Sector eléctrico en Brasil

Brasil: Sector electricidad

Datos
Cobertura eléctrica (2006)	(97%) (total),LAC total promedio en 2005:92 %)
Capacidad instalada (2012)	121.000MW
Parte de la energía fósil	17%
Parte de la energías renovables	82% (77% hidroeléctrico)
GASES DE EFECTO INVERNADERO emisiones de la generación eléctrica (2003)	20 MtCO2
Uso de la electricidad (2007)	2.166kWh per cápita (los E.e.u.u.: 12.300 kWh per cápita)
Pérdidas de distribución (2005)	14%
Consumo residencial (% del total, 2006)	34%
Consumo industrial (% del total, 2006)	25%
Consumo comercial (% del total, 2006)	22%
Consumo del sector público (% del total, 2006)	13%
Consumo rural (% del total, 2006)	6%
Tarifa residencial promedio (US$ / kW·h, 2007)	0.153; (LAC promedio en 2005: 0.115)
Promedio de los aranceles industrial (US$ / kW·h, 2005)	0.113; (LAC promedio en 2005: 0.107)
Promedio de los aranceles comercial (US$ / kW·h, junio de 2005)	0.142
Servicios
Participación del sector privado en la generación de	10%
Oferta competitiva a grandes usuarios	Sí
Oferta competitiva a usuarios residenciales	No
Instituciones
Responsabilidad para la regulación	Ente regulador ANEEL-electricidad
Responsabilidad para el establecimiento de políticas	Ministerio de energía y minas
Responsabilidad por el medio ambiente	Ministerio del medio ambiente
Ley del Sector eléctrico	Sí (2004)
Ley de energías renovables	No
CDM transacciones relacionadas con el sector eléctrico	91 registrado CDM proyecto; 9.034.000 tCO2e reducciones de las emisiones anuales

Brasil tiene el más grande electricidad mercado en América del sur. Su capacidad instalada es comparable a la de Italia y el Reino Unido, aunque con una mayor transmisión red. El país tiene la mayor capacidad para almacenamiento de agua en el mundo, ser altamente dependiente de energía hidroeléctrica capacidad de generación, que cumple con más del 80% de su demanda de electricidad. Esta dependencia de energía hidroeléctrica hace Brasil vulnerable a la escasez de suministro de energía en años de sequía, como fue demostrado por la crisis energética de 2001-2002.

El sistema interconectado nacional (SIN) se compone de las empresas de electricidad en el sur, sureste, centro-oeste, noroeste y parte de la región norte. Sólo el 3.4% de la producción de electricidad se encuentra fuera del pecado, en pequeños sistemas aislados ubicados principalmente en la Región amazónica.

Oferta y demanda de electricidad

Capacidad instalada

Capacidad de generación en Brasil está dominado por plantas hidroeléctricas, que representan el 77% de la capacidad instalada total, con 24 plantas por encima de 1.000 MW. Alrededor del 88 por ciento de la electricidad a la red nacional se estima que provienen de la generación hidroeléctrica, con más del 25% desde una única central hidroeléctrica de, 14 masiva GW Represa de Itaipú ubicada entre Brasil y Paraguay en el Río Paraná. Generación de gas natural es el segundo en importancia, representando cerca del 10% de capacidad total, cerca de la meta de 12% para el año 2010 establecida en 1993 por el Ministerio de energía y minas.

Esta dependencia de abundantes recursos hidroeléctricos supuestamente reduce los costos de generación. Sin embargo, esta gran dependencia de energía hidroeléctrica hace al país especialmente vulnerable a la escasez de la fuente en años de baja precipitación (véase La crisis de 2001-2002 a continuación).

Brasil sigue siendo un importador neto de energía eléctrica (sobre todo de Argentina), pero está cayendo la dependencia de la importación. En enero de 2007, fue el desglose de generación por fuente:

Fuente	Número de plantas	() Capacidad instaladaMW)	Total %
Energía hidroeléctrica	633	73.678	72.1%
Gas	101	10.798	10.6%
Aceite	568	4.446	4.4%
Biomasa	269	3.693	3.6%
Nuclear	2	2.007	2%
Carbón	7	1.415	1.4%
Viento	15	237	0.2%
Capacidad total instalada	1.595	96.294	94,3%
Importaciones contratadas		5.850	5.7%
Potencia disponible		102.144	100%

Fuente: Ministerio de energía y minas, 2007

Como se resume en la tabla anterior, Brasil tiene dos centrales nucleares Angra 1 (657 MW) y Angra 2 (1.350 MW), ambos propiedad de Eletronuclear, una subsidiaria de la estatal Eletrobrás.

