CONTROLES DE PRECIOS DE COMBUSTIBLES, UN CASO DE ESTUDIO DEL FONDO DE EST
ABILIZACIÓN DE PRECIOS DE COMBUSTIBLES
EN COLOMBIA: ANÁLISIS DEL DISEÑO INSTITUCIONAL, IDENTIFICACIÓN DE F
ALLAS ESTRUCTURALES Y PROPUEST
A DE REFORMA
(2008-2022).
A GERAÇÃO DISTRIBUÍDA NO BRASIL E SUA RELAÇÃO COM AS DIMENSÕES DO DESENVOL
VIMENTO SUSTENTÁVEL
ESTIMA
TIV
A DE CUSTOS E POTENCIAL DE ABA
TIMENTO DE EMISSÕES DE MET
ANO NO TRANSPORTE POR GASODUTOS NA CADEIA DO
GÁS NA
TURAL
CENTRALES HÍBRIDAS EN EL CONTEXTO DE LA TRANSICIÓN ENERGÉTICA
IMP
ACTO ECONÓMICO DE LA ENERGÍA RENOV
ABLE EN LA OPERACIÓN DEL SISTEMA ELÉCTRICO NACIONAL DE LA REPÚBLICA
DOMINICANA 2024
MUJERES EN ENERGÍAS RENOV
ABLES: UN ESTUDIO DE CASO P
ARA EL URUGUA
Y
SUPPL
Y AND DEMAND OF BIOMASS-BASED ENERGY IN BRAZIL: ESTIMA
TES USING TIME SERIES ANAL
YSIS AND CURRENT POTENTIAL
V
olumen IX, número 1, junio 2025
ISSN 2602-8042 impreso / 2631-2522 digital
1
COMITÉ EDITORIAL
Andrés Rebolledo Smitmans
Organización Latinoamericana de Energía (OLADE). Ecuador
.
Pablo Garcés
Organización Latinoamericana de Energía (OLADE). Ecuador
.
Marcelo V
ega
Asociación de Universidades Grupo Montevideo (AUGM). Uruguay
.
COMITÉ AD-HONOREM
Andrés Romero C.
Ponticia Universidad Católica de Chile.
Leonardo Beltrán.
Institute of the Americas. México.
Manlio Coviello.
Ponticia Universidad Católica de Chile.
Mauricio Medinaceli.
Investigador independiente. Bolivia.
Ubiratan Francisco Castellano.
Investigador independiente. Brasil.
COORDINADORES DE LA EDICIÓN
DIRECTOR GENERAL
Andrés Rebolledo Smitmans
DIRECTORES EJECUTIVOS
Pablo Garcés
Marcelo V
ega
COORDINADOR DE PRODUCCIÓN
Pablo Garcés
CONSUL
TORES INDEPENDIENTES
Octavio Medina
2
REVISORES
José Antonio La Cal Herrera
Universidad de Jaén - BIOLIZA
Patrícia Machado Sebajos V
az
USP - Universidade de São Paulo
Rocio Carolina Rojas Neira
Independiente
Luis de Jesus Navarro
Facultad Politécnica de la Universidad Nacional de Asunción - FPUNA
Ojilve Ramón Medrano Pérez
SECIHTI-T
ecNM/ITSM México
Fabio García
Olade
Ivan Alejandro T
rujillo Acosta
Cancillería Colombia
Mauricio Medinaceli
Consultor
Luisa Rivas
Independiente
Vinicius Santos Pereira
PUC-RIO
Mónica Banegas W
illiams
Universidad de Brasilia-Instituto Pólis
Aldren V
er
nersbach
Universidade Federal do Rio de Janeiro (UFRJ) - Instituto de Economia
3
INDICE
Editorial OLADE
Controles de pr
ecios de combustibles, un caso de estudio
del fondo de estabilización de precios de combustibles en
Colombia:
Análisis
del
diseño
institucional,
identicación
de fallas estructurales y propuesta de r
eforma (2008-
2022).
A geração distribuída no Brasil e sua relação com as
dimensões do desenvolvimento sustentável
Estimativa de custos e potencial de abatimento de
emissões de metano no transporte por gasodutos na
cadeia do gás natural
Centrales
híbridas
en
el
contexto
de
la
transición
energética
Impacto económico de la energía renovable en la
operación del sistema eléctrico nacional de la República
Dominicana 2024
Mujeres en energías r
enovables: un estudio de caso para
el uruguay
Supply and demand of biomass-based energy in brazil:
estimates using time series analysis and current potential
5
7
35
51
65
85
111
1279
5
En esta segunda edición colaborativa con la Asociación
Latinoamericana de Economía de la Energía (ALADEE), queremos
reforzar los esfuerzos colaborativos en la transfer
encia de
conocimiento, siguiendo la consigna de que la colaboración
institucional es absolutamente necesaria en los esfuerzos para
alcanzar economías bajas en carbono que, además, sean justas y
equitativas en la región
América Latina y el Caribe, región lastrada por pr
ofundas
desigualdades, encamina esfuerzos para lograr las transformaciones
de sus matrices energéticas, cambios que deber garantizar la
inclusión
y
que
exigen
una
trasferencia
de
conocimiento
que
supere
barreras
políticas,
disciplinar
es
y
geográ
cas
mediante
esfuerzos coordinados.
Desde
hace
mucho,
el
conocimiento
sobre
energías
renovables, políticas
públicas,
justicia
social,
tecnologías
y
demás
relacionadas
con
las
transiciones
energéticas
ha
estado
fragmentado
y desconectado uno de otro. La investigación académica rara vez alcanza a los decisor
es
políticos,
y
las
estrategias
gubernamentales
y
medidas
de
política
pública,
se
diseñan
muchas
veces
sin
consideraciones
sociales.
Esta
desconexión
ha
derivado
frecuentemente
en
políticas
bienintencionadas
pero
ine
caces,
con el
riesgo
cierto de
profundizar
exclusiones
y
desigualdades.
La complejidad de los procesos de transición de las matrices demanda r
espuestas integradas.
Hay actores clave que deben ser considerados como: la academia que ofr
ece rigor analítico y
conocimiento técnico, los gobiernos y su capacidad de implementación y de regulación, la sociedad
civil con su conocimiento profundo de las necesidades locales, el sector privado con innovación
y capital, y
, claro, los organismos internacionales con una perspectiva global y mecanismos de
apoyo e intercambio. Esto con el objeto de abor
dar el problema desde sus múltiples dimensiones.
Una colaboración fructífera y amplia potencia las ganancias: políticas basadas en evidencia y
consulta amplia, proyectos r
enovables con evaluación social y ambiental, fortalecimiento de
capacidades locales y optimización de recursos.
Las instituciones de ALC deben superar el trabajo aislado, requiriéndose voluntad política para
compartir
información
y
recursos,
exibilidad
para
adaptar
estructuras
rígidas,
y
visión
de
largo
plazo para invertir en relaciones colaborativas.
OLADE, en sintonía con esa necesidad de actuar colaborativamente, abre estos espacios de
transferencia de conocimiento a la comunidad académica y a los investigador
es de la región.
Estamos seguros de que, para generar un futur
o energético sostenible con justicia y equidad, es
imperativo el fomento a la investigación y la divulgación de los resultados de estas.
EDITORIAL OLADE
7
CONTROLES DE PRECIOS DE COMBUSTIBLES,
UN CASO DE ESTUDIO DEL FONDO DE
EST
ABILIZACIÓN DE PRECIOS DE COMBUSTIBLES
EN COLOMBIA: ANÁLISIS DEL DISEÑO
INSTITUCIONAL, IDENTIFICACIÓN DE F
ALLAS
ESTRUCTURALES Y PROPUEST
A DE REFORMA
(2008-2022).
IX ELAEE - FUEL PRICE CONTROLS, A CASE STUDY OF THE FUEL PRICE
ST
ABILIZA
TION FUND IN COLOMBIA: ANAL
YSIS OF INSTITUTIONAL DESIGN,
IDENTIFICA
TION OF STRUCTURAL F
AILURES AND REFORM PROPOSAL
(2008-2022).
Nelson Armando Rocha
1
, Nelson Armando Rocha
2
Recibido: 13/11/2024 y Aceptado: 13/6/2025
1.- orozco-eusebio@javeriana.edu.co
8
9
El Fondo de Estabilización de Precios de los Combustibles (FEPC) de Colombia, cr
eado en 2007,
busca
amortiguar
las
uctuaciones
inter
nacionales
del
precio
del
combustible.
Sin
embargo,
el
fondo
ha
acumulado
un
décit
signicativo,
generando
una
carga
scal
importante
para
el
país.
Este
décit
afecta
tanto
la
sostenibilidad
nanciera
de
la
estatal
petrolera
colombiana
así
como
la
estabilidad
macroeconómica de Colombia, además de distorsionar las señales de pr
ecios y desincentivar la
inversión en energías limpias.
