El sector eléctrico en Brasil es el más grande de América del Sur . Su capacidad a fines de 2016 era de 150,338 MW, un aumento de 9,500 MW con respecto a 2015. [1] La capacidad instalada creció de 11,000 MW en 1970 con un crecimiento promedio anual de 5.8% por año. Brasil tiene la mayor capacidad de almacenamiento de agua del mundo, [2] siendo altamente dependiente de la capacidad de generación de energía hidroeléctrica , que satisface más del 70% de su demanda de electricidad. La red nacional funciona a 60 Hz y se alimenta en un 80% a partir de fuentes renovables. Esta dependencia de la energía hidroeléctrica hace que Brasil sea vulnerable a la escasez de suministro eléctrico en los años de sequía, como lo demostró la crisis energética de 2001-2002. [3]
Datos | |
---|---|
Cobertura eléctrica (2016) | 97% (total), ( promedio total de ALC en 2005: 92%) |
Capacidad instalada (2016) | 150,33 GW |
Participación de la energía fósil | 17% |
Cuota de energía renovable | 82% (77% hidroeléctrica) |
Emisiones de GEI de la generación de electricidad (2003) | 20 MtCO 2 |
Uso medio de electricidad (2007) | 2,166 kWh per cápita (EE.UU .: 12,300 kWh per cápita) |
Pérdidas de distribución (2005) | 14% |
Consumo por sector (% del total) | |
Residencial | 34% (2006) |
Industrial | 25% (2006) |
Comercial | 22% (2006) |
Sector público | 13% (2006) |
Rural | 6% (2006) |
Tarifas y financiación | |
Tarifa residencial promedio (US $ / kW · h, 2007) | 0,153; ( Promedio de LAC en 2005: 0.115) |
Tarifa industrial promedio (US $ / kW · h, 2005) | 0,113; ( Promedio de LAC en 2005: 0.107) |
Tarifa comercial promedio (US $ / kW · h, junio de 2005) | 0,142 |
Servicios | |
Desagregación del sector | sí |
Participación del sector privado en la generación | 10% |
Suministro competitivo a grandes usuarios | sí |
Oferta competitiva a usuarios residenciales | No |
Instituciones | |
No. de proveedores de servicios | 6 principales (generación), 5 principales (transmisión), 49 (distribución) |
Responsabilidad por la regulación | ANEEL-Agencia Reguladora de Electricidad |
Responsabilidad por el establecimiento de políticas | Ministerio de Minas y Energía |
Responsabilidad por el medio ambiente | Ministerio de Medio Ambiente |
Ley del sector eléctrico | Sí (2004) |
Ley de energías renovables | No |
Transacciones MDL relacionadas con el sector eléctrico | 91 proyecto MDL registrado ; 9.034.000 t CO 2 e reducciones de emisiones anuales |
El Sistema Interconectado Nacional (SIN) comprende las empresas eléctricas del Sur, Sureste, Centro-Oeste, Nordeste y parte de la Región Norte. Solo el 3,4% de la producción eléctrica del país se ubica fuera del SIN, en pequeños sistemas aislados ubicados principalmente en la región amazónica . [4]
Oferta y demanda de electricidad
Capacidad instalada
- Hidráulica: 96.925 MW (65,3%)
- Gas: 12.965 MW (8,7%)
- Petróleo: 8.877 MW (6,0%)
- Renovable: 24.268 MW (16,4%)
- Nuclear: 1.990 MW (1,3%)
- Carbón: 3.389 MW (2,3%)
La capacidad de generación en Brasil está dominada por plantas hidroeléctricas , [3] que representan el 77% de la capacidad instalada total, [5] con 24 plantas por encima de 1.000 MW. Se estima que alrededor del 88 por ciento de la electricidad que ingresa a la red nacional proviene de la generación hidroeléctrica, y más del 25% proviene de una sola planta hidroeléctrica, la enorme instalación de la presa de Itaipú de 14 GW , ubicada entre Brasil y Paraguay en el río Paraná . [3] La generación de gas natural ocupa el segundo lugar en importancia, representando alrededor del 10% de la capacidad total, [5] cerca de la meta del 12% para 2010 establecida en 1993 por el Ministerio de Minas y Energía. [6]
Esta dependencia de abundantes recursos hidroeléctricos supuestamente reduce los costos generales de generación. Sin embargo, esta gran dependencia de la energía hidroeléctrica hace que el país sea especialmente vulnerable a la escasez de suministro en años de escasas precipitaciones (véase la crisis de 2001-2002 a continuación). [7]
A finales de 2016, el desglose de la generación por fuente era: [5]
Fuente | Numero de plantas | Capacidad instalada ( MW ) | % Total |
---|---|---|---|
Hidroelectricidad | 1259 | 96,925 | 64,5% |