Proyectos de nueva generación

Brasil necesita añadir 6000 MW de capacidad cada año para satisfacer la creciente demanda de una población creciente y más próspera. El Ministerio de energía brasileño ha decidido generar 50% de nuevos suministros de energía hidroeléctrica, 30% de viento y biomasa como bagazo dey el 20% de gas y otras fuentes. Viento en el noreste es más fuerte durante la estación seca cuando las plantas de energía hidroeléctrica producen menos, por lo que las dos fuentes de energía son estacionalmente complementarias.

Plantas hidroeléctricas

Brasil tiene un potencial hidroeléctrico sin explotar de 180.000 MW, incluyendo unos 80.000 MW en regiones protegidas que no hay ningún plan de desarrollo. El Gobierno espera desarrollar el resto en 2030. Más nuevas plantas de energía hidroeléctrica son río escorrentía plantas que son menos perjudiciales para el medio ambiente, porque sus reservas son pequeñas. Sin embargo, son más vulnerables a las sequías y menos eficiente, porque sólo una fracción de su capacidad puede ser utilizada durante la estación seca.

La Agencia Nacional de energía eléctrica (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 31.000MW. Los tres mayores proyectos estudiados, Jirau y Santo Antônio de Belo Monte, están ya más allá de la fase de factibilidad: en 2007, IBAMA, la Agencia de medio ambiente, dio su aprobación para la construcción de dos nuevas represas, Jirau (3.300 MW) y Santo Antônio (3.150 MW), en el Río Madeira en el estado de Rondônia. La licitación para la planta de Santo Antônio recibió en diciembre de 2007 a la energía de Madeira, con una participación del 39% de propiedad del estado Furnas, mientras que la licitación para la planta de Jirau será lanzada en mayo de 2008. El gobierno también está llevando a cabo desarrollo de 11.000 polémico MW Represa de Belo Monte en el estado de Pará, en la Río Xingú. IBAMA aprobada licencia ambiental provisional de Belo Monte en febrero de 2010 a pesar de alboroto interno de técnicos sobre datos incompletos.

Centrales nucleares

También en 2007, Electronuclear se concedió permiso para reanudar la construcción de Angra 3, un 1.350 MW de la planta y está actualmente en proceso de seleccionar un sitio para una cuarta central nuclear.

Termoeléctricas

Actualmente, el desarrollo de la energía termoeléctrica alimentadas con gas es algo puesto en peligro por la falta de suministro de gas seguro. De hecho, tener un contrato de gas seguro es un requisito previo para la construcción de un nuevo planta termoeléctrica y a participar en una nueva subasta de energía (véase Subastas de energía a continuación). Para contrarrestar el riesgo de falta de suministro de gas, Brasil está en las etapas iniciales de planificación para la construcción de dos terminales de GNL que probablemente saldría en desarrollo alrededor de 2010. Sin embargo, mientras tanto, varias plantas termoeléctricas están convirtiendo su maquinaria a capacidad de combustible dual (gas y petróleo).

Demanda

Total de electricidad consumida en el año 2007 fue de 410 TWh, mientras que consumo anual per cápita para el mismo año un promedio de 2.166 kWh) (Comparar con 12.300 kWh per cápita de los Estados Unidos). La participación del consumo por sectores fue el siguiente:

• Habitacional: 40% (incluyendo el 6% para el sector rural)
• Industrial: 25%
• Comercial: 22%
• Rural: 6%
• Público: 13%

Demanda eléctrica se espera crecer un promedio de 3.6% en los próximos años, llevando a consumo estimado total de 504 TWh y promedio de consumo per cápita de 2.527 kWh (alrededor del 18% de la de los Estados Unidos y 45% de que en el Reino Unido).

Suministro frente a demanda

En Brasil, además de capacidad tradicionalmente rezagado crecimiento de la demanda. Demanda de electricidad se espera que continúe creciendo a un ritmo rápido. El elasticidad ingreso de la demanda de electricidad se estima por Eletrobras a por encima de la unidad. Entre 1980 y 2000, demanda de electricidad aumentó en promedio en 5.4 por ciento por año mientras que el PIB creció en un 2.4 por ciento en promedio por año. Por lo tanto, se necesita inversión para aumentar la capacidad de generación y transmisión porque hay exceso de oferta limitado, a pesar de la reducción de siguiente de la demanda el racionamiento de energía Programa implementado en el año 2001 en respuesta a la crisis energética.

Acceso a la electricidad

Brasil, junto a Chile, es el país con la tasa más alta de acceso en América Latina. El sector eléctrico en Brasil atiende a clientes de más de 50 millones, que corresponde a alrededor del 97% de los hogares del país, que tienen acceso a electricidad confiable.