Este
estudio
ahonda
las
diferentes
opciones
de
reforma
propuestas
e
identica
fallas
estructurales,
este
análisis
puede
ser
útil
para
formulador
es
de
políticas,
economistas
y
expertos
en
energía
interesados
en
los subsidios a los combustibles fósiles y la sostenibilidad scal.
Colombia’
s Fuel Price Stabilization Fund (FEPC), created in 2007, aims to cushion international fuel price
uctuations.
However
,
the
fund
has
accumulated
a
signicant
decit,
creating
a
substantial
scal
burden
for the
country
. This
decit impacts both
the nancial
sustainability of
the state-owned
oil company
and
Colombia’
s
macroeconomic
stability
,
while
also
distorting
price
signals
and
disincentivizing
investment
in clean energy
.
This
study
delves
into
the
various
proposed
r
eform
options
and
identies
structural
deciencies.
This
analysis
may
be
useful
for
policymakers,
economists,
and
energy
experts
inter
ested
in
fossil
fuel
subsidies and scal sustainability
.
P
ALABRAS CLA
VE:
Estabilización de precios, Recursos combustibles, Recursos energéticos, Política
energética, Economía energética, Abastecimiento de energía, Política scal
KEYWORDS:
Price stabilization, Fuel resour
ces, Energy resour
ces, Energy policy
, Energy economics,
Energy supply
, Fossil fuel subsidies, Fiscal impact
Resumen
Abstract
10
1. INTRODUCCIÓN
Los precios de los combustibles son cruciales
para el desarrollo económico y social, dado
que los combustibles fósiles impulsan sectores
esenciales como el transporte, la industria y
la generación eléctrica (ONU, 2020). Además,
en
muchos
países,
incluyendo
Colombia,
los
ingresos
por
explotación
y
exportación
de
petróleo
repr
esentan
una
fuente
scal
signicativa,
lo
que
hace
que
los
gobiernos
estén
interesados
en
regular este mer
cado y asegurar su estabilidad y
accesibilidad.
Sin embargo, el mercado de combustibles
está
sujeto
a
las
uctuaciones
de
los
precios
internacionales
del
petróleo,
inuenciados
por
factores como la oferta y demanda global,
geopolítica y especulación (UNAM, 2021). Estas
variaciones afectan tanto a consumidores como
a productor
es, impactando el bienestar y la
rentabilidad (Leaf Gr
oup, 2022). Para contrarrestar
estos
efectos,
algunos
países
han
creado
mecanismos de estabilización, como el Fondo
de Estabilización de Precios de los Combustibles
(FEPC) en Colombia, establecido en 2007 por la
Ley 1151.
El FEPC busca mitigar los efectos de las
uctuaciones
internacionales,
compensando
a
renador
es
o
importadores
por
la
diferencia entre
el precio local e internacional, Consejo Autónomo
de la Regla Fiscal (CARF
, 2022). En 2013, la Corte
Constitucional
limitó
su
nanciamiento
al
prohibir
el “diferencial de participación” como mecanismo
de
ahorr
o.
Posterior
es
reformas,
como
la
Ley
1819 de 2016, restablecier
on la contribución
parascal para el fondo.
El décit
del FEPC,
que ha incr
ementado el
décit
scal
nacional,
repr
esenta
un
desafío
para
la
economía
colombiana
y
la
sostenibilidad
scal.
El FEPC, aunque protege de cierta forma a los
consumidores, no pr
otege a la estatal petrolera
de
la
volatilidad,
ha
generado
problemas
scales
y
económicos,
y
no
ha
permitido
la
acumulación
de
ahorros.
Este
artículo
examina
su
origen,
funcionamiento, propuestas de r
eforma, además
de mejoras para asegurar una mayor soberanía
energética.
El objetivo de este estudio es realizar un diagnóstico
integral del Fondo de Estabilización de Precios de
los Combustibles (FEPC) en Colombia, abarcando
su diseño institucional, sus mecanismos de
nanciamiento
y
su
evolución
normativa
entr
e
2007
y 2022. En particular
, este artículo: caracteriza el
décit
acumulado
del
FEPC
y
sus
consecuencias
para
la
sostenibilidad
scal
del
Estado
y
la
salud
nanciera
de
Ecopetrol
S.A,
evalúa
las
r
eformas
legales implementadas, identicando sus aciertos
y limitaciones, propone alternativas de reforma
que buscan optimizar el funcionamiento del
fondo, fortalecer la transparencia y garantizar
una mayor soberanía energética y ofrece un
marco analítico de utilidad para formulador
es de
política, economistas y especialistas en energía
interesados en los subsidios a los combustibles
fósiles y la viabilidad scal.
Este
artículo
examina
su
origen,
funcionamiento,
propuestas de r
eforma, además de mejoras para
asegurar una mayor soberanía energética.
11
Los
autor
es
identicamos
cinco
ejes
temáticos
principales:
la
justicación
económica
y
social
de los subsidios a los combustibles; el diseño
institucional y operativo del FEPC; el impacto
scal,
económico
y
ambiental
del
FEPC;
la
relación entr
e la Banca Central Colombiana, la
macroeconomía y el FEPC; y las alternativas para
reformar el FEPC.
Los subsidios a los combustibles son una
intervención estatal que busca mejorar el acceso y
la asequibilidad de la energía, apoyar la estabilidad
económica y mitigar impactos sociales. Aunque
pueden
estar
justicados
para
reducir
la
volatilidad
de precios y fomentar la equidad, tienen efectos
secundarios complejos. Los subsidios suelen ser
regr
esivos,
beneciando
más
a
quienes
consumen
más combustibles —generalmente los sectores
de mayores ingr
esos—, y pueden incentivar
el sobreconsumo de energía, aumentando las
emisiones de gases de efecto invernadero y
afectando la sostenibilidad ambiental.
Además, estos subsidios generan distorsiones
al reducir el incentivo para invertir en energías
El Fondo de Estabilización de Precios de
Combustibles (FEPC) fue creado en 2007 mediante
la Ley 1151 del Plan Nacional de Desarrollo 2006-
2010 en Colombia, con el objetivo de mitigar el
impacto
de
las
uctuaciones
de
los
precios
de
los combustibles en los mercados internacionales
sobre el mer
cado inter
no. Para ello, el FEPC
subsidia o cobra la diferencia entr
e el precio
interno
y
el
precio
internacional
a
los
renadores
o
importadores
de
combustibles,
nanciándose
a través de recursos del pr
esupuesto nacional,
impuestos, y en parte se esperaba que con los
ahorros
generados
por
Ecopetrol
S.A.
cuando
el
precio internacional fuera inferior al interno.
2. REVISIÓN DE LITERA
TURA
2.1 La justicación económica y social de los subsidios a los combustibles
2.2 El diseño institucional y operativo del FEPC
alternativas
y
representan
un
gasto
signicativo
para el Estado, comprometiendo r
ecursos
que podrían destinarse a otros pr
ogramas
sociales o productivos. Mantener pr
ecios bajos
articialmente
también
desalienta
el
desarrollo
de tecnologías más limpias. Es fundamental por
tanto para cualquier Estado evaluar tanto los
benecios
como
los
costos
de
los
subsidios
y
explorar
alter
nativas
que
sean
más
ecientes
y
sostenibles para alcanzar los objetivos sociales y
energéticos.
Inicialmente administrado por el Ministerio de
Hacienda y Crédito Público, la responsabilidad
de
denir
mensualmente
el
precio
base
inter
no
y
el
pr
ecio
de
paridad
de
importación
se
ha
trasladado al Ministerio de Minas y Energía y a
la Comisión de Regulación de Energía y Gas
(CREG). El diferencial de participación (DP)
indica la discrepancia entr
e el precio interno y el
internacional, generando ingresos o gastos para
el fondo. Sin embargo, diversas fuentes destacan
que el diseño institucional y operativo del FEPC
ha
sido
deciente
para
cumplir
su
función
estabilizadora, evidenciando problemas como:
el
precio
base
interno
no
reeja
el
costo
social
y
ambiental de los combustibles fósiles; la falta de un
límite máximo de endeudamiento con renadores
12
2.3 Límites de la formula actual del FEPC
o
importadores;
la
insuciencia
del
impuesto
a
la
gasolina
y
diésel
para
nanciar
el
fondo;
la
ausencia
de
un
mecanismo
de
indexación
automática
del
precio base interno al internacional; y la falta de un
fondo de contingencia para emergencias.
El
FEPC
carece
de
un
límite
máximo
de
acumulación
de recursos en r
elación al PIB, lo que impide al
Ministerio de Hacienda de Colombia reducir el
precio base interno para disminuir el DP negativo
o
aumentarlo
para
ahorrar
el
DP
positivo.
Además,
la falta de una estructura adecuada en el FEPC no
contempla
un
límite
máximo
de
endeudamiento
con
los
renador
es
o
importadores,
a
pesar
de
que esto sería previsible en función del valor de
las ventas anuales de combustibles líquidos.
El Fondo de Estabilización de Precios de
Combustibles
(FEPC)
se
rige
por
varias
deniciones
clave, según el CARF:
Precio de Paridad (PP): Este es el pr
ecio calculado
por el Ministerio de Minas y Energía (MME) basado
en el precio diario de combustibles en el mer
cado
de
la
Costa
Estadounidense
del
Golfo
de
México
u otros mer
cados competitivos.
Ingreso al Pr
oductor (IP): Es el precio establecido
por el
MME al que
los renadores o importadores
venden Gasolina Motor Corriente (GMC) o Aceite
Combustible para Motores (ACPM).
Diferencial de Compensación: Repr
esenta la
diferencia entr
e el IP y el PP
. Cuando el PP
supera
al
IP
,
el
FEPC
compensa a
los
r
enadores
por esta diferencia multiplicada por el volumen
de combustible vendido, lo que repr
esenta un
mecanismo de desahorro del Fondo.
Diferencial de Participación: Es también la
diferencia entr
e el IP y el PP
, pero en este caso,
cuando el IP es mayor que el PP
, el FEPC cobra
a
los
renadores
la
diferencia
multiplicada
por
el volumen vendido, pretendía constituir un
mecanismo de ahorro.
Contribución
parascal
al
combustible:
Es
un
aporte
que
los
renador
es
o
importadores
de
GMC
o
ACPM
deben
hacer al
FEPC, conforme
a
la Ley 1819 de 2016.
Desde 2007, la política de precios de los
combustibles busca evitar la volatilidad de
precios y asegurar que el pr
ecio local no se
desvíe del internacional, considerando el costo
de oportunidad de Ecopetrol S.A. en la venta
interna
versus
la
exter
na.
Así,
el
gobier
no
regula
los precios a través del ingr
eso al productor
,
ajustándolo a la tendencia del precio de paridad.
La estructura de control de pr
ecios del FEPC es:
Precio
Inter
no
>
Precio
Externo
(IP
>
PP):
El
FEPC
ahorra
fondos
que
se
transer
en
de
los
renador
es.
Precio
Interno <
Precio
Exter
no
(IP
< PP):
El FEPC
desahorra
fondos,
otorgando
compensaciones
a
los renador
es.
La Resolución 18-1602 del 30 de septiembre de
2011 estableció límites a las variaciones en el
precio de la gasolina, permitiendo un ajuste de
±1.5% en función del IP y el Precio Paridad de
Exportación
(PPE).
A
continuación,
en
la
T
abla
1,
se enuncian los límites de aumento de la gasolina
motor corriente (GMC) según la normativa vigente
aplicable:
13
Según Fedesarrollo (2015), los escenarios
anteriores indican que los cambios mensuales en
el
IP
no
pueden
exceder
un
rango
estrecho
de
-3%
a +3%. El
crecimiento máximo del IP sería
de 3%
para GMC y 2,8% para ACPM. Esto se traduce
en
un
rango
aproximado
de
-1.5%
a
+1.5%
en
el precio público de venta, considerando el peso
que tiene el ingreso al pr
oductor de la gasolina
motor corriente en la estructura de precios
(50%). Además, el Ingreso al Pr
oductor actual es
determinado por el Ministerio de Minas y Energía
para el mes siguiente, siguiendo la siguiente
fórmula:
En
este
esquema
de
jación
de
precios,
el
máximo
incremento permitido para el pr
ecio inter
no al
público de la gasolina automotor en un año
sería de 19.6% (calculado como 1.5% por mes).
Aunque el FEPC se concibió como una política de
estabilización
de
precios
que
permitiera
ahorros
y
desahorr
os,
esto
no
se
ha
cumplido.
Desde
su
creación el
FEPC
no
ha
ahorrado;
en
cambio,
ha
producido desahorros
sostenidos
y
signicativos,
poniendo
en
riesgo
la
sostenibilidad
scal
del
Estado y de Ecopetrol S.A.
IP (Siguiente Mes)= IP (Vigente)*(1+C) (1)
Fuente: Elaboración propia a partir de la nueva fórmula de la gasolina y su potencial impacto
inacionario en Colombia (2012, p.11).
Fuente: Elaboración propia a partir del Banco de la
Republica, donde C puede tomar
valores de 0 y 3%.
T
abla 1.
Límites de aumento GMC según Resolución 18-1602 de 2011
Es destacable que la fórmula actual para GMC
incluye un promedio ponderado entr
e UNL87
(cotización del índice UNL 87 Ron 92 en la U.S
Gulf Coast W
aterbor
ne de la publicación PLA
TT’
s
de
Standard
&
Poor’
s, expr
esado
en US$/Gal)
y la
Naftat (cotización del índice de la Nafta en la costa
del Golfo de EEUU de la publicación PLA
TT’
s de
Standard
&
Poor’
s,
expresado
en
US$/Gal),
con
un peso de 0,7 para UNL87 y 0,3 para Naftat.
Esta situación es discutible desde el punto de
vista técnico, considerando que tal distribución
(70%
y
30%)
no
r
eeja
el
consumo
en
el
país.
La
tendencia natural del Naftat era tener un mayor
precio que la UNL87 debido a sus características
de calidad y
, como mostró la CREG (2015), en
abril de 2015 el US Marketscan dejó de publicar
el NAFT
A P
AAAC00, que era utilizado por el
Ministerio de Minas y Energía para calcular el IP
,
debido a cambios sustanciales en las condiciones
del mercado interno de EE.UU. que no son
comparables con Colombia. Adicionalmente, no
tiene
mucho
sentido
correlacionar
y
promediar
precios de
gasolinas
con
naftas, y
mucho menos
de ACPM con gasolinas y naftas. En este aspecto,
es más recomendable que si se van a equiparar
precios con los internacionales, estos precios sean
de derivados de igual calidad y características
homologables.
14
El Fondo de Estabilización de Precios de
Combustibles
(FEPC)
ha
tenido
un
impacto
considerable
en
las
nanzas
públicas,
la
economía
y el medio ambiente en Colombia. Desde su
creación, ha acumulado décits signicativos
que
han
sido
nanciados
a
través
de
recursos
del
presupuesto nacional y dividendos de Ecopetr
ol
S.A.
Esto
ha
afectado
la
sostenibilidad
scal
del
país
y
ha
limitado
la
inversión
en
sector
es
prioritarios. El
FEPC también
ha distorsionado
las
señales de precios y los incentivos económicos,
beneciando
a
grandes
consumidores,
incluidos
aquellos
que
utilizan
combustibles
para
nes
ilícitos.
Esto
ha
perjudicado
a
Ecopetrol
S.A.
y
ha
desincentivado
tanto
la
eciencia
energética
como
la
diversicación
hacia
fuentes
de
energía
más limpias.
Desde
su
implementación
hasta
2020,
el
FEPC
ha
mantenido
décits
constantes.
Según
un
informe
de
Fedesarrollo
(2022),
se
estimó
que
el
décit
del
FEPC alcanzó
los $12
billones de
pesos en
2021,
con
proyecciones
de
$19
billones
para
2022.
Esto
ha afectado
los ingresos
disponibles de Ecopetr
ol
S.A., impactando su rentabilidad, capacidad de
inversión y niveles de endeudamiento, al tiempo
que
desincentiva
la
eciencia
energética
y
la
transición hacia fuentes renovables.
En
términos
ambientales,
el
FEPC
ha
fomentado
el consumo de combustibles fósiles, lo que
posiblemente
ha
llevado
a
un
aumento
de
las
emisiones de gases de efecto invernadero.
A pesar de que la CEP
AL (2022) señaló que
Colombia contaba con los menores subsidios
a combustibles fósiles como porcentaje del PIB
(0,2%)
en
2019,
la
OCDE
(2023)
ha
subrayado
que el país enfrenta el r
eto de obtener recursos
signicativos en
un entor
no scal
restringido. Esta
situación subraya la necesidad de realizar una
evaluación crítica del FEPC y de sus efectos en el
contexto nacional.
En la edición 2022 de las Perspectivas
Económicas de América Latina de la OCDE, se
sugirieron diversas estrategias para aumentar los
recursos
destinados a nanciar la
transición hacia
2.4 El impacto scal, económico y ambiental del FEPC
una economía verde. Entr
e estas se incluyen la
implementación de impuestos ambientales, la
utilización de instrumentos innovadores de deuda
y la eliminación gradual de los subsidios a los
combustibles fósiles. Entonces la eliminación de
estos subsidios se presenta como una manera
expedita
de
movilizar fuentes
de nanciación
para
apoyar la transición energética en Colombia.
Uno de los aspectos más destacados del FEPC
ha
sido
su
impacto
scal.
