los consumidores basadas en el nivel de consumo histórico y objetivo, aplicando bonificaciones para el consumo muy por debajo del nivel prescrito, penalizaciones por consumo excesivo y cierta libertad para que los grandes usuarios negociaran sus cuotas en un mercado secundario . La meta del gobierno de reducir los niveles históricos de consumo en al menos un 20% durante un período de ocho meses se logró con éxito, y el gobierno tuvo que pagar más de US$200 millones en bonificaciones a los clientes residenciales, industriales y comerciales. Este logro permitió al sistema superar ese largo período sin apagones ni caídas de tensión [36] y demostró el potencial de la gestión de la demanda y de los esfuerzos de eficiencia energética, que lograron crear una capacidad virtual de 4.000 MW, ayudando al país a superar la brecha de oferta y demanda de una manera muy económica. Además, el gobierno lanzó un programa de contratación de capacidad de generación de emergencia, y se aceptaron ofertas por un total de 2.100 MW de nueva capacidad térmica. [5]
Sin embargo, la crisis afectó a numerosos actores. Los generadores y distribuidores sufrieron una reducción del 20% de sus ingresos debido a la contracción del consumo. Esta situación fue finalmente abordada mediante un aumento de tarifas aprobado por el gobierno. La situación financiera de los distribuidores también se vio perjudicada, y los clientes también sufrieron por el aumento de los precios de la electricidad (140% en términos nominales entre 1995 y 2002). [5]
En enero de 2003, el nuevo gobierno encabezado por Luiz Inácio Lula da Silva asumió el poder en medio de críticas a las reformas introducidas en el sector eléctrico por la administración de Cardoso, apoyando un modelo en el que el sistema debería estar totalmente regulado. Las privatizaciones pendientes de tres filiales de generación de la gran empresa eléctrica estatal, Eletrobras , fueron detenidas. Sin embargo, a pesar de las expectativas iniciales, el nuevo gobierno optó por un modelo que apunta claramente a atraer inversiones privadas de largo plazo al sector y que depende en gran medida de la competencia. Además, las instituciones existentes se preservaron y en algunos casos se fortalecieron, con una nueva empresa, EPE, creada con la misión específica de desarrollar una planificación integrada de largo plazo para el sector eléctrico en Brasil. [5]
El nuevo marco legislativo fue definido por la Ley 10.848/2004, que estableció reglas claras, estables y transparentes destinadas a asegurar el suministro y las expansiones continuas de las actividades intrínsecas del sector (generación, transmisión y distribución). La expansión estuvo vinculada a un retorno justo de las inversiones y al acceso universal al servicio, junto con los ajustes tarifarios. El Decreto 5.081/2004 aprobó el marco regulatorio para el sector eléctrico, especificando disposiciones específicas para alcanzar los objetivos de la reforma. [7] Uno de los elementos definitorios del modelo adoptado por la nueva administración es el establecimiento de subastas de energía como el principal mecanismo de adquisición para que las empresas de distribución adquieran energía para atender a sus consumidores cautivos. Esta iniciativa ayudó a la introducción de la competencia en el sector eléctrico y también ayudó a abordar algunas de las imperfecciones existentes en el mercado . Bajo este sistema, las subastas de capacidad de nuevos proyectos de generación se realizarán entre tres y cinco años antes de las fechas de entrega. El Ministerio de Minas y Energía quiere garantizar que se cubran todas las necesidades de expansión futuras y que las plantas sólo se construyan una vez que hayan ganado licitaciones en subastas de energía y tengan contratos garantizados a largo plazo. La primera subasta se celebró en diciembre de 2004, con contratos comercializados por un total de aproximadamente 40 GW. [5]
Las tarifas eléctricas promedio para los diferentes sectores en 2007 fueron las siguientes: [37]
En los últimos 20 años, Brasil ha sido uno de los principales receptores de inversión de capital privado en su sector eléctrico. [5] La inversión total de actores privados en el sector eléctrico entre 1994 y 2006 ascendió a US$56.586 millones en 124 proyectos. [38] Sin embargo, a pesar de la desregulación de Brasil y las tarifas más altas en el sistema de subastas de "nueva energía", la inversión, particularmente en generación, se ha desacelerado significativamente. Esta situación no se considera el resultado de preocupaciones sobre el modelo regulatorio o los topes de precios de las subastas, sino que refleja la falta de proyectos disponibles. Las demoras existentes en el otorgamiento de licencias ambientales y las incertidumbres sobre el suministro de gas boliviano explican en gran medida la falta de proyectos hidroeléctricos y termoeléctricos a gas respectivamente. [21]
La inversión necesaria en generación de energía durante los próximos diez años es de R$ 40 mil millones o alrededor de US$ 24,2 mil millones (29 de abril de 2008). Esta elevada inversión sólo se concretará si el gobierno logra atraer una mayor inversión del sector privado. [22]
En Brasil, las grandes empresas controladas por el gobierno dominan el sector eléctrico. La federal Eletrobras posee alrededor del 40% de la capacidad (incluido el 50% de Itaipú ), mientras que las empresas estatales CESP, Cemig y Copel controlan el 8%, el 7% y el 5% de la capacidad de generación, respectivamente. Alrededor del 27% de los activos de generación están actualmente en manos de inversores privados.