Calidad de servicio

Duración y la frecuencia de interrupción

Duración y frecuencia de interrupción están muy cerca de los promedios para el LAC región. En 2005, el número promedio de interrupciones por suscriptor era 12.5, mientras que la duración de las interrupciones por abonado fue de 16,5 horas. El promedios ponderados para LAC fueron de 13 interrupciones y 14 horas respectivamente.

Pérdidas de distribución

Las pérdidas de distribución en 2005 fueron de 14%, bien en línea con la media de 13.5% para el LAC región pero sobre el doble que el de un país de la OCDE como el Gran Bretaña, con las pérdidas de distribución de 7%.

Responsabilidades en el Sector eléctrico

Política y regulación

El Ministerio de energía y minas (MME) tiene la responsabilidad general de configuración de directiva en el sector de la electricidad mientras ANEEL, que está vinculada al Ministerio de minas y energía, es la Organismo regulador de la electricidad brasileña creada en 1996 por ley 9427. Función de ANEEL es regular y controlar la generación, transmisión y distribución de energía en cumplimiento de la legislación vigente y con las directivas y políticas dictadas por el Gobierno Central. El Consejo Nacional de políticas energéticas (CNPE), es un órgano asesor para el MME a cargo de la aprobación de criterios de suministro y proyectos "estructurales", mientras que el Comité de seguimiento de la industria de electricidad (CMSE) monitores fuente de continuidad y seguridad.

ANEEL y el Ministerio de medio ambiente no jugar casi ninguna parte en que la inversión proyectos adelante, pero sólo influyan en cómo los proyectos se ejecutan una vez se haya tomado la decisión. Ambas han tenido sus jefes renunciar en lugar de apoyar proyectos de infraestructura en la Amazonía.

El Operador del sistema eléctrico nacional (ONS) es un entidad privada, creada en agosto de 1998 que se encarga de la coordinación y el control de las instalaciones de generación y transmisión en el sistema de interconectado nacional (SIN). La ONS está bajo control y regulación de ANEEL.

El Cámara de comercialización de energía (CCEE), sucesor de MAE (Mercado Atacadista de Energia Electrica), es el operador del mercado comercial. El papel inicial del operador era crear un mercado único e integrado de electricidad comercial, ser regulado bajo las normas publicadas. Este papel se ha vuelto más activa desde ahora PECO es a cargo del sistema de subasta. Las normas y procedimientos de comercialización que regulan actividades de PECO son aprobados por ANEEL.

Por último, la Empresa de investigación de energía (EPE) fue creado en 2004 con la misión específica de desarrollar una planificación integral a largo plazo para el sector eléctrico en Brasil. Su misión es llevar a cabo estudios y servicios de investigación en la planificación del sector energético en áreas como energía, petróleo y gas natural y su derivados, carbón, recursos de energía renovable y eficiencia energética, entre otros. Su trabajo sirve como insumo para la planificación y ejecución de acciones por el Ministerio de energía y minas en la formulación de la política energética nacional

El modelo de electricidad brasileña es totalmente desregulado, que permite a los generadores a vender toda su "energía garantizado" a través de contratos libremente negociados con los consumidores por encima de 3MW o a través de subastas de energía administradas por CCEE (véase subastas de energía a continuación). . Bajo este modelo, distribuidores están obligados a contratar el 100% de la demanda esperada. En la actualidad, fuente de generación brasileña puede venderse bajo cuatro tipos de mercados:

• "Vieja energía" * subasta de contratos (largo plazo): aproximadamente el 41% del mercado 2006
• "Nueva energía" * subasta de contratos (largo plazo): entrega comienza en el año 2008
• Contratos de libre mercado (largo plazo): aproximadamente el 27% del mercado de 2006
• Ventas en el mercado spot (tamaño incierto)

(* El gobierno identifica dos tipos de capacidad de generación, "vieja energía" y "nueva energía". Vieja energía representa las plantas existentes que ya fueron contratadas en la década de 1990, mientras que energía nueva se refiere a que la energía producida por las plantas que aún no se han construido, o por las plantas existentes que cumplen ciertos criterios).

Generación

En Brasil, las grandes empresas controladas por el gobierno dominan el sector de la electricidad. Propiedad del gobierno federal Eletrobras tiene cerca de 40% de la capacidad (incluyendo el 50% de la represa de Itaipú), con empresas estatales CESP, CEMIG y Copel 8%, 7% y 5% de capacidad de generación respectivamente.