El
CARF
(2022)
indicó
que
hasta
2020,
el
Gobierno
Nacional
Central
(GNC) solo se vio afectado a través de la deuda
generada por los préstamos y emisiones de Títulos
de T
esorería (TES) para el FEPC. Sin embargo, a
partir de 2021, se observó una afectación más
directa
en
el
décit
del
GNC,
ya
que
los
préstamos
comenzaron a ser r
egistrados como gasto del
mismo,
complicando
aún
más
la
situación
scal
del país. La Figura 1 muestra el impacto scal
del
FEPC entre 2008 y el último trimestr
e de 2022:
15
Figura 1.
Impacto
scal del FEPC 2008 a cierre último
trimestre de 2022
Fuente: Datos del 2022 preliminar
es. (CARF
, 2022).
2.5 Banca Central Colombiana, macroeconomía y el FEPC
El Banco de la República, como el banco central
de Colombia, desempeña un papel crucial en
la estabilidad económica del país, siguiendo
funciones constitucionales fundamentales.
Según Banrepublica (2023), su objetivo es cr
ear
las condiciones necesarias para un crecimiento
económico sostenible, evitando presiones
in
acionarias
y
contribuyendo
a
la
estabilidad
macroeconómica
y
nanciera.
Esto
se
logra
a
través
de
diversas
herramientas,
entre
las
que destacan la Política Monetaria utilizando
la tasa de interés de política como su principal
instrumento para controlar el cr
ecimiento de los
precios. Además, r
ealiza análisis económicos,
gestiona reservas internacionales y participa en
actividades
culturales,
lo
que
re
eja
un
enfoque
integral
hacia
la
economía
y
le
genera
legitimidad
y reconocimiento. La institución es ampliamente
reconocida por su contribución al desarr
ollo
económico en el país. Su trabajo abarca diversas
áreas temáticas, como el cr
ecimiento económico
a largo plazo, la pobreza y la desigualdad, la
política
scal,
el
desarrollo regional y
la
economía
laboral.
De acuerdo con el artículo 371 de la Constitución
Política de Colombia, el Banco de la República
también
actúa
como
agente
scal
del
gobierno,
administrando varios fondos públicos, como el
Fondo de Reserva para la Estabilización de la
Cartera Hipotecaria (FRECH),
el Fondo de
Ahorro
y Estabilización Petrolera (F
AEP) y el Fondo de
Ahorro y Estabilización (F
AE).
En
este
contexto,
los
autor
es
recomiendan
la
participación del Banco de la República en la
mejora estructural del Fondo de Estabilización
de Precios de Combustibles (FEPC), esto
es
coherente
con
su
naturaleza
y
funciones,
especialmente
considerando
que
el
dé
cit
del
FEPC tiene implicaciones signi
cativas tanto para
Ecopetrol S.A. como para la Regla Fiscal del país.
Las principales implicaciones macroeconómicas
son:
Ecopetrol
S.A.:
El
dé
cit
del
FEPC
crea
un
desequilibrio
nanciero
para
Ecopetrol
S.A.,
ya que la empresa subsidia el consumo de
combustible en el país, cubriendo la diferencia
entre el pr
ecio de mercado y el precio subsidiado.
Si
este
dé
cit
no
se
paga,
Ecopetrol
S.A.
puede
enfrentar pr
oblemas de liquidez, lo que afectaría
su
capacidad
para
operar
e
cientemente
y
cumplir
con
sus
obligaciones
nancieras,
una
situación
resaltada
por Forbes (2023), citando al
exministro
de Hacienda en mayo de 2023.
16
Regla Fiscal: Establecida por la Ley 1473 de 2011 y
modicada
por
la
Ley
2155
de
2021,
la
Regla
Fiscal
busca mantener la estabilidad macroeconómica
y
scal
del
país,
estableciendo
límites
y
criterios
para el manejo de los recursos públicos. El
manejo
del
décit
del
FEPC,
especialmente
en
períodos de no pago, puede afectar esta regla
al
generar
una
br
echa
entre
ingresos
y
gastos,
lo
que
podría
comprometer
la
meta
de
décit
scal
y
desencadenar
desequilibrios
en
las
nanzas
públicas.
El
décit
del
FEPC
no
solo
repr
esenta
un
desafío
nanciero
para
Ecopetrol
S.A.,
sino
que
también
Ante
los
problemas
generados
por
el
FEPC,
se
han
planteado diferentes pr
opuestas para reformar
este
mecanismo
nanciero.
Estas
propuestas
se
pueden agrupar en tres categorías: eliminar el
FEPC y liberalizar los precios de los combustibles;
mantener el FEPC
pero modicar sus parámetros
operativos; y reemplazar el FEPC por otr
o
mecanismo de estabilización. A continuación, se
ahonda brevemente en cada una de ellas:
Eliminar el FEPC y liberalizar los precios de los
combustibles: Esta propuesta consiste en eliminar
el FEPC y dejar que los precios de los combustibles
se determinen por la oferta y la demanda del
mercado, siguiendo los pr
ecios inter
nacionales
del
petróleo
y
los
combustibles
renados. T
iene
la
ventaja
de
eliminar
el
décit
scal
del
FEPC,
mejorar
la
eciencia
del
mercado
y
reducir
el
consumo
y
las
emisiones de combustibles fósiles. Sin embargo,
también presenta el inconveniente de aumentar
la volatilidad y la incertidumbre de los pr
ecios
internos, afectar el poder adquisitivo y el bienestar
de los consumidores, especialmente de los más
pobres,
y
generar
un
posible
impacto
inacionario
y recesivo en la economía en corto plazo.
Mantener el FEPC
pero modicar sus parámetros
operativos: Esta propuesta consiste en
mantener el FEPC pero intr
oducir cambios en
sus parámetros operativos para mejorar su
desempeño y sostenibilidad. Estos cambios
pueden incluir: ajustar el precio base interno para
reejar
mejor
el
costo
social
y
ambiental
de
los
puede tener un impacto negativo en la estabilidad
scal
del
país.
Es
esencial
abordar
este
décit
y
encontrar soluciones que aseguren la liquidez de
Ecopetrol S.A. y cumplan con los lineamientos de
la
Regla
Fiscal,
para
preservar
la
salud
nanciera
y macroeconómica de Colombia. La evidencia
sugiere
que
los
costos
del
FEPC
han
superado
sus
benecios,
lo
que
hace
necesaria
una
intervención
más activa del Banco Central en su función como
agente
scal
del
gobier
no,
evitando
la
aplicación
discrecional de la fórmula a los combustibles,
ya que, según el CARF
, esta discrecionalidad
repr
esenta el 35,1% del décit.
2.6 Las alternativas para reformar el FEPC
combustibles
fósiles;
reducir
el
límite
máximo
de
endeudamiento
del
fondo
con
los
renador
es
o
importadores; aumentar el impuesto a la gasolina
y
al
diésel
para
nanciar
el
fondo;
establecer
un
mecanismo
de
indexación
automática
del
precio
base interno al precio internacional; y/o crear un
fondo de contingencia para atender situaciones
de emergencia. Esta propuesta tiene la ventaja
de preservar la función estabilizadora del FEPC,
reducir
su
décit
scal,
incentivar
la
eciencia
energética
y
la
diversicación
de
la
matriz
energética. Sin embargo, también implica un
aumento gradual de los precios internos, lo que
puede generar resistencia política y social.
Reemplazar el FEPC por otro mecanismo de
estabilización: Esta propuesta consiste en
reemplazar el FEPC por otr
o mecanismo de
estabilización con un enfoque más focalizado y
selectivo. Este mecanismo puede ser un sistema
de bandas de precios, un sistema de subsidios
directos o un sistema de compensación a través
del impuesto a la renta. Estos mecanismos tienen
la
ventaja
de
reducir
el
costo
scal
del
subsidio,
proteger a los consumidor
es más vulnerables,
promover la transpar
encia y la rendición de
cuentas,
y
facilitar
la
transición
hacia
una
economía baja en carbono. Sin embargo, también
requier
en una mayor capacidad administrativa e
institucional, enfrentan pr
oblemas de información
y focalización, y pueden generar efectos
redistributivos no deseados. Este último es el
enfoque que parece pr
oseguir el nuevo gobier
no.
17
Las tres alternativas mencionadas para
modicar
,
reformar
o
eliminar
el
FEPC
conllevan
consecuencias para los diversos sectores
económicos y la población en general. Cada una
de estas opciones requier
e un consenso político
y social para su implementación. Actualmente, la
opción más prometedora es el uso de sistemas
de bandas de precios, subsidios dir
ectos o
compensaciones a través del impuesto a la renta.
Sin embargo, también es necesario abordar
el
desafío
de
promover
la
transición
hacia
una
Bajo la estructura actual del Fondo de Estabilización
de Precios de Combustibles (FEPC), Ecopetr
ol S.A.
vende
hidrocarbur
os
en
el
mercado
internacional
y a nivel interno en dólares, pero el pr
ecio inter
no
se divide en dos partes: una en pesos y otra como
cuenta por cobrar al Ministerio de Hacienda. Esta
división implica que, aunque el precio interno se
ajuste al internacional, las ganancias netas de
Ecopetrol S.A. (ECP) pueden verse r
educidas si el
precio internacional disminuye, ya que no puede
compensar completamente las caídas de precios
con ajustes internos.
En el primer trimestre de 2023, ECP r
eportó
ingresos totales de 38 billones de pesos, de los
cuales más de 7.9 billones provienen de cuentas
por cobrar del fondo de estabilización. Dado que
el Ministerio de Hacienda posee el 88.5% de ECP
,
una gran parte de las utilidades corresponde a
este ministerio, generando una deuda pendiente
de
aproximadamente 2.3
billones
de
pesos
hacia
ECP
.
Para
2023,
se
esperaba
que
el
décit
del
FEPC superará los 8 billones de pesos, a pesar de
los dividendos cruzados.
En la práctica, aunque ECP paga impuestos y
regalías, la temporalidad en la devolución de
algunos impuestos por parte del Ministerio de
Hacienda se da al cruzar las cuentas por pagar
lo que reduce su carga impositiva efectiva. Esto
resulta en un escenario donde tanto ECP como
3.1
T
ensiones nancieras
y
estructurales
en Ecopetr
ol
S.A bajo
la
actual
estructura del
FEPC
3. METODOLOGÍA
economía baja en carbono. Se requier
en análisis
y opciones adicionales para mejorar el FEPC,
incluyendo la participación recomendada por los
autores de la Banca Central y en consecuencia se
presentan consideraciones teóricas que r
espaldan
reformas estructurales, las cuales se abor
darán a
continuación.
el Ministerio deben endeudarse para cubrir el
excedente.
Los
autores
pr
ocedieron
mediante
un
der
echo
de
petición
a
Minhacienda
a
solicitar
los
cupos
de endeudamiento aprobados para ECP para
el periodo de 2009 a 2022, es decir
, el periodo
de
existencia
del
FEPC
en
estudio.
Además,
los
autores
calcularon
el
valor
presente
neto
de
dichos
préstamos de acuerdo con sus amortizaciones
esperadas según los desembolsos y condiciones
periódicas, utilizando la
herramienta https://www
.
calculator
.net/loan-calculator
.html,
resumidos
en
las T
abla 2 y 3:
18
T
abla 2.
Emisiones Exter
nas de deuda aprobadas y materializadas por Ecopetrol S.A
en el periodo 2009 a 2023
T
abla 3.
Emisiones Inter
nas de deuda aprobada y materializada por Ecopetrol S.A en
el periodo 2009 a 2023
Fuente: Radicado: 2-2023-037272 Ministerio de Hacienda y Crédito Público, Bogotá D.C.,
19 de julio de 2023
Fuente: Radicado: 2-2023-037272 Ministerio de Hacienda y Crédito Público, Bogotá D.C.,
19 de julio de 2023
Durante
el
periodo
analizado,
ECP
ha
recibido
autorización para endeudarse por un total de
26.196,2
millones
de
dólares
en
el
exterior
y
ha
utilizado 2,72 billones de pesos en el ámbito
interno, con el Ministerio de Hacienda actuando
como
garante.
Este
respaldo
estatal
ha
sido
crucial para que la empresa estatal logr
e este nivel
de endeudamiento, especialmente en un sector
petroler
o volátil.
A lo largo del mismo periodo, la deuda de ECP
ha
aumentado
signicativamente,
superando
su capitalización de mercado. En cuanto a su
rentabilidad, la compañía enfr
enta desafíos que
se
reejan
en
indicadores
de
apalancamiento,
liquidez, solvencia y actividad. El modelo Z-Score
de Altman, que predice la pr
obabilidad de
quiebra, muestra que ECP tiene un Z-Score de
1.72 al cierre de 2022, ubicándola en una zona
de distr
ess con
riesgo
de
quiebra en
los próximos
dos años. Comparada con otras empresas del
sector Oil & Gas y Energía, su Z-Score está por
debajo de la mediana, indicando un mayor riesgo
de insolvencia. En los últimos 13 años, el Z-Score
más alto de ECP fue de 3.56, el más bajo de
0.63, y la mediana de 1.55, lo que evidencia la
necesidad de abordar los r
etos de rentabilidad y
gestión nanciera de manera efectiva.
19
Es importante considerar que la rentabilidad de
la
venta
de
combustibles
está
in
uenciada
por
diversos factores, como los costos de pr
oducción,
los impuestos y los precios internacionales del
petróleo,
entre
otros.
En
el
caso
especí
co
de
ECP
su
situación
nanciera
y
la
acumulación
de deudas indican que la rentabilidad de la
producción,
transporte,
re
nación,
importación
y venta de combustibles en el mercado interno
presenta desafíos signi
cativos.
3.2
Evaluación
de
la
rentabilidad
y
endeudamiento
de
Ecopetrol
S.A
en
comparación
con
empresas petr
oleras inter
nacionales: Un análisis comparativo
Los autores pr
ocedieron a realizar un comparativo
entre 2021 y 2022 de los aumentos de dividendos
y los cambios en deuda para diversas empresas
petroleras
equiparables:
Equinor
,
Exxon,
Shell,
Chevron,
T
otalEnergies,
ConocoPhillips,
Repsol,
BP y Ecopetrol S.A. (ver Figuras 2, 3 y 4). En este
análisis
se
descartó
a
ConocoPhillips
por
estar
solo
expuesta
al
upstream,
y
a
BP
,
ya
que
entre
2021 y 2022 le afectaron los 25.800 millones
de dólares adquiridos como consecuencia de la
venta de su participación en la rusa Rosneft.
Figura 2.
Bene
cios de empresas petroleras seleccionadas para 2021 y 2022
Figura 3.
Deuda de empresas petr
oleras seleccionadas para 2021 y 2022
Fuente: Elaboración propia
Fuente: Elaboración propia
20
A
nales
de
2022,
ECP
pr
esentó
un
nivel
de
endeudamiento nominal relativamente cer
cano
al de empresas petr
oleras inter
nacionales como
Equinor
y
Chevron.
Estas
compañías,
como
Equinor
, que supera los 2 millones de barriles
de petróleo equivalente al día y opera en casi
30 países, tienen un alcance y una actividad
empresarial
signi
cativamente
más
amplios.
Sin
embargo, al considerar el escenario de aumento
en
bene
cios
contra
el
cambio
en
deuda
de
las
empresas, notamos que ECP se encuentra en
una posición poco sostenible.
Aunque
el aumento
de bene
cios
de
ECP
.
está en
el rango de Repsol y es superior a T
otalEnergies
(que
ha
diversi
cado
sus
ingresos
más
allá
de
los
hidrocarbur
os
en
los
últimos
años),
es
la única petrolera del listado que aumentó su
endeudamiento.
ECP
se
ha
visto
en
la
necesidad
de recurrir a la deuda y pagar inter
eses para
mantener
su
producción
de
hidrocarbur
os.
Esto
indica que su costo real no es bajo, ya que debe
asumir gastos
nancieros adicionales.
Figura 4.
Cambio en Deuda de empresas petr
oleras seleccionadas entre 2021 y 2022
Fuente: Elaboración propia a partir de los datos extraídos de (El País, 2023) y (Ecopetr
ol, 2023).
Además,
es
importante
destacar
que
ECP
ha
estado acumulando deudas a lo largo del tiempo,
lo
cual
re
eja
una
situación
nanciera
que
no
puede ser sostenible a largo plazo, especialmente
considerando que maneja un recurso natural no
renovable.
ECP enfrenta desafíos en la r
entabilidad de la venta
de combustibles al precio actual en Colombia, lo
que podría requerir una r
educción de impuestos
o
apoyo
nanciero
para
mantener
su
viabilidad.
Desde
2007,
la
empresa
ha
vendido
hidrocarbur
os
en el país a precios internacionales, ajustando
sus
cuentas
por
cobrar
y
cruces
nancieros
con
el Ministerio de Hacienda. Sin embargo, esto no
3.3 Evaluación
de los
desafíos y
resultados
nancieros
de Ecopetrol
S.A: Implicaciones
en la
rentabilidad y distribución de ganancias
garantiza un aumento en las ganancias, ya que la
maximización
de
bene
cios
depende
de
equilibrar
precios y costos.
Por ejemplo, en el primer trimestre de 2023, a
pesar de un incremento en ingr
esos en pesos
y dólares, las utilidades de ECP disminuyer
on
en un 14%. Esta caída se atribuye a mayores
21
Los datos respaldan la idea de que el incr
emento
de ingresos por sí solo no garantiza un aumento
propor
cional
en
las
ganancias,
ya
que
existen
otros factor
es y costos asociados que deben ser
considerados. En el caso de ECP los problemas
estructurales y los desafíos en el sector petroler
o
Se
pueden
identi
car
falencias
en
la
administración
de recursos y la pr
oductividad de ECP durante
el periodo analizado. La caída de producción
coincide con la reversión de contratos y campos
como Espinal, Santana, Pirirí, Rubiales en 2016,
Recetor en 2017, Piedemonte en 2020 y Nare
en
2021.
Estas
r
eversiones
deberían
haber
impulsado un aumento neto en la producción
del operador
, pero en cambio resultar
on en una
Figura 5.
Impacto
scal del FEPC 2008 a cierre último trimestre de 2022
Fuente: Modi
cado autores de (Casa de Bolsa, 2023) con datos de Ecopetrol S.A y FRED
Reserva Federal St Luis. (CARF
, 2022).
3.4 T
endencias de ingresos y desafíos en la rentabilidad de Ecopetrol S.A: Un análisis de los
factores infl
uyentes y su impacto en el valor accionario
impuestos, costos operativos y gastos, así
como al aumento de intereses de la deuda. Las
importaciones de crudo crecier
on un 149.6%, y
los costos operacionales y de transporte también
aumentaron, impactando negativamente las
utilidades.
El aumento de la deuda durante 2022, junto con
los
otros factores
mencionados,
ha
llevado
a
una
disminución en el margen y EBITDA de ECP
. A
partir de los resultados del primer trimestr
e de
2023, se observa un aumento simultáneo de la
deuda y una distribución de utilidades que podría
resultar
en
una
alta
probabilidad
de
ujo
de
efectivo libre negativo para el año.
han
contribuido
a
una
situación
en
la
que
los incrementos de ingr
esos no se traducen
directamente en mayor
es utilidades. Por ejemplo,
la Figura 5 muestra cómo ECP lleva casi 10 años
reduciendo su pr
oducción.
caída neta. Esta situación indica que no se podía
esperar un aumento apreciable de pr
oducción
por la reversión del contrato/campo Boquerón en
2023, lo cual se con
rmó.
Las reversiones de campos a ECP coinciden con
caídas en la producción de operador
es privados.
Aunque estos operadores r
ecuperaron parte de
la producción cedida mediante nuevos campos
22
u optimizaciones, la producción agr
egada
del país disminuyó netamente, empujada
principalmente por las caídas de ECP durante
el
periodo.
Este
efecto
agr
egado
puede
haber
tenido consecuencias en la disponibilidad de
exportaciones
de
hidrocarburos,
afectando
la
balanza de pagos del país, la tasa de cambio y
,
Durante el periodo analizado, se observó una
disminución en la producción de petróleo en
Colombia, pasando de más de 1 millón de barriles
diarios a 760 mil barriles diarios. Las caídas en la
producción (indicadas en r
ojo) coincidieron con las
reversiones de contratos/campos (indicadas en
azul),
pero
no
se
r
e
ejó
un
aumento
propor
cional
en la producción r
ecuperada. Esto, junto con un
notable incremento en la importación de gasolina
(de 26 millones de dólares en 2010 a 1,388
millones
en
2019),
ha
evidenciado
un
dé
cit
en
cuenta corriente, a pesar de que el petróleo se
mantiene
como
el
principal
bien
de
exportación.
Estos
factores
han
complicado
la
capacidad
del
país para satisfacer la demanda de combustible.
Desde la caída del precio del petróleo en julio de
2014,
el
Estado,
principal
accionista
de
ECP
ha
visto una disminución en el valor de su participación
accionaria. Las acciones de ECP comenzaron
a declinar desde febrer
o de 2013, pasando de
por supuesto, la disponibilidad interna de oferta a
re
nerías,
lo
que
impacta
la
seguridad
energética
doméstica en cuanto a combustibles, como se
puede observar en la Figura 6.
Figura 6.
Producción de petróleo en Colombia
scalizada por ANH (barriles por día) operada por
Ecopetrol S.A vs. Resto operador
es enero 2013 a agosto de 2022
Fuente: Producción
scalizada ANH, elaboración (EConcept, 2022).
más de 60 USD por acción a 35.06 USD por
American Depositary Receipts-(ADR) el 5 de julio
de
2014.
Este
descenso
se
ha
corr
elacionado
con resultados negativos en el primer trimestr
e
de 2013, donde se reportar
on reducciones del
7,1% en ventas totales, del 17,1% en utilidad
operacional, del 20,2% en utilidad neta y del
15,5% en EBITDA. La caída acumulativa del valor
accionario de Ecopetrol S.A. entr
e 2013 y 2023
podría repr
esentar más de 110 mil millones de
dólares en pér
didas patrimoniales para la Nación.
23
ECP opera en una posición de monopolio en
la
importación
y
renación
de
hidrocarburos
en Colombia, y tiene un cuasi monopolio en la
exportación,
resultado
de
las
disposiciones
de
la
Ley 165 de 1948. Esta ley permitió al Gobierno
establecer ECP como la entidad encargada de
administrar
y
explotar
los
recursos
petroler
os
del
país,
incluyendo
campos,
oleoductos,
renerías
y estaciones de abastecimiento. En particular
el artículo 5º autorizó al Gobierno a contratar
con ECP la concesión del servicio público para
la
administración
y
explotación
de
los
activos
petroler
os y el artículo 6º: que estableció que el
petróleo
extraído
debe
cubrir
prioritariamente
las
necesidades
de
las
renerías
locales,
con
los
excedentes destinados a la exportación.
A pesar de la reestructuración de 2003, ECP
continúa priorizando la demanda interna de
combustibles y puede exportar los excedentes.
El Estado colombiano posee el 88.49% de las
acciones de ECP lo que le permite manejar los
décits
del
FEPC
como
cuentas
por
pagar
,
compensando
los
décits
con
impuestos
y
Entre
2008
y
2022,
no
hubo
cambios
críticos
en
el
mecanismo
del
FEPC,
excepto
un
cambio
contable
al
nal
del
gobier
no
de
Duque,
donde
se empezó
a
contabilizar el
décit asumido
por
el
GNC como pago con apropiaciones en lugar de
deuda.
Sin
embargo,
el
sector
de
hidrocarburos
de
Colombia
ha
enfrentado
cambios
signicativos,
con
el
FEPC
atravesando
décits
extremos.
Se
destacan cinco cambios clave:
Pérdida
de
Autosuciencia
en
Combustibles:
Colombia
perdió
la
autosuciencia
en
combustibles, incluso tras la apertura de la
Renería
de
Cartagena
(Recar),
con
el
mercado
nacional repr
esentando el 52.5% de las ventas
de ECP en 2022. Esto crea distorsiones en el
fondo de estabilización debido a altos costos de
productos importados.
3.5
El
monopolio
de
Ecopetrol
S.A
y
los
desafíos
estructurales
en
el
sector
petroler
o
en
Colombia
3.6 Cambios principales del sector hidrocarbur
os en Colombia 2008-2022
dividendos en el siguiente año. Desde 2021,
ante
los
décits
del
FEPC,
el
Estado
ha
tenido
que utilizar el presupuesto nacional para cubrir el
diferencial, ya
que
los
dividendos
de
ECP
no
han
sido sucientes.
La
incapacidad
de
ECP
para
nivelar
los
décits
del
FEPC
ha
llevado
a
una
pérdida
de
ingresos
para
el Estado, que debe utilizar tanto los dividendos
como parte de los impuestos de la empresa para
nivelar
el
décit.
La
política
de
estabilización
de
precios
de
combustibles
se
ha
transformado
en
un
subsidio que resulta en una menor tasa impositiva
para
ECP
.
A
su
vez,
ECP
incluye
en
su
ujo
de
caja los ingresos que el Ministerio de Hacienda
le adeuda, lo que provoca que r
eporte ganancias
inadas. Esto
lleva
a
la empresa a
endeudarse,
al
igual
que
el
Estado
sobre
ujos
no
materiales,
ya
que no tienen restricciones pr
esupuestarias para
el FEPC.
Aumento
de
Deuda
y
Costos: A
pesar de
décits
menores del FEPC y pr
ecios altos del petróleo, la
deuda de
ECP ha
aumentado, alineándose con
la
caída
de
producción.
Esto
ha
sucedido
a
pesar
de la reversión de varios campos petr
oleros. En
paralelo, los costos y gastos de inversión no
principal han incrementado.
Desigualdad en Precios: La comparación
de precios internos en Colombia con los
internacionales
(T
exas)
no
es
válida.
Mientras
Colombia
produce
menos
e
importa
más,
T
exas
ha
incrementado
su
pr
oducción
y
competitividad
en renación.
Diferencia
en
Referencias
de
Precios:
ECP
exporta
a
precios
Br
ent,
que
han
sido
generalmente
más
altos
que los
precios
WTI de
T
exas entr
e 2008
y 2022.
24
Corrupción y Costos: ECP como empresa
estatal
ha
estado
involucrada
en
varios
casos
de
corrupción
que
han
resultado
en
sobrecostos
y
han afectado sus ingresos potenciales.
En general, los autores atribuyen los pr
oblemas
del FEPC a factores estructurales dentr
o de ECP
y el sector petroler
o, a pesar de que el FEPC no
ha
cambiado
sustancialmente.
Se
estima
que
un
aumento del 1% en el precio de los combustibles
se traduce en un incremento del 0.08% en la
inación
total,
lo
que
puede
perjudicar
los
ingresos
netos de ECP
, ya que al aumentar precios internos
tendería a bajar el consumo y
, por ende, sus
ganancias, dividendos e impuestos. Aumentar los
precios de los combustibles rápidamente también
podría
llevar
la
inación
a
niveles
de
dos
dígitos,
lo que
no es sostenible
en el contexto
de pobreza
de Colombia.
Como vemos el sector petroler
o enfrenta desafíos
estructurales que impactan su rentabilidad y
dicultan
la
situación
nanciera
de
ECP
y
el
Estado
en Colombia. Es fundamental considerar diversos
factores económicos en el análisis de ganancias y
dividendos de la empresa, así como la compleja
relación entr
e ingresos, costos y distribución
de
benecios,
situación
que
se
escapa
de
este
estudio.
El
FEPC
ha
permitido
reportar
dividendos
a
ECP
al
considerar un aumento de su EBITDA por encima
del real materializable, aumentar su endeudamiento
al poder pedir prestado sustentado en su
mayor
EBITDA,
generar
deuda
a
Minhacienda
al necesitar nivelar ingresos esperados por su
participación en ECP vía títulos de deuda pública
emitidos por la T
esorería General de la Nación
(TES), distorsionar la señal de precios internos
a los usuarios, ocultar el mediocre desempeño
orgánico de ECP al declinar la producción interna
4. RESUL
T
ADOS
y aumentar las importaciones de combustibles. En
general,
el
precio
del
combustible
ha
funcionado
como un índice abstracto garantizando un
ingreso al pr
oductor fuera de las condiciones
locales
de
mer
cado,
beneciando
principalmente
a los accionistas minoritarios de ECP quienes
pueden negociar la acción y reciben dividendos
aumentados por la distorsión del EBITDA,
mientras
el
Estado
y
ECP
han
aumentado
sus
niveles de deuda.
Los autores llevar
on a cabo un análisis
detallado para determinar las variaciones que
contribuyeron
al
décit
del
FEPC,
enfocándose
en
las
uctuaciones
del
pr
ecio
de
la
gasolina
nacional en función de los escenarios de ajuste
o
estabilidad
del
precio
equiparado
en
T
exas.
Este análisis se realizó r
elacionando los valores
mensuales y anuales (mm-aaaa) con las tasas de
cambio promedio del USD, el cambio mensual
del USD/PESO, el valor de los precios de la
gasolina
regular convencional
en
T
exas
(TRCGD),
el equivalente en pesos colombianos por galón en
T
exas
(GEPT)
y
el
precio
promedio
de
la
gasolina
4.1 Análisis
de las variaciones
en el
precio
de la gasolina
y su impacto
en el
décit del
FEPC:
Un estudio comparativo de los años 2020 a 2023 en Colombia
en Bogotá (GMCBP), considerado una buena
aproximación
a
la
mediana
nacional,
disponible
en la Figura 7 para 2020. Los cálculos abarcar
on
los años 2020 a 2023, utilizando datos de la
Superintendencia
Financiera
de
Colombia
(www
.
supernanciera.gov
.co) para las tasas de
cambio,
de
la
Energy
Information
Administration
(www
.
eia.gov) para los precios de la gasolina r
egular
convencional
en
T
exas (EMM_EPMRU_PTE_STX_
DPG), y del sistema de información de la cadena
de distribución de combustibles del Ministerio de
Minas y Energía (SICOM) para los precios de los
combustibles nacionales.
25
Durante 2020
no hubo
dé
cit pr
evisible del FEPC,
dado el mayor precio interno equivalente respecto
al
precio
equiparado
en
T
exas,
situación
que
se
revirtió completamente en el segundo trimestr
e
de 2021 debido al aumento global de precios
Figura 7.
Relación de los valores cambio mensuales pr
ecio promedio de la gasolina en Bogotá
(GMCBP) vs equivalente en pesos colombianos por galón en T
exas (GEPT) para el año 2020
Figura 8.
Relación de los valores cambio mensuales pr
ecio promedio de la gasolina en Bogotá
(GMCBP) vs equivalente en pesos colombianos por galón en T
exas (GEPT) para el año 2021
Fuente: Elaboración propia
Fuente: Elaboración propia
ocasionado por la guerra en Ucrania. La Figura 8
muestra esta relación para el año 2021.
26
Situación que continúo en 2022 mostrada en la
Figura 9:
Y persiste en lo corrido de 2023 a pesar de las
subidas continuas de precios de los combustibles,
mostrada en la Figura 10:
De acuerdo con el análisis de los datos, se puede
concluir que, durante 2021, el promedio del %
GMCBP/GEPT fue de -10,99%, con un mínimo
de
-24,08%
y
un
máximo
de
18,7%
(durante
el
primer trimestre, cuando aún era positivo). En
2022, el promedio del % GMCBP/GEPT fue de
-35,5%,
con
un
mínimo
de
-48,9%
y
un
máximo
Figura 9.
Relación de los valores cambio mensuales pr
ecio promedio de la gasolina en Bogotá
(GMCBP) vs equivalente en pesos colombianos por galón en T
exas (GEPT) para el año 2022
Figura 10.
Relación de los valores cambio mensuales pr
ecio promedio de la gasolina en Bogotá
(GMCBP) vs equivalente en pesos colombianos por galón en T
exas (GEPT) para el año 2023
Fuente: Elaboración propia
Fuente: Elaboración propia
de -21,6%. Estos resultados indican que el pr
ecio
del
combustible
equivalente
en
T
exas
estuvo
consistentemente por encima de los valores
en Colombia durante todo el período analizado
desde el segundo trimestre de 2021.
27
Considerando
la
estrecha
relación
entre
las
variaciones en el precio de la gasolina de r
eferencia
repr
esentativa
en
T
exas
y
sus
efectos
en
los
escenarios de ajuste o estabilidad del precio en
Colombia, los autores pr
ocedieron a comparar los
Del análisis de los datos, se observaron picos
signi
cativos
en
enero
de
2021,
atribuibles
a
la
incertidumbre política r
elacionada con el cambio
de gobierno y a las limitaciones políticas del
gobierno anterior para aumentar los precios de
los combustibles, se concluye que durante el
período estudiado, la variación mínima fue de
-28,2%, con un promedio de 3,7%. Se observar
on
picos
signi
cativos
en
julio
de
2022,
nuevamente
atribuibles a la incertidumbre política.
Figura 11.
Cambio porcentual mes a mes de los pr
ecios de la gasolina regular convencional en
T
exas (TRCGD) en equivalente en pesos colombianos por galón en T
exas (GEPT)
Fuente: Elaboración propia
4.2 Análisis de variaciones en
el precio
de la gasolina y su
relación
con escenarios de ajuste
o estabilidad: Un enfoque estadístico comparativo entre T
exas y Colombia
valores mensuales y anuales (mm-aaaa) del pr
ecio
de
la
gasolina
regular
convencional
en
T
exas
(TRCGD) en su equivalente en pesos colombianos
por galón (GEPT) en la Figura 11.
Además,
considerando
la
relación
estr
echa
entre las variaciones en el pr
ecio de la gasolina
de
refer
encia
en
T
exas
en
su
equivalente
en
pesos y los efectos en los escenarios de ajuste
o estabilidad del precio en Colombia, los autor
es
realizar
on un análisis estadístico de una variable
descriptiva, resumido en la Figura 12.
Figura 12.
Box Plot Cambio Porcentual r
especto al mes anterior precios de la gasolina r
egular convencional en T
exas
(TRCGD) en equivalente en pesos colombianos por galón en T
exas (GEPT).
Fuente: Elaboración propia usando stats.blue
28
Procediendo a una prueba de valor
es atípicos
de
Dixon
(https://contchart.com/outliers.aspx)
se
encuentra el único punto de datos más atípico con
una
probabilidad de
signi
cación de
la
prueba
de
valores atípicos P < 0,002 r
esumido en la T
abla 4:
Siendo ese cambio porcentual un valor
completamente atípico, se llevó a cabo un análisis
de estadísticas de una variable descriptiva a los
datos en la Figura 13 sin considerar este valor:
T
abla 4.