Gas | 156 | 12,965 | 8,6% |
Petróleo | 2200 | 8.877 | 5,9% |
Biomasa | 504 | 14,001 | 9,3% |
Nuclear | 2 | 1,990 | 1,3% |
Carbón | 13 | 3.389 | 2,3% |
Viento | 413 | 10.124 | 0,2% |
Capacidad total instalada | 4.707 | 150,338 | 94,3% |
Importaciones contratadas | 5.850 | 5,7% | |
Poder disponible | 156,271 | 100% |
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 . [8]
Proyectos de nueva generación
Brasil necesita agregar 6000 MW de capacidad cada año para satisfacer la creciente demanda de una población cada vez más próspera. El Ministerio de Energía de Brasil ha decidido generar el 50% de los nuevos suministros a partir de energía hidroeléctrica, el 30% a partir del viento y la biomasa como el bagazo , y el 20% del gas y otras fuentes. El viento en el noreste es más fuerte durante la estación seca, cuando las plantas hidroeléctricas producen menos, por lo que las dos fuentes de energía son estacionalmente complementarias. [9]
Plantas hidroeléctricas
Brasil tiene un potencial hidroeléctrico sin explotar de 180.000 MW, incluidos unos 80.000 MW en regiones protegidas para las que no hay planes de desarrollo. El gobierno espera desarrollar el resto para 2030. La mayoría de las nuevas plantas hidroeléctricas son plantas de pasada que son 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 se puede utilizar durante la estación seca. [9]
La Agencia Nacional de Electricidad (ANEEL) ha encargado estudios de factibilidad 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, aprobó la construcción de dos nuevas represas, la represa Jirau (3.300 MW ) y la represa Santo Antônio (3.150 MW), en el río Madeira en el estado de Rondônia . [10] La licitación por la planta de Santo Antônio se adjudicó en diciembre de 2007 a Madeira Energy, con una participación del 39% de la estatal Furnas , mientras que la licitación por la planta de Jirau se lanzará en mayo de 2008. [11] El gobierno está también persigue el desarrollo de la controvertida represa Belo Monte de 11.000 MW en el estado de Pará , en el río Xingu . IBAMA aprobó la licencia ambiental provisional de Belo Monte en febrero de 2010 a pesar del alboroto interno de los técnicos por los datos incompletos. [12]
Plantas nucleares
También en 2007, se otorgó permiso a Electronuclear para reanudar la construcción de Angra 3, una planta de 1.350 MW, y actualmente está en el proceso de seleccionar un sitio para una cuarta planta de energía nuclear. [8] En febrero de 2014, Eletrobras Eletronuclear adjudicó contratos para iniciar la construcción, con una fecha estimada de finalización en 2018. [13]
Plantas termoeléctricas
En la actualidad, el desarrollo de la energía termoeléctrica a gas se ve algo comprometido por la falta de suministros seguros de gas. De hecho, tener un contrato de gas seguro es un requisito previo para construir una nueva planta termoeléctrica y participar en una nueva subasta de energía (Ver Subastas de energía a continuación). Para contrarrestar el riesgo de indisponibilidad 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 a doble. -capacidad de combustible (petróleo y gas). [14]
Demanda
La electricidad total consumida en 2007 fue de 410 teravatios hora (TWh), mientras que el consumo anual per cápita para el mismo año promedió 2.166 kWh . [15] La proporción del consumo por sector fue la siguiente: [16]
- Residencial: 40% (incluido el 6% para el sector rural)
- Industrial: 25%
- Comercial: 22%
- Rural: 6%
- Público: 13%
Se espera que la demanda de electricidad crezca en promedio un 3,6% en los próximos años, lo que llevará a un consumo total estimado de 504 TWh y un consumo medio per cápita de 2.527 kWh. [17] [ ¿cuándo? ]
En Brasil, la adición de capacidad tradicionalmente estuvo a la zaga del crecimiento de la demanda. [3] Se espera que la demanda de electricidad continúe creciendo a un ritmo rápido. La elasticidad ingreso de la demanda de electricidad se estima por Eletrobras en la unidad anterior. Entre 1980 y 2000, la demanda de electricidad aumentó en promedio un 5,4 por ciento anual, mientras que el PIB creció un promedio de 2,4 por ciento anual. Por lo tanto, se necesitan inversiones para impulsar la capacidad de generación y transmisión porque existe 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 . [2]
Acceso a la electricidad
Brasil, junto con Chile, es el país con la tasa de acceso más alta de América Latina. El sector eléctrico en Brasil atiende a más de 50 millones de clientes, lo que corresponde a alrededor del 97% de los hogares del país, que tienen acceso a electricidad confiable. [3]
Calidad de servicio
Frecuencia y duración de la interrupción
La frecuencia y duración de las interrupciones están muy cerca de los promedios de la región de LAC . En 2005, el número medio de interrupciones por abonado fue de 12,5, mientras que la duración de las interrupciones por abonado fue de 16,5 horas. Los promedios ponderados para ALC fueron 13 interrupciones y 14 horas, respectivamente. [18]
Pérdidas de distribución
Las pérdidas de distribución en 2005 fueron del 14%, muy en línea con el promedio del 13,5% para la región de ALC [18], pero aproximadamente el doble que en un país de la OCDE como Gran Bretaña , con pérdidas de distribución del 7%. [19]
Responsabilidades en el sector eléctrico
Política y regulación
El Ministerio de Energía y Minas (MME) tiene la responsabilidad general de la formulación de políticas en el sector eléctrico, mientras que la ANEEL , que está vinculada al Ministerio de Minas y Energía, es la Agencia Brasileña de Regulación de la Electricidad creada en 1996 por la Ley 9427. La función de la ANEEL es regular y controlar la generación, transmisión y distribución de energía de conformidad con la legislación vigente y con las directivas y políticas dictadas por el Gobierno Central. [20] El Consejo Nacional de Políticas Energéticas ( CNPE ), es un órgano asesor del MME encargado de aprobar criterios de suministro y proyectos "estructurales", mientras que el Comité de Monitoreo de la Industria Eléctrica ( CMSE ) monitorea la continuidad y seguridad del suministro. [21]
La ANEEL y el Ministerio de Medio Ambiente casi no intervienen en qué proyectos de inversión se llevan a cabo, pero solo influyen en cómo se ejecutan los proyectos una vez que se ha tomado la decisión. Ambos han tenido la renuncia de sus jefes en lugar de apoyar proyectos de infraestructura en la Amazonía. [9]
El Operador del Sistema Eléctrico Nacional ( ONS ) es una entidad privada sin fines de lucro creada en agosto de 1998 que se encarga 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 ANEEL. [4]
La Cámara de Comercialización de Energía (CCEE), sucesora del MAE ( Mercado Atacadista 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 según las reglas publicadas. Este rol se ha vuelto más activo ya que ahora CCEE está a cargo del sistema de subastas. [7] Las normas y procedimientos de comercialización que regulan las actividades de la CCEE son aprobadas por ANEEL. [22]
Finalmente, la Compañía de Investigación de Energía (EPE) fue creada en 2004 con la misión específica de desarrollar una planificación integral a largo plazo para el sector eléctrico 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 de insumo para la planificación y ejecución de acciones del Ministerio de Energía y Minas en la formulación de la política energética nacional [23].
El modelo eléctrico brasileño está totalmente desregulado, lo que permite a los generadores vender toda su "energía asegurada" mediante contratos negociados libremente con consumidores superiores a 3 MW o mediante subastas de energía administradas por CCEE (Ver subastas de energía a continuación). . Bajo este modelo, los distribuidores deben contratar el 100% de su demanda esperada. Actualmente, el suministro de generación brasileño puede venderse en cuatro tipos de mercados: [14]
- Contratos de subasta de "energía vieja" * (a largo plazo): aproximadamente el 41% del mercado de 2006
- Contratos de subasta de "nueva energía" * (a largo plazo): la entrega comienza en 2008
- Contratos de libre mercado (largo plazo): aproximadamente el 27% del mercado de 2006
- Ventas de mercado al contado (tamaño incierto)
(* 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 la energía producida por plantas que aún no se han construido. , o por plantas existentes que cumplen con ciertos criterios.)
Generacion
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 la represa de Itaipú), y las empresas estatales CESP, Cemig y Copel controlan el 8%, 7% y 5% de la capacidad de generación, respectivamente. [14]
La capacidad de generación se reparte entre las distintas empresas de la siguiente manera:
Empresa | Accionista mayoritario | Capacidad instalada (MW) | % Total |
---|---|---|---|
Eletrobras (1) | Federal Gvt. | 38,111 | 40% |
CESP | SP Estado Gvt. | 7.451 | 8% |
Cemig | MG State Gvt. | 6.692 | 7% |
Copel | PR State Gvt. | 4.550 | 5% |
Tractebel Energia | GDF Suez | 6.870 | 7% |
AES Tiete | AES Corp. | 2.651 | 3% |
Otros | Mayormente sector privado | 29,969 | 31% |
Total Brasil | 96,294 | 100% |
Fuente : Eletrobras , CESP, Cemig, Copel, Tractebel Energia, AES Tiete , Ministerio de Energía y Minas (1) Considerando 6.300MW de Iguaçú
Actualmente, alrededor del 27 por ciento 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 31 por ciento en el mediano plazo y alcance casi 44 por ciento en 5-6 años. La participación de capital privado en el negocio de generación probablemente representará el 50 por ciento de la capacidad instalada en los próximos años [3]
Transmisión
El sistema de transmisión de Brasil está adquiriendo una importancia creciente, 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 durante 2001-2002 (ver La crisis de 2001-2002 a continuación), podría haberse evitado en gran medida si hubiera habido una capacidad de transmisión adecuada entre el sur (exceso de oferta) y el sureste (grave déficit). [14]
La transmisión ha permanecido casi exclusivamente bajo el control del gobierno a través de empresas federales ( Eletrobras ) y estatales (principalmente Sao Paulo-CTEEP, Minas Gerais-Cemig y Paraná-Copel) hasta hace poco. [ cuando? ] Sin embargo, bajo el nuevo modelo regulatorio sectorial, existen alrededor de 40 concesiones de transmisión en Brasil. La mayoría de ellos todavía están controlados por el gobierno, y las filiales de la empresa federal Eletrobras poseen el 69% del total de las líneas de transmisión. [14]
Empresa | Accionista mayoritario | Área de concesión | Líneas de transmisión (km) |
---|---|---|---|
Empresas de transmisión pura | |||
CTEEP | ISA (Colombia) | Estado de São Paulo | 11,837 |
Terna Participacoes | Terna (Italia) | Goias, Bahia, Brasileño, Maranhao | 2,447 |
Empresas con operaciones de transmisión significativas | |||
Cemig | Estado de MG | Minas Gerais | 21.184 |
Copel | Estado de Paraná | Paraná | 7.045 |
Eletrosul , Furnas , Eletronorte , Chesf | Eletrobras | En todo Brasil | 56,384 |
Fuente : Bear Stearns 2007
Distribución
En Brasil, hay 49 empresas de servicios públicos con concesiones de distribución [16] y alrededor del 64% de los activos de distribución brasileños están controlados por empresas del sector privado. [14] En el siguiente cuadro se enumeran las empresas de distribución más importantes de Brasil:
Empresa | Accionista mayoritario | Área de concesión | Ventas (GWh) | Ventas (%) |
---|---|---|---|---|
Cemig | Gobierno estatal de MG | Minas Gerais | 20,221 | 40% |
Eletropaulo | AES Corp. | Ciudad de São Paulo | 31,642 | 12,5% |
CPFL | Grupo VBC | Estado de São Paulo fuera de la ciudad de São Paulo | 36,135 | 14,3% |
Copel | PR State Govt. | Paraná | 17,524 | 6,9% |
Energias do Brasil | EDP | São Paulo, Rio Grande do Sul | 15,863 | 6,3% |
Celesc | Estado de SC Gvt | Santa Catarina | 15,157 | 6,0% |
Luz | EDF | Ciudad de Río de Janeiro | 19.139 | 7,6% |
Ecuatorial (Cemar) | GP Investimentos / Pactual | Maranhao | 2,793 | 1,1% |
Ampla (Cerj) | Enersis | Rio de Janeiro | 6.832 | 2,7% |
Otros | Mayormente sector privado | 87,594 | 34,6% | |
Total Brasil | 252,900 | 100,0% |
Fuente : Bear Stearns, 2007
Recursos energéticos renovables
En Brasil, la energía hidroeléctrica abastece alrededor del 77% de la demanda total de electricidad. Se estima que alrededor del 70% del potencial hidroeléctrico total del país aún está sin explotar. [14]
Aparte de la biomasa, que representa alrededor del 3,5% de la capacidad total de generación, ninguna otra fuente de energía renovable además de la hidroelectricidad juega un papel relevante en la combinación energética. Sin embargo, el potencial de la energía eólica, que se concentra en el noreste, es muy grande. Tiene alrededor de 143 GW, que excede la capacidad instalada actual y es superada solo por Argentina en la región de ALC . [24] Existen proyectos para el desarrollo de biomasa, energía solar y eólica. [15]
PROINFA
En 2002, el gobierno de Brasil creó un Programa de Fomento de Fuentes Alternativas de Energía Eléctrica (PROINFA). El programa tiene como objetivo aumentar la participación de fuentes de energía eólica, fuentes de biomasa y pequeños sistemas hidroeléctricos en el suministro del sistema de red brasileño a través de Productores Autónomos Independientes (PIA). El objetivo de mediano a 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 / consumo total anual de energía eléctrica de la nación. [25]
Historia del sector eléctrico
La situación previa a las reformas: el modelo dominado por el Estado
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 alrededor de US $ 35 mil millones, lo que provocó el retraso en la construcción de unas 15 grandes centrales hidroeléctricas por falta de fondos para la inversión. Los esfuerzos para abordar el deterioro del sector no tuvieron éxito, situación que intensificó aún más la necesidad de reformas profundas. El presidente Cardoso asumió un importante compromiso para llevar a cabo una reforma sustancial del sector eléctrico brasileño. Las primeras reformas introducidas en el sector eléctrico tenían como objetivo permitir la participación del capital privado y también mejorar su situación económica. [3]
Las reformas de los noventa
El Proyecto de Reestructuración del Sector Eléctrico Brasileño, RESEB, que estableció los primeros pasos para la implementación de la reforma del sector eléctrico, se inició en 1996 durante la administración del presidente Cardoso . El objetivo de la reforma era construir un sector energético 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 de propiedad estatal. Si bien los activos de transmisión no fueron privatizados, la mayor parte de la expansión de la red de transmisión ha sido realizada por capital privado. [3] Esta reforma también condujo a la creación, en 1996, de 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 tomaron con la promulgación de la Ley de 1998 (Ley 9648/98). Esos pasos 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. [3]
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 inversionistas extranjeros como Tractebel, AES , Prisma Energy , El Paso y Duke , que se convirtieron en productores importantes. Además, inversionistas 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 enfocaron en el segmento de distribución, un segmento en el que la privatización trajo una mejor calidad de servicio y una reducción de robos, impagos y pérdidas técnicas. [3]
Sin embargo, las reformas no tuvieron éxito en prevenir la crisis energética que se desarrollaría en 2001. La capacidad instalada se expandió solo en un 28 por ciento durante 1990-99, mientras que la demanda de electricidad aumentó en un 45 por ciento. [2] En 1999, como ya se preveía la escasez de energía, la Administración del Presidente Cardoso realizó esfuerzos para incrementar la inversión privada en el sector eléctrico a través de un Programa Prioritario de Energía Térmica (PPT) que apuntó a la construcción expedita de más de 40 a gas. plantas térmicas. Desafortunadamente, la inversión necesaria no se materializó y la crisis se volvió inevitable. [3]
La crisis de 2001-2002 y la respuesta del gobierno
Brasil enfrentó una de las crisis energéticas más graves de su historia en 2001-2002. 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 la 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. [3]
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 presidente Cardoso . La CGE recibió poderes especiales, entre los que se encontraba la autoridad para establecer tarifas especiales, implementar racionamiento obligatorio y apagones, y eludir los procedimientos normales de licitación para la compra de nuevos equipos de planta. En lugar de recurrir a apagones continuos , el gobierno optó por aplicar un sistema de cuotas. Se establecieron cuotas para todos los consumidores con base en el nivel de consumo histórico y objetivo, aplicando bonificaciones por consumo muy por debajo del nivel prescrito, penalizaciones por consumo excesivo y cierta libertad para que los grandes usuarios comercialicen sus cuotas en un mercado secundario . El objetivo 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 clientes residenciales, industriales y comerciales. Este logro permitió al sistema superar ese largo período sin apagones y caídas de tensión [26] y demostró el potencial de los esfuerzos de gestión de la demanda y eficiencia energética, que pudieron crear una capacidad virtual de 4.000 MW, ayudando al país a cerrar la oferta. brecha de demanda de una manera muy económica. Además, el gobierno lanzó un programa de contratación de capacidad de generación de emergencia, con licitaciones por un total de 2.100MW de nueva capacidad térmica. [3]
Sin embargo, la crisis afectó a numerosos actores. Las generadoras y distribuidoras experimentaron una reducción del 20% en sus ingresos debido a la contracción del consumo. Esta situación fue finalmente abordada por un aumento de tarifas aprobado por el gobierno. La situación financiera de las distribuidoras también se vio perjudicada, y los clientes también sufrieron el aumento de los precios de la electricidad (140% en términos nominales entre 1995 y 2002). [3]
Las reformas 2003-2004: subastas de energía
En enero de 2003, la nueva administración encabezada por Luiz Inácio Lula da Silva asumió entre las críticas a las reformas introducidas en el sector eléctrico por la administración del presidente Cardoso , apoyando un modelo en el que el sistema debería estar plenamente regulado. Se detuvieron las privatizaciones pendientes de tres filiales de generación de la gran empresa estatal Eletrobras . Sin embargo, a pesar de las expectativas iniciales, la nueva administración apostó por un modelo que claramente apunta a atraer inversión privada a largo plazo al sector y que se basa en gran medida en la competencia. Además, las instituciones existentes fueron preservadas y en algunos casos fortalecidas, con una nueva empresa, EPE, creada con la misión específica de desarrollar una planificación integral de largo plazo para el sector eléctrico en Brasil. [3]
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 la expansión continua de las actividades intrínsecas del sector (generación, transmisión y distribución). La expansión estuvo vinculada a un retorno justo de las inversiones y al acceso al servicio universal, junto con ajustes de tarifas. El Decreto 5.081 / 2004 aprobó el marco regulatorio del sector eléctrico, especificando disposiciones específicas para lograr los objetivos de la reforma. [4] Uno de los elementos definitorios del modelo adoptado por la nueva administración es el establecimiento de subastas de energía como el principal mecanismo de contratación para que las empresas distribuidoras adquieran energía para atender a sus consumidores cautivos. Esta iniciativa ayudó a la introducción de la competencia en el sector de la energía y también ayudó a abordar algunas de las imperfecciones existentes del mercado . Bajo este sistema, las subastas de capacidad de nuevos proyectos de generación se llevarán a cabo de tres a cinco años antes de las fechas de entrega. El Ministerio de Minas y Energía quiere asegurar que se satisfaga la totalidad de las futuras necesidades de expansión y que las plantas solo se construyan una vez que hayan ganado licitaciones en subastas de energía y tengan contratos garantizados a largo plazo. La primera subasta se realizó en diciembre de 2004, con contratos negociados por un total de unos 40 GW. [3]
Tarifas y subvenciones
Tarifas
Las tarifas medias de la electricidad para los diferentes sectores en 2007 fueron las siguientes: [27]
- Residencial: 15,3 US ¢ / kWh
- Industrial: 11,3 dólares estadounidenses / kWh
- Comercial: 14,2 dólares estadounidenses / kWh
- Rural: 9,1 US ¢ / kWh
Inversión y financiación
En los últimos 20 años, Brasil ha sido uno de los principales receptores de inversión de capital privado en su sector energético. [3] La inversión total de actores privados en el sector eléctrico entre 1994 y 2006 ascendió a 56.586 millones de dólares EE.UU. en 124 proyectos. [28] 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, pero refleja la falta de proyectos disponibles. Los retrasos existentes en el otorgamiento de licencias ambientales y las incertidumbres sobre el suministro de gas a Bolivia, explican en gran medida la falta de proyectos hidroeléctricos y termoeléctricos a gas respectivamente. [14]
La inversión requerida en generación de energía durante los próximos 10 años es de R $ 40 mil millones o alrededor de US $ 24,2 mil millones (29 de abril de 2008). Esta alta inversión solo se realizará si el gobierno logra atraer una mayor inversión del sector privado. [15]
Resumen de la participación privada en el sector eléctrico
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 ), y las empresas estatales CESP, Cemig y Copel controlan el 8%, 7% y 5% de la capacidad de generación, respectivamente. Cerca del 27% de los activos de generación están actualmente en manos de inversores privados.
Transmisión, ha permanecido casi exclusivamente bajo el control del gobierno a través de empresas federales ( Eletrobras ) y estatales (principalmente Sao-Paulo-CTEEP, Minas Gerais-Cemig y Parana-Copel) hasta hace poco. [ cuando? ] Sin embargo, bajo el nuevo modelo regulatorio del sector, hay alrededor de 40 transmisión. En cuanto a 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.
Actividad | Participación privada (%) |
---|---|
Generacion | 10% |
Transmisión | mayormente publico |
Distribución | 64% |
Electricidad y medio ambiente
Responsabilidad por el medio ambiente
El Ministerio de Medio Ambiente tiene las responsabilidades ambientales en Brasil. Una de sus instituciones asociadas es 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 del uso de recursos naturales; y seguimiento y control ambiental entre otros. [29]
Emisiones de gases de efecto invernadero
OLADE (Asociación Latinoamericana de Energía) estimó que las emisiones de CO 2 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. [30] 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 .