La transmisión, hasta hace poco, se ha mantenido casi exclusivamente bajo control gubernamental a través de empresas federales ( Eletrobras ) y estatales (principalmente Sao Paulo-CTEEP, Minas Gerais-Cemig y Paraná-Copel). [ ¿Cuándo? ] Sin embargo, bajo el nuevo modelo regulatorio del sector, hay alrededor de 40 empresas de transmisión En cuanto a la distribución, hay 49 empresas de servicios públicos con concesiones de distribución y alrededor del 64% de los activos de distribución están controlados por empresas del sector privado.
El Ministerio de Medio Ambiente es el responsable de las competencias ambientales en Brasil. Una de sus instituciones asociadas es el Ibama, el Instituto Brasileño de Medio Ambiente y Recursos Naturales Renovables, que se encarga de ejecutar las políticas ambientales dictadas por el Ministerio en materia de licencias ambientales, control de calidad ambiental, autorización de uso de recursos naturales y monitoreo y control ambiental, entre otras. [39]
OLADE (Asociación Latinoamericana de Energía) estimó que las emisiones de CO 2 provenientes de la producción de electricidad en 2003 fueron de 20 millones de toneladas de CO 2 , lo que corresponde a menos del 7% de las emisiones totales del sector energético. [40] Esta baja contribución a las emisiones de la producción de electricidad en comparación con otros países de la región se debe a la alta participación de la generación hidroeléctrica .
Brasil alberga el mayor número de proyectos MDL en América Latina. Los proyectos registrados representan el 40% del total en la región y representan el 45% de las Reducciones Certificadas de Emisiones (CER) (hasta 2012). [41]
En cuanto al sector eléctrico, en marzo de 2008 se registraron 91 proyectos, que suman un total estimado de 9 millones de toneladas de CO2 al año. La distribución de los proyectos por categoría es la siguiente: [42]
Fuente : CMNUCC
Flórez-Orrego et al. (2014) [43] realizan una evaluación exergoeconómica que tiene en cuenta los costos exergéticos unitarios totales y no renovables y las emisiones específicas de CO2 de la electricidad brasileña , que comprende plantas de energía térmica, nuclear, hidroeléctrica, eólica y de biomasa. El análisis comienza con la obtención del combustible y continúa a través de las diferentes etapas de construcción, transporte y procesamiento del combustible, operación y desmantelamiento de la planta, con la generación de electricidad como resultado deseado. Este enfoque permite el cálculo de las emisiones directas de CO2, así como las emisiones ascendentes y descendentes, que desempeñan un papel importante en algunas tecnologías. De esta manera, se puede lograr una mejor comparación entre la utilización de diferentes combustibles en la generación de electricidad. Se utiliza un procedimiento de cálculo iterativo para determinar los costos exergéticos unitarios de la electricidad y los combustibles procesados, ya que tanto la electricidad como el combustible procesado se utilizan en sus propias rutas de producción.
Como era de esperar, las centrales eléctricas a combustibles fósiles presentan las mayores emisiones específicas de CO2 , siendo las centrales a carbón las que encabezan el grupo. Sin embargo, aunque las centrales eléctricas a combustibles fósiles presentan los impactos ambientales más marcados, sus costos exergéticos unitarios totales son mucho menores que los presentados por las centrales eléctricas a bagazo de caña de azúcar. Esto demuestra que, aunque casi renovables, las configuraciones típicas de las centrales eléctricas a bagazo de caña de azúcar están lejos de ser tecnologías eficientes. Los parques hidroeléctricos y eólicos presentan las menores emisiones específicas de CO2, así como el menor costo exergético unitario. Debido a la alta participación de fuentes renovables en la producción de electricidad (cerca del 89% del total), las emisiones de la matriz eléctrica brasileña son 7,5 y 11,8 veces menores que las de Europa y el mundo. Además, debido a la mayor eficiencia de las centrales hidroeléctricas, que contribuyen a la mayor parte de la generación de electricidad en Brasil, el costo exergético unitario total es menor y, por lo tanto, la eficiencia exergética de la generación de electricidad es mayor en comparación con los países basados en combustibles fósiles para la generación de electricidad.
Aparentemente, el costo total de exergía de las tecnologías eólicas y de gas natural es casi el mismo, pero al contrario de lo que ocurre con las plantas de energía eólica, el costo unitario de exergía no renovable de las plantas de energía a gas natural es prácticamente igual al costo total. Este resultado es una consecuencia de la eficiencia asumida para las plantas de energía eólica. Si se tiene en cuenta el almacenamiento de energía para tecnologías intermitentes como los parques eólicos, el costo total de exergía podría aumentar ligeramente. Las emisiones de CO2 aguas arriba y aguas abajo en la ruta del carbón representan una parte muy pequeña de las emisiones totales de CO2 , si se comparan con las emisiones directas de la quema de carbón en la planta de energía. Finalmente, se señala que las controversias relacionadas con las presas de inundación de amplias zonas con ecosistemas complejos deben analizarse cuidadosamente ya que, de acuerdo con los resultados informados por Dones et al., las emisiones de GEI podrían aumentar hasta alcanzar niveles de emisión comparables a los de las plantas de energía de ciclo combinado de gas.
En la actualidad (abril de 2008) el Banco Interamericano de Desarrollo (BID) está apoyando varios proyectos y contribuyendo a diversas iniciativas de asistencia técnica en el sector energético de Brasil. Los proyectos más relevantes que cuentan con financiamiento del BID son:
Actualmente (abril de 2008) el Banco Mundial apoya tres proyectos de reducción de la pobreza rural que incluyen el acceso a servicios de electricidad:
