Sector energético de Brasil requerirá US$560.000mn en próxima década

El sector energético de Brasil requerirá una inversión de 3,2 billones de reales (US$560.000 millones) durante los próximos 10 años, según cálculos de la empresa federal de investigación energética EPE.

El sector de petróleo y gas demandará el 78,1% de las inversiones (2,49 billones de reales) hasta 2034, de los cuales 2,35 billones los destinará a exploración y producción, 124.000 millones al suministro de derivados del petróleo y 16.000 millones al abastecimiento de gas natural.

En electricidad, se prevén 352.000 millones de reales para generación centralizada, 117.000 millones para generación distribuida y 129.000 millones para transmisión.

El gasto de capital en el mercado de biocombustibles rondará los 102.000 millones de reales, de los cuales 67.000 millones de reales se asignarán a unidades de producción de etanol e infraestructura de ductos, 14.700 millones a unidades de producción y trituradoras de materias primas, como soja, para la producción de biodiésel, 17.500 millones para combustibles de aviación sostenibles y diésel verde y 2.900 millones para biometano.

OFERTA Y DEMANDA DE ENERGÍA

EPE calcula que durante los 10 años la oferta interna de energía crecerá a un promedio de 2,2% anual y alcanzará unos 394 millones de toneladas equivalentes de petróleo (Mtep) en 2034.

La generación de electricidad está aumentando a una tasa media de 3,3% anual y para 2034 se situará en 1.045TWh en 2034.

Clave para la evolución de la oferta interna de energía, el consumo final llegaría a 329Mtep para el cierre de 2034 tras crecer 2% anual en promedio durante el horizonte de 10 años.

La participación del petróleo y los productos derivados del petróleo en la oferta interna de energía disminuiría de 35% a 30% para 2034, pero la de gas natural aumentará de 11% a 14%.

El porcentaje de energías renovables se mantendrá en el rango de 50%.

Fuente: EPE

OFERTA ELÉCTRICA

Brasil mantendría el predominio de la generación a partir de fuentes renovables como la hidroeléctrica, a biomasa, la eólica y la solar. Las fuentes renovables serán responsables del 86,1% del total al final de los 10 años.

La participación de la generación hidroeléctrica caerá de 55,8% del total a 46,7%; la solar subirá de 3,4% a 5,8% y la eólica se elevará de 15,0% a 17,2%.

Fuente: EPE

PANORAMA DE LA EXPANSIÓN HASTA 2034

Centrales hidroeléctricas

Total: 6.479MW

Contratados: 48MW (una planta)

Indicativos: 6.431MW, incluidas una hidroeléctrica de 118MW y la modernización de otras hidroeléctricas (6.313MW)

Nota: Se considera ampliación “indicativa” aquella que no ha sido contratada, pero que es considerada necesaria para atender los requerimientos del sistema, además de la oferta existente ya contratada.

Hidroeléctricas pequeñas (SHP) y centrales generadoras hidroeléctricas (CGH)

Total: 3.287 MW

Contratados: 487 MW (38 SHP y HGP)

Indicativos: 2.800MW

Nota: Las SHP tienen entre 5MW y 30MW de potencia y menos de 13km2 de área de reserva de agua. Las plantas con menos de 5MW son clasificadas por el regulador Aneel como GCH.

Plantas térmicas no renovables

Total: 28.136 MW

Contratados: 8.796MW, incluidas 9 nuevas plantas a gas natural (4.932MW) y 10 plantas de gas natural activas con nuevos contratos (3.864MW)

Indicativos: 19.340MW de plantas a gas natural

Centrales nucleares

Total: 1.405 MW

Contratada: una planta nuclear (Angra 3, de 1.405 MW)

Plantas térmicas renovables

Total: 2.272 MW

Contratados: 534 MW (16 plantas nuevas y 2 ampliadas, de las cuales 7 son plantas que emplean bagazo de caña de azúcar (247 MW); 7, chips/residuos (180MW); 2, aceite vegetal (69MW), 1, hierba elefante (18 MW); y otra que usa residuos sólidos urbanos (20MW)

Indicativos: 1.738 MW

Plantas eólicas

Total: 15.504 MW

Contratados: 2.404MW (45 parques eólicos)

Indicativos: 13.100MW

Centrales fotovoltaicas

Total: 13.147 MW

Contratados: 4.547MW (90 proyectos)

Indicativos: 8.600MW

Respuesta a demanda

Total: 2.000 MW

Indicativos: 2.000MW

Nota: Respuesta a la demanda es un mecanismo que permite a los grandes consumidores del mercado libre de energía reducir o desplazar voluntariamente su demanda de electricidad. El agente participante declara semanalmente al operador de red nacional ONS su interés en reducir la demanda a cambio de una compensación económica.

Almacenamiento de energía

Total 800 MW

Indicativos: 800MW

Transmisión

Total; 30.198km

Contratados: 24.450km estarían en servicio para 2029

Indicativos: 5.737km

Exploración y producción de petróleo y gas

Contratados: 96 bloques exploratorios cuya producción partiría dentro de la década

Indicativos: 53 bloques disponibles para la oferta permanente de producción compartida

Refinerías, unidades de procesamiento de gas natural (UPGN) y terminales de GNL

Una refinería y una serie de activos de refinación previstos

Dos UPGN planificadas y una indicativa

Una terminal de regasificación de GNL planificada

Gasoductos

Tres ductos: dos planificados y uno indicativo

Tres tuberías de salida

Cuatro estaciones compresoras: dos planificadas y dos indicativas

Etanol  

Total: 13.100 millones de litros

Veintidós plantas planificadas (15 a maíz full, una a maíz flex, 3 a cereales u otros granos y 3 a caña de azúcar), 43 plantas expandidas y 3.000 millones de litros (Ml) indicativos de etanol de maíz.

Biodiésel  

Total: 4.400Ml

Ocho plantas previstas

Nueve plantas ampliadas

Autoproducción y generación distribuida

Autoproducción: 3.905MW

Indicativos: 3.559MW termoeléctricos, 297MW hidroeléctricos, 48MW solares y 1MW eólicos

Generación distribuida: 27.328MW

Indicativos: 26.642MW fotovoltaicos, 263MW termoeléctricos, 308MW eólicos y 114MW de CGH