Capacidad de generación es compartida entre las diferentes empresas como sigue:

Empresa	Accionista mayoritario	() Capacidad instaladaMW)	Total %
Eletrobras (1)	Gvt federal.	38.111	40%
CESP	Gvt estado SP.	7.451	8%
CEMIG	Gvt estado de MG.	6.692	7%
COPEL	PR estado Gvt.	4.550	5%
Tractebel Energia	GDF Suez	6.870	7%
AES Tiete	AES Corp.	2.651	3%
Otros	Sobre todo el sector privado	29.969	31%
Brasil Total		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. Teniendo en cuenta las plantas en construcción, así como las concesiones y las licencias ya otorgadas por ANEEL, esta cifra se espera crecer hasta un 31 por ciento en el mediano plazo y llegar a casi el 44 por ciento más de 5-6 años. Participación de capital privada en el negocio de generación probablemente representará el 50 por ciento de la capacidad instalada en los próximos años

Transmisión

Sistema de transmisión de Brasil es creciente importancia ya que la capacidad de transmisión adecuada es esencial para gestionar las sequías regionales de efectos, permitiendo para mover energía desde áreas donde la lluvia es abundante. Como cuestión de hecho, el racionamiento ocurridos en Brasil en 2001-2002 (véase La crisis de 2001-2002 a continuación), podría haber en gran parte evitado si hubiera habido una capacidad adecuada de la transmisión entre el sur (exceso de oferta) y el sureste (déficit severo).

La transmisión se ha mantenido casi exclusivamente bajo control del gobierno a través de ambos (federalEletrobras) y empresas del estado (Sao Paulo de CTEEP, Minas Gerais-Cemig y Paraná Copel) hasta hace poco. Sin embargo, bajo el nuevo modelo regulatorio del sector, son alrededor de 40 concesiones de transmisión en Brasil. La mayoría de ellos todavía está controlada por el gobierno, con filiales bajo compañía federal Eletrobras que el 69% de las líneas de transmisión total.

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, Brasil, Maranhao	2.447
Empresas con operaciones de transmisión importante
CEMIG	Estado de MG	Minas Gerais	21.184
COPEL	Estado de Paraná	Parana	7.045
Eletrosul, Furnas, Eletronorte, Chesf	Eletrobras	En todo Brasil	56.384

Fuente: Bear Stearns 2007

Distribución

En Brasil, hay 49 utilidades con concesiones de distribución y aproximadamente el 64% de los activos de distribución brasileño están controlado por empresas del sector privado. La tabla siguiente muestra las empresas de distribución más importante de Brasil:

Empresa	Accionista mayoritario	Área de concesión	() VentasGWh)	Ventas (%)
CEMIG	Gobierno estatal MG	Minas Gerais	20.221	40%
Eletropaulo	AES Corp.	Ciudad de São Paulo	31.642	12.5%
CPFL	Grupo VBC	Estado de San Pablo fuera de la ciudad de São Paulo	36.135	14.3%
COPEL	Gobierno estatal de PR	Parana	17.524	6.9%
Energias do Brasil	INFORMÁTICA	São Paulo, Rio Grande do Sul	15.863	6.3%
Celesc	Gvt estado SC	Santa Catarina	15.157	6.0%
Luz	FED	Ciudad de Río de Janeiro	19.139	7,6%
Ecuatorial (Cemar)	Investimentos GP, Pactual	Maranhao	2.793	1.1%
Ampla (Cerj)	Enersis	Río de Janeiro	6.832	2.7%
Otros	Sobre todo el sector privado		87.594	34.6%
Brasil Total			252.900	100.0%

Fuente: Bear Stearns, 2007

Recursos energéticos renovables

En Brasil, hidroeléctrica suministra aproximadamente el 77% de la demanda total de electricidad. Se estima que alrededor del 70% de la total energía hidroeléctrica potencial del país, está todavía sin explotar.

Además de biomasa, que representa aproximadamente el 3,5% del total de generación capacidad no renovables fuente de energía además de energía hidroeléctrica juega un papel relevante en la combinación energética. Sin embargo, el potencial de energía eólica, que se concentra en el noreste, es muy grande. Es aproximadamente 143 GW, que supera la capacidad instalada actual y está en segundo lugar solamente a Argentina En LAC región. Hay proyectos para el desarrollo de la biomasa, solar y energía eólica.

PROINFA

En 2002, el gobierno de Brasil creó un programa para Foster alternativa fuentes de la eléctrica energía (PROINFA). El programa tiene como objetivo aumentar la participación de las fuentes de energía viento, fuentes de biomasa y sistemas de pequeñas centrales hidroeléctricas en el suministro de la red brasileña a través de productores independientes autónomas (PIA). El medio para el objetivo a largo plazo (es decir, 20 años) del programa es que el suministro fuentes definidas 15% el crecimiento anual del mercado hasta llegar a 10% de la energía eléctrica anual de la nación demanda total consumo.

Historia del sector eléctrico

La situación antes de las reformas: el modelo dominado por el estado

El sector eléctrico en Brasil estaba esencialmente en manos del gobierno hasta la década de 1990. El sector había visto un desarrollo notable en la década de 1970. Sin embargo, por la década de 1980, el modelo de propiedad estatal fue al borde del colapso. Esta situación delicada fue el resultado fuertemente subsidiado y un déficit de ingresos en el sector de aproximadamente US$ 35 billones, que condujo a la demora en la construcción de 15 hidroeléctricas grandes debido a la falta de fondos para la inversión. Esfuerzos para abordar el deterioro del sector no fueron exitosos, situación que intensificó la necesidad de reformas profundas. Un gran compromiso fue hecho por Presidente Cardoso para llevar a cabo una importante reforma del sector eléctrico brasileño. Las primeras reformas introducidas en el sector eléctrico estuvieron encaminadas a permitir la participación de capital privado y también para mejorar su situación económica.

Las reformas de la década de 1990

El proyecto de reestructuración del Sector eléctrico brasileño, RESEB, que establece los primeros pasos para la implementación de la reforma del sector eléctrico, se inició en 1996 durante la administración de Presidente Cardoso. El objetivo de la reforma era crear un sector energético más competitivo con la creación de igualdad de condiciones para la participación del sector privado. Además, los activos y empresas estatales fueron privatizadas. Aunque no se privatizaron activos de transporte, la mayor parte de la expansión de la red de transmisión se ha realizado con capital privado. Esta reforma también condujo a la creación, en 1996, de ANEEL (Agencia de regulación de Brasil nacional electricidad), un cuasi-independiente organismo regulador encargado de supervisar el sector de la electricidad. Sin embargo, la principal reestructuración fueron medidas con la promulgación de la ley de 1998 (ley 9648/98). Esas medidas incluyen la creación de un operador independiente del sistema de transmisión nacional (ONS) y un operador del mercado comercial (MAE), que no llegó a ser operacional hasta el 2001.

Como resultado de las reformas del sector eléctrico, nueva capital fue atraído, tanto en términos de la privatización y proyectos greenfield. De la capacidad de generación de propiedad estatal fue adquirida por inversionistas extranjeros como Tractebel, AES, Prisma energía, El Paso y Duque, que se convirtieron en productores importantes. Además, los inversionistas locales como grupos industriales, grandes clientes, utilidades y fondos de pensiones también inversión pesadamente en el sector de producción nacional. Otras empresas como EdF (Électricité de France), Endesa y Chilectra se centró en el segmento de distribución, un segmento en que la privatización traída la mejora de la calidad de servicio y una reducción de robo, no pagos y pérdidas técnicas.

Sin embargo, las reformas no tuvieron éxito en la prevención de la crisis energética que se despliegan en 2001. Capacidad instalada se amplió en sólo 28 por ciento durante 1990-99, mientras que la demanda de electricidad aumentó en un 45 por ciento. En 1999, como la energía de escasez ya preveía, la Presidente Cardoso Administración hace esfuerzos por aumentar la inversión privada en el sector eléctrico a través de una prioridad térmica potencia programa (PPT) que tuvo como objetivo la rápida construcción de más de 40 plantas térmicas alimentadas con gas. Desafortunadamente, la inversión necesaria no se materializó y la crisis se convirtió en inevitable.

La crisis de 2001-2002 y la respuesta del gobierno

Brasil se enfrentó a una de las crisis energéticas más graves de su historia en 2001-2002. La crisis fue el resultado directo de una secuencia de unos pocos años más secos que el promedio en un país con más del 80% de central hidroeléctrica capacidad de generación. Además, varios retrasos en la puesta en marcha de plantas de nueva generación y los problemas de transmisión en el tercer circuito de la central hidroeléctrica de Itaipú representaron un tercio del déficit de energía. Niveles de embalse alcanzaron niveles tan bajos que no podía asegurar suministro durante más de cuatro meses.

Estaba pronto claro reducción de la demanda estricta se necesitarían programas para evitar apagones generalizados. En junio de 2001, el Gobierno creó el Consejo de gestión de Crisis (CGE), presidido por Presidente Cardoso a sí mismo. La CGE recibe poderes especiales, entre los que destaca la autoridad para establecer tarifas especiales, implementar obligatorio el racionamiento y apagones y saltarse los procedimientos normales de licitación de la compra de nuevos equipos de planta. En lugar de recurrir a apagones, el gobierno decidió aplicar un sistema de cuotas. Las cuotas fueron establecidas para todos los consumidores basan en históricos y objetivo nivel de consumo, aplicación de bonos de consumo muy por debajo del nivel prescrito, las sanciones por exceso de consumo y cierta libertad para los grandes usuarios negociar sus cuotas un mercado secundario. El objetivo del gobierno de reducir los niveles de consumo histórico de al menos 20% para un período de ocho meses fue con éxito alcanzado, con el gobierno tener que pagar más de US$ 200 millones en bonos a residencial, clientes industriales y comerciales. Este logro permitió al sistema superar ese largo período sin apagones y caídas de voltaje y demostró el potencial de demanda gestión y energía eficiencia esfuerzos, que fueron capaces de crear una capacidad virtual de 4.000MW, ayudando al país a cerrar la brecha de demanda de suministro de una manera muy económica. Además, el gobierno lanzó un programa para la contratación de capacidad de generación de emergencia, con las ofertas de un total de 2.100MW de nueva capacidad térmica aceptado.