Proyectos MDL en electricidad
Brasil alberga la mayor cantidad de proyectos MDL en la región de América Latina. Los proyectos registrados representan el 40% del total de la región y dan cuenta del 45% de las Reducciones Certificadas de Emisiones (RCE) (hasta 2012). [31]
En cuanto al sector eléctrico, en marzo de 2008 se registraron 91 proyectos, que suman un total estimado de 9 millones de toneladas de CO 2 por año. La distribución de proyectos por categoría es la siguiente: [32]
Tipo de proyecto | Numero de proyectos | ktonCO 2 / año |
---|---|---|
Energía de biomasa | 38 | 1.860 |
Industria de la eficiencia energética | 1 | 49 |
Eficiencia energética generación propia | 1 | 90 |
Distribución de energía | 1 | 54 |
Interruptor de combustible fósil | 6 | 139 |
Hidroelectricidad | 23 | 1.013 |
Gas de vertedero | 17 | 5.660 |
Viento | 4 | 170 |
TOTAL | 91 | 9.034 |
Fuente : CMNUCC
Coste energético de la electricidad brasileña
Flórez-Orrego et al. Realizaron una evaluación exergoeconómica que contabiliza los costos de exergía unitarios totales y no renovables y las emisiones específicas de CO2 de la electricidad brasileña. (2014), [33] que comprende centrales térmicas, nucleares, hidroeléctricas, eólicas y de biomasa. El análisis parte de la obtención del combustible y continúa por las diferentes etapas de construcción, transporte y procesamiento de combustible, operación y desmantelamiento de la planta, con la generación eléctrica como salida deseada. Este enfoque permite el cálculo de las emisiones directas de CO2, así como las emisiones aguas arriba y aguas abajo, que juegan un papel importante en algunas tecnologías. De esta forma, 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 unitarios de exergía 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 de combustión fósil presentan las mayores emisiones específicas de CO2, siendo las centrales eléctricas de carbón las que lideran el grupo. Sin embargo, a pesar de que las centrales eléctricas de combustión fósil presentan los impactos ambientales más marcados, sus costos unitarios totales de exergía son mucho más bajos que los presentados por las centrales eléctricas de bagazo de caña de azúcar. Esto muestra que, aunque casi renovables, las configuraciones típicas de las centrales eléctricas de bagazo de caña de azúcar están lejos de ser tecnologías eficientes. Los parques hidroeléctricos y eólicos presentan las emisiones específicas de CO2 más bajas, así como el costo de exergía unitario más bajo. Debido a la alta participación de fuentes renovables en la producción de electricidad (cerca del 89% del total), las emisiones del mix eléctrico brasileño se encuentran entre 7,5 y 11,8 veces más bajas que las de los mixes eléctricos de Europa y el mundo. Asimismo, debido a la mayor eficiencia de las centrales hidroeléctricas, que contribuyen a la mayor parte de la generación de electricidad en Brasil, el costo unitario total de exergía es menor y, por lo tanto, la eficiencia de exergía de la generación de electricidad es mayor si se compara con países basados en combustibles fósiles. combustibles para la generación de electricidad.
Aparentemente, el costo de exergía total de las tecnologías de energía eólica y de gas natural es casi el mismo, pero a diferencia de las plantas de energía eólica, los costos de exergía unitarios no renovables de las centrales de energía de GN son prácticamente iguales al costo total. Este resultado es consecuencia de la eficiencia asumida para las centrales eólicas. Si se debe tener 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 del carbón quemado en la central eléctrica. Finalmente, se señala que las controversias relacionadas con las presas inundables de vastas zonas con ecosistemas complejos deben ser analizadas cuidadosamente ya que, de acuerdo con los resultados reportados por Dones et al., Las emisiones de GEI podrían incrementarse hasta alcanzar niveles de emisión comparables a los de centrales eléctricas de ciclos combinados a gas.
Asistencia externa
Banco Interamericano de Desarrollo
El Banco Interamericano de Desarrollo (BID) está actualmente (abril de 2008) apoyando varios proyectos y contribuyendo a diversas iniciativas de asistencia técnica en el sector eléctrico en Brasil. Los proyectos más relevantes con financiamiento del BID son:
- El Proyecto de Prestación de Servicios de Energía Renovable es una cooperación técnica que busca implementar varios proyectos piloto que demuestran tres modelos de negocios prometedores liderados por el sector privado para brindar servicios de energía renovable a comunidades aisladas en Brasil. El BID apoya esta asistencia técnica de US $ 45 millones con US $ 2,25 millones.
- El Programa de Inversión de Capital de Celpa tiene como objetivo expandir y mejorar el sistema eléctrico de distribución de Celpa, lo que permite a la Compañía (i) proporcionar electricidad a nuevos clientes principalmente en áreas rurales; (ii) permitir ganancias de productividad y reducir costos y (iii) mejorar la calidad y confiabilidad de su red de distribución. El BID apoya este proyecto de US $ 400 millones con un préstamo de US $ 75 millones.
- En febrero de 2008, el BID aprobó un préstamo de US $ 95,5 millones para el Proyecto de Transmisión ATE III , un proyecto de US $ 402 millones para el desarrollo, construcción, montaje, puesta en servicio, operación y mantenimiento de aproximadamente 459 kilómetros de líneas de transmisión desde el Estado de Pará a el Estado de Tocantins .
Banco Mundial
El Banco Mundial está apoyando actualmente (abril de 2008) tres proyectos de reducción de la pobreza rural que incluyen la provisión de acceso a servicios de electricidad:
- Proyecto de reducción de la pobreza rural en Pernambuco : préstamo de US $ 60 millones (componente eléctrico del 10%)
- Proyecto de reducción de la pobreza rural en el estado de Ceará : préstamo de US $ 50 millones (componente eléctrico del 10%)
- Proyecto Integrado del Estado de Bahía - Pobreza Rural : US $ 54,35 millones (16% de componente de electricidad)
Fuentes
- Economist Intelligence Unit, 2007. Industry Briefing. Brasil: Previsión de energía y electricidad. 22 de agosto de 2007
- Economist Intelligence Unit, 2008. Industry Briefing. Brasil: Perfil energético y eléctrico. 30 de enero de 2008
- Millán, J. 2006. Entre el mercado y el estado. Tres décadas de reformas en el sector eléctrico de América Latina . Capítulo 3: La reforma en Brasil . Banco Interamericano de Desarrollo.
- Ministerio de Minas y Energía, 2016. [2] .
- Banco Mundial, 2007. Cerrar la brecha entre la oferta y la demanda de electricidad. Estudio de caso: Brasil .
Ver también
- 2009 Apagón en Brasil y Paraguay
- Economía de Brasil
- Política energética de Brasil
- Combustible de etanol en Brasil
- Abastecimiento de agua y saneamiento en Brasil
- Gestión de recursos hídricos en Brasil
- Riego en Brasil
- Medio ambiente de Brasil
- Historia de Brasil
Notas
- ^ [1]
- ^ a b c OCDE
- ^ a b c d e f g h i j k l m n o p q Banco Mundial 2007
- ^ a b c Operador del sistema nacional (ONS)
- ^ a b c Ministerio de Energía y Minas 2016
- ^ Fernandes, Elton; Marcus; Fonseca, A .; Paulo Sergio, R. Alonso (2005). "Gas natural en la matriz energética de Brasil: demanda para 1995-2010 y factores de uso". Política energética . 33 (3): 365–386. doi : 10.1016 / j.enpol.2003.08.006 .
- ^ a b Lock, Reinier (2005). "El nuevo modelo eléctrico en Brasil: un marco institucional en transición". El diario de la electricidad . 18 : 52–61. doi : 10.1016 / j.tej.2004.12.003 .
- ^ a b EIA
- ^ a b c "Los aciertos y errores de Belo Monte" . El economista. 4 de mayo de 2013 . Consultado el 4 de mayo de 2013 .
- ^ El economista
- ^ Canal Energia [ enlace muerto permanente ]
- ^ ORM Belém
- ^ http://www.power-technology.com/projects/angranuclear/ [ fuente no confiable? ]
- ^ a b c d e f g h Bear Stearns 2007
- ^ a b c Unidad de inteligencia de Economist, 2008
- ^ a b ABRADEE
- ^ Unidad de inteligencia de Economist, 2007
- ^ a b Datos de evaluación comparativa del sector de distribución de electricidad en la región de América Latina y el Caribe 1995-2005
- ^ OFGEM
- ^ Decreto No 2.335, 6 de octubre de 1997
- ^ Millán, 2006
- ^ CCEE - Câmara de Comercialização de Energia Elétrica
- ^ pt: Empresa de Pesquisa Energética
- ^ Banco Mundial
- ^ IEA
- ^ ESMAP, 2005. Capítulo 4 [ enlace muerto permanente ]
- ^ "ANEEL" . Archivado desde el original el 20 de mayo de 2011 . Consultado el 17 de abril de 2008 .
- ^ Participación privada en la base de datos de infraestructura
- ^ Instituto Brasileño de Medio Ambiente y Recursos Naturales Renovables (Ibama)
- ^ OLADE Archivado el 28 de septiembre de 2007 en la Wayback Machine.
- ^ Centro PNUMA Riso. Oleoducto MDL, marzo de 2008
- ^ CMNUCC
- ^ Flórez-Orrego, Daniel (2014). "Coste de la exergía renovable y no renovable y emisión específica de CO2 de la generación eléctrica: el caso brasileño". Conversión y Gestión de Energía . 85 : 619–629. doi : 10.1016 / j.enconman.2014.04.058 .
enlaces externos
- Agencia Nacional Reguladora (ANEEL)
- Operador del Sistema Nacional (ONS)
- Ministerio de Medio Ambiente
- Instituto Brasileño de Medio Ambiente y Recursos Naturales Renovables (Ibama)
- Cámara de Comercialización de Energía (CCEE)
- Asociación Brasileña de Comerciantes de Energía (ABRACEEL)
- Asociación Brasileña de Empresas de Generación de Electricidad (ABRADEE)
- Asociación Brasileña de Empresas de Generación de Electricidad (ABRAGE)
- Asociación Brasileña de Recursos Hídricos (ABRH)
- Asociación Brasileña de Grandes Consumidores de Energía Industrial (ABRACE)
- Asociación Brasileña de IPPs (APINE)
- Electrobras
- Compañía de Electricidad de Sao Paulo (CESP)
- Compañía de Energía de Minas Gerais (CEMIG)
- Centro de Investigación en Energía Eléctrica (CEPEL)
- AES Tiete
- Tractebel Energia
- Lista de proyectos del Banco Mundial en Brasil
- Lista de proyectos del BID en Brasil