Sin embargo, la crisis afectó los agentes numerosos. Generadores y distribuidores experimentaron una reducción de 20% en sus ingresos debido a la contracción en el consumo. Esta situación eventualmente fue abordada por un aumento de tarifas aprobado por el gobierno. La situación financiera de los distribuidores también fue dañada, con los clientes también sufren el aumento de precios de la electricidad (140% en términos nominales entre 1995 y 2002).

Las reformas de 2003-2004: las subastas de energía

En enero de 2003, la nueva administración dirigida por Luiz Inácio Lula da Silva asumió el control entre la crítica de las reformas introducidas en el sector eléctrico por la administración de Presidente Cardoso, apoyando un modelo en el que se debe regular el sistema completamente. Las privatizaciones pendientes de las filiales de tres generaciones de la gran utilidad de estatales, Eletrobras, fueron detenidos. Sin embargo, a pesar de las expectativas iniciales, la nueva administración optó por un modelo que claramente pretende atraer inversión privada a largo plazo para el sector y que se basa fuertemente en la competencia. Además, las instituciones existentes fueron preservadas y en algunos casos consolidado, con una nueva compañía, EPE, creado con la misión específica de desarrollar una planificación integral a largo plazo para el sector eléctrico en Brasil.

El nuevo marco legislativo fue definido por ley 10.848/2004, que establece claras, estables y normas transparentes para asegurar el suministro y la continua expansión de las actividades del sector intrínseca (generación, transmisión y distribución). La expansión estuvo ligada a un justo retorno de las inversiones y al acceso de servicio universal, junto con ajustes de tarifa. Decreto 5.081/2004 aprobó el marco regulatorio para el sector de energía, especificando disposiciones específicas para lograr los objetivos de la reforma. Uno de los elementos definitorios del modelo adoptado por la nueva administración es el establecimiento de subastas de energía como el mecanismo de contratación principal para las empresas de distribución adquirir la energía para servir a sus consumidores cautivos. Esta iniciativa ayudó a la introducción de competencia en el sector de energía y también ayudó a resolver algunos de los cuales imperfecciones del mercado. Bajo este sistema, se realizará a las subastas de capacidad de proyectos de nueva generación de tres a cinco años antes de las fechas de entrega. El Ministerio de minas y energía quiere asegurarse de que se cumpla la totalidad de las necesidades de expansión en el futuro y que las plantas se construyen sólo una vez que han ganado licitaciones en energía Subastas y contratos a largo plazo. La primera subasta tuvo lugar en diciembre de 2004, con contratos por un total de 40GW objeto de comercio.

Los aranceles y subsidios

Aranceles

Las tarifas de electricidad para los diferentes sectores en 2007 fueron los siguientes:

• Residencial: 15,3 US ¢ /kWh
• Industrial: 11,3 US ¢ /kWh
• Comercial: 14.2 US ¢ /kWh
• Rural: 9.1 US ¢ /kWh

Inversión y financiamiento

En los últimos 20 años, Brasil ha sido uno de los principales receptores de inversión de capital privado en el sector de energía. Inversión total por actores privados en el sector de energía entre 1994 y 2006 ascendió a US$ 56586 millones en proyectos de 124. Sin embargo, a pesar de la desregulación y los aranceles más elevados en la "nueva energía" de Brasil sistema de subastas, inversiones, particularmente en la generación, ha disminuido significativamente. Esta situación no se considera ser el resultado de las preocupaciones sobre el modelo regulatorio o subasta precios gorras, pero refleja la falta de proyectos disponibles. Los actuales retrasos en el otorgamiento de licencias ambientales y las incertidumbres en el suministro de gas boliviano, explican en gran medida la falta de proyectos termoeléctricas hidroeléctricas y gas despedido respectivamente.

La inversión necesaria en la generación eléctrica en los próximos 10 años es R$40 billones o alrededor US$ 24,2 billones (29 de abril de 2008). Esta alta inversión se realizará sólo si el gobierno logra atraer una mayor inversión del sector privado.

Resumen de la participación privada en el sector eléctrico

En Brasil, las grandes empresas controladas por el gobierno dominan el sector de la electricidad. Propiedad del gobierno federal Eletrobras tiene cerca de 40% de capacidad (incluido el 50% de Itaipú), con empresas estatales CESP, Cemig y Copel controlar el 8%, 7% y 5% de capacidad de generación respectivamente. Aproximadamente el 27% de los activos de generación están en manos de inversores privados.

Transmisión, se ha mantenido casi exclusivamente bajo control del gobierno a través de ambos (federalEletrobras) y empresas del estado (Sao Paulo de CTEEP, Minas Gerais-Cemig y Paraná Copel) hasta hace poco. Sin embargo, bajo el nuevo modelo regulatorio del sector, hay unos 40 transmisión en cuanto a la distribución, hay 49 utilidades con concesiones de distribución y cerca de 64% de los activos de distribución son controlado por empresas del sector privado.

Actividad	Participación del sector privado (%)
Generación	10%
Transmisión	en su mayoría público
Distribución	64%

Electricidad y el medio ambiente

Responsabilidad por el medio ambiente

El Ministerio del medio ambiente tiene la responsabilidad ambiental en Brasil. Una de sus instituciones asociadas es Ibama, Instituto Brasileño de medio ambiente y recursos naturales renovables, que se encarga de ejecutar las políticas ambientales dictadas por el Ministerio en cuanto a licenciamiento ambiental; control de calidad ambiental; autorización del uso de los recursos naturales; y monitoreo ambiental y control, entre otros.

Emisiones de gases de efecto invernadero

OLADE (Asociación Latinoamericana de energía) estimó que CO₂ las emisiones de la producción de electricidad en 2003 fueron 20 millones de toneladas de CO₂, que corresponde a menos del 7% del total de emisiones del sector energético. Esta baja contribución a las emisiones de la producción de electricidad en comparación con otros países de la región es debido a la elevada proporción de central hidroeléctrica generación de.

Proyectos MDL en electricidad

Brasil tiene el mayor número de CDM proyectos en la región de América Latina. Proyectos registrados representan 40% del total de la región y representan el 45% de Reducciones certificadas de emisiones (RCE) (hasta 2012).

En cuanto al sector de energía, había 91 proyectos registrados en marzo de 2008, sumando un total estimado de 9 millones toneladas de CO₂ por año. La distribución de proyectos por categoría es el siguiente:

Tipo de proyecto	Número de proyectos	ktonCO2/ año
Energía de la biomasa	38	1.860
Industria de eficiencia energética	1	49
Generación propia de energía eficiencia	1	90
Distribución de la energía	1	54
Interruptor de combustible fósil	6	139
Energía hidroeléctrica	23	1.013
Gas de relleno sanitario	17	5.660
Viento	4	170
TOTAL	91	9.034

Fuente:: CMNUCC

Costo de energía de la electricidad brasileña

Una contabilidad de evaluación exergoeconómico de los costos de exergía de unidad total y no renovables y las emisiones específicas de CO2 de electricidad brasileña se realiza por Orrego Flórez et al., (2014), comprende: térmica, nuclear, hidroeléctricas, parques eólicos y centrales eléctricas de biomasa. El análisis comienza con la obtención de combustible y continúa a través de las diferentes etapas de construcción, transporte de combustible y procesamiento, operación y desmantelamiento de la planta, con generación de energía eléctrica como la 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 de las tecnologías. De esta manera, se logra una mejor comparación entre la utilización de diferentes combustibles en la generación de electricidad. Un procedimiento de cálculo iterativo se utiliza para determinar los costos unitarios de exergía de electricidad y combustibles procesados, ya que utilizan electricidad y combustible procesado en sus propias rutas de producción.

Como era de esperarse, centrales eléctricas fósiles presenta las emisiones de CO2 específicas más altas, con las centrales eléctricas de carbón, liderando el grupo. Sin embargo, a pesar de centrales eléctricas fósiles presenta los impactos ambientales más marcados, sus costos de exergía total unidad son mucho más bajos que el presentado por las centrales eléctricas de bagazo de caña de azúcar. Esto demuestra que, aunque casi renovable, las configuraciones típicas de centrales eléctricas de bagazo de caña de azúcar están lejos de ser tecnologías eficientes. Granjas de energía hidroeléctrica y eólica presentan las emisiones de CO2 específicas más bajas así como la exergía de unidad más bajo costo. Debido a la alta participación de fuentes renovables en la producción de la electricidad (cerca de 89% del total), las emisiones de mezcla electricidad brasileña son hallados 7.5 y 11.8 veces menor que la mezcla de electricidad de Europa y el mundo. También, debido a la mayor eficiencia de las centrales hidroeléctricas, que contribuyen a la mayor parte de la generación de electricidad en Brasil, el coste exergético de unidad total es menor, y por lo tanto, exergía eficiencia de generación de electricidad es mayor si se compara con países basados en combustibles fósiles para la generación de electricidad.

Al parecer, exergía total costo de viento gas natural encendidos tecnologías y son que casi lo mismo, pero contrariamente a las centrales de viento, los costos de exergía no renovables unidad de centrales eléctricas de NG es prácticamente igual al costo total. Cabe señalar que este resultado es consecuencia de la eficiencia para plantas de energía eólica. Si el almacenamiento de energía debe ser tomado en cuenta para las tecnologías intermitentes tales como parques eólicos, el costo de la exergía total podría aumentar ligeramente. Las emisiones de CO2 de upstream y downstream en la ruta del carbón representan una parte muy pequeña del total de emisiones de CO2, si se compara con las emisiones directas de carbón ardiente en la planta de energía. Por último, se señala que las controversias relacionadas con las presas inundaciones de vastas zonas con ecosistemas complejos deben analizarse cuidadosamente ya que, según los resultados divulgados por Dones et al., las emisiones de GEI podrían incrementarse hasta lograr emisión niveles comparables a los de las centrales de ciclos combinados de gas.

Asistencia externa

Banco Interamericano de desarrollo

El Banco Interamericano de desarrollo (BID) es actualmente (abril de 2008) apoyando varios proyectos y contribuir a iniciativas de asistencia técnica en el sector de energía en Brasil. Los más relevantes proyectos con financiamiento del BID son:

• El El proyecto de prestación de servicio de las energías renovables es una cooperación técnica que pretende poner en práctica varios proyectos piloto que demuestran tres modelos de negocio prometedor, impulsado por el sector privado para proveer servicios de energía renovable para comunidades aisladas en Brasil. El BID apoya este asistencia técnica de US$ 45 millones a US$ 2,25 millones.

• El Programa de inversión de Capital de CELPA tiene como objetivo ampliar y mejorar el sistema eléctrico de la distribución de Celpa permitiendo a que la empresa (i) proporciona electricidad a nuevos clientes en su mayoría en zonas rurales; (ii) permiten aumentos de la productividad y reducir los costos y (iii) mejoran la calidad y fiabilidad 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 de ATE III, proyecto de un US$ 402 millones para el desarrollo, construcción, montaje, puesta en marcha, operación y mantenimiento de líneas de transmisión de aproximadamente 459 kilómetros del estado de Pará a la Estado de Tocantins.

Banco Mundial

El Banco Mundial Actualmente (abril de 2008) apoya tres proyectos de reducción de la pobreza rural que incluyen la provisión de acceso a los servicios de electricidad:

• Proyecto de reducción de la pobreza rural en Pernambuco: Préstamo US$ 60 millones (10% componente de electricidad)
• Proyecto de reducción de la pobreza rural en el estado de Ceará: Préstamo US$ 50 millones (10% componente de electricidad)
• Estado de Bahía integrado proyecto de pobreza Rural: US$ 54,35 millones (16% componente de electricidad)

Fuentes

• Economist Intelligence Unit, 2007. Informe de la industria. Brasil: Energía y electricidad prediccion. 22 de agosto de 2007

• Economist Intelligence Unit, 2008. Informe de la industria. Brasil: Energía y electricidad el perfil. 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 energía y minas, 2007. Electricidad decenal expansión Plan 2007-2016.

• Banco Mundial, 2007.Cerrar la brecha de la oferta y la demanda de electricidad. Estudio de caso: Brasil.

Véase también

• Apagón de Brasil y Paraguay de 2009
• Economía de Brasil
• Política energética de Brasil
• Combustible del etanol en Brasil
• Agua potable y saneamiento en Brasil
• Gestión de recursos hídricos en Brasil
• Riego en Brasil
• Medio ambiente de Brasil
• Historia del Brasil

Acoplamientos externos

• Ministerio de minas y energía
• Agencia reguladora nacional (ANEEL)
• Operador del sistema nacional (ONS)
• Ministerio de medio ambiente
• Instituto Brasileño del 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 eléctrica (ABRADEE)
• Asociación Brasileña de empresas de generación eléctrica (ABRAGE)
• Asociación Brasileña de recursos hídricos (ABRH)
• Asociación Brasileña de energía Industrial grandes consumidores (ABRACE)
• Asociación Brasileña de productores (APINE)
• Electrobras
• Compañía de electricidad de Sao Paulo (CESP)
• Empresa de energía de Minas Gerais (CEMIG)
• Centro de investigación de energía eléctrica (CEPEL)
• AES Tiete
• Tractebel Energia
• Proyectos lista de Banco Mundial en Brasil
• Lista de proyectos del BID en Brasil

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