V
alor atípico hallado mediante Dixon Cambio Porcentual en datos de
cambios respecto al mes anterior de los pr
ecios de la gasolina regular convencional
en T
exas (TRCGD) en equivalente en pesos colombianos por galón en T
exas (GEPT)
Fuente: Elaboración propia
Figura 13.
Box Plot Cambio Porcentual r
especto al mes anterior de los precios de la gasolina r
egular convencional en T
exas
(TRCGD) en equivalente en pesos colombianos por galón en T
exas (GEPT). Eliminando enero de 2021.
Fuente: Elaboración propia usando stats.blue
29
Esto indica que, incluso sin considerar cambios
bruscos en escenarios atípicos de variación de
precios,
habría
una amplia
gama
de cambios,
que
van
desde
-28,2%
hasta
18%.
Estas
variaciones
son considerablemente mayores que el límite
máximo
permitido
para
el
incremento
del
precio
interno al público de la gasolina automotor en
un año, que es de 19,6%, según el esquema
de
jación
de
precios.
Estos
límites
establecidos
resultan
signi
cativamente
inferiores
a
algunos
valores
críticos
observados
en
2021,
2022
y
hasta
de 2023.
Esto demuestra que la fórmula y el procedimiento
utilizados fallaron en su misión de adaptar los
El costo de oportunidad relacionado con el FEPC
tiene sus raíces en la remuneración otorgada a la
empresa T
ropical para que utilizara el crudo del
campo Infantas en la fabricación de combustibles
en
lugar
de
exportarlo
a
Estados
Unidos.
Este
mecanismo, diseñado para fomentar el uso
interno
del
crudo
y
evitar
su
exportación,
resulta
anacrónico y no se ajusta a las condiciones
actuales
del
mercado
de
hidrocarbur
os
en
Colombia y en un mundo interconectado.
Es imperativo realizar cambios rigur
osos en
la fórmula y los procedimientos que r
egulan
los precios de los combustibles en el país. La
Contraloría General de la República (CGR) advirtió
en un informe de 2016 sobre los riesgos asociados
Figura 14.
Cambio porcentual en el pr
ecio de la gasolina local tomada de refer
encia
(GMC Bogotá febrer
o 2020 a 2023).
Fuente: Elaboración propia
precios de manera efectiva. El mismo análisis
puede realizarse con el pr
ecio de la gasolina local
tomada como refer
encia, que muestra cómo las
máximas
subidas
se
mani
estan
en
periodos
iniciales del año debido a imposiciones políticas,
tal como se muestra en la Figura 14, lo que reduce
el potencial de la fórmula actual para adaptar los
precios al ritmo del mer
cado que se eligió como
refer
encia en Colombia.
al manejo del FEPC. Aunque el FEPC no es
considerado una entidad contable pública y sus
operaciones no son de naturaleza presupuestal,
la sustitución de créditos de tesorería por
colocaciones de deuda puede tener importantes
reper
cusiones. Esto incluye efectos negativos
en el Presupuesto General de la Nación (PGN) y
un aumento en el Servicio de la Deuda, lo que
impacta
scalmente
de
manera
adversa.
Además,
estas prácticas reducen la liquidez inmediata para
inversiones esenciales para el país y contribuyen
al deterioro del riesgo país.
30
5. CONCLUSIONES
6. REFERENCIAS
Para mejorar el sistema de precios de combustibles
en Colombia, es necesario actualizar la fórmula
actual, permitiendo variaciones mensuales de
hasta
un
18%
y
superando
el
esquema
de ajuste
basado
en
diferenciales
históricos.
Este
cambio
debería también incorporar precios internacionales
comparables y eliminar combinaciones arbitrarias
que
afectan
la
transpar
encia
y
coherencia
del
sistema. La automatización del proceso de
jación
de
precios
y
una
mayor
transparencia
en
la
información
ayudarían
a
generar
conanza
y
reducir distorsiones.
Los autores consideran que un aspecto clave es
involucrar al Banco de la República en la supervisión
y publicación de precios en Colombia, dado el
impacto
del
décit
del
FEPC
en
las
nanzas
de
ECP y la estabilidad económica general. La CGR
ya
había
advertido
en
2016
sobre
la
necesidad
de una revisión para pr
oteger la sostenibilidad
scal.
Además,
el
fortalecimiento
de
la
producción
nacional
de
hidrocarbur
os
y
la
diversicación
de
la matriz energética son esenciales para reducir
la dependencia de importaciones y mejorar la
soberanía energética.
Otras opciones incluyen nivelar precios con
los estándares internacionales, incentivar las
importaciones privadas reguladas, y pr
omover la
renación
privada
para
mejorar
la
competitividad
y reducir subsidios. T
ambién sería necesario
subsidiar combustibles de forma más focalizada,
especialmente para grupos vulnerables, y abordar
fallas
estructurales
del
sector
de
hidrocarbur
os,
como
la
falta
de
mecanismos
de
ahorro
contracíclico y la baja recuperación en campos
revertidos.
Por último, los autores pr
oponen una política
de transición energética que impulse energías
renovables,
reduzca
las
emisiones
y
diversique
la matriz energética, contribuyendo a la reducción
de la pobreza energética en el país y pr
omoviendo
un desarrollo sostenible.
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o-GO18611250
35
A GERAÇÃO DISTRIBUÍDA NO BRASIL E
SUA RELAÇÃO COM AS DIMENSÕES DO
DESENVOL
VIMENTO SUSTENTÁVEL
DISTRIBUTED GENERA
TION IN BRAZIL AND ITS RELA
TIONSHIP WITH THE
DIMENSIONS OF SUST
AINABLE DEVELOPMENT
Welinton Ferr
eirai
1
Recibido: 17/11/2024 y Aceptado: 16/6/2025
1.- welintonconte87@gmail.com
36
37
Desde 2019 o Brasil está apresentando um rápido cr
escimento da Geração Distribuída (GD),
particularmente via a fonte Solar Fotovoltaica (FV). Diante deste cenário, o objetivo deste artigo é
analisar
a
evolução
da
GD
no
Brasil
à
luz
da
ideia
de
Desenvolvimento
Sustentável,
ou
seja,
vericar
se a GD está sendo positiva nas dimensões ambiental, econômica e social. Os resultados mostram
que
a
regulamentação
da
GD
no
Brasil,
apesar
de
ter
inuenciado
no
crescimento
da
energia
solar
FV
, tem levado a uma distribuição de renda às avessas e impactado negativamente na qualidade dos
empregos e investimentos gerados no setor de energias r
enováveis brasileiro. Portanto, o crescimento
da GD no Brasil foi positivo na dimensão ambiental, mas apresenta impactos negativos nas dimensões
social e econômica.
Since
2019,
Brazil
has
been
experiencing
rapid
growth
in
Distributed
Generation
(DG),
particularly
through
Solar Photovoltaic
(PV) sour
ces. In
this context,
the aim
of this
paper is
to analyze
the evolution
of
DG
in
Brazil
in
light
of
the
concept
of
Sustainable
Development,
that
is,
to
assess
whether
DG
is
having a positive
impact on the
environmental, economic and social
dimensions. The results
show that
the
regulation
of
DG
in
Brazil,
although
contributing
to the
growth
of
solar
PV
power
,
has
led
to
a
reverse
income
distribution
and
negatively
aected
the
quality
of
jobs
and
investments
generated
in
the
Brazilian
renewable energy
sector
.
Therefore, the
growth of
DG
in
Brazil
has
been
positive
in
the
environmental
dimension, but it presents negative impacts on the social and economic dimensions.
P
ALA
VRAS CHA
VE:
Geração Distribuída; Regulação; Desenvolvimento Sustentável; Energia Solar;
Brasil.
KEYWORDS:
Distributed Generation; Regulation; Sustainable Development; Solar Power; Brazil.
Resumo
Abstract
38
1. INTRODUÇÃO
Dentre as principais pr
eocupações da sociedade
mundial no século XXI estão as mudanças
climáticas e os esforços para a redução das
emissões de gases de efeito estufa (GEE). T
ais
preocupações têm levado os países a buscar
em
alternativas que possam suprir suas necessidades
gerando menos impactos ambientais, como é o
caso do setor energético.
No setor de energia, os países estão em busca de
uma transição, ou seja, estão buscando substituir
os modelos de geração de energia baseados
em fontes poluentes por modelos que utilizam,
predominantemente, fontes r
enováveis e de
menor impacto ambiental. A T
ransição Energética
atual foi motivada pelas mudanças climáticas
e, por isso, a adoção inicial das novas Fontes
Renováveis de Energia (FRE) (leia-se eólica e
solar) foi impulsionada por políticas públicas de
governos nacionais e por organismos multilaterais
(a
exemplo
do
Protocolo
de
Kyoto
e
do
Acordo
de Paris).
A transição energética está inserida dentro da
ideia de desenvolvimento sustentável. Há diversos
conceitos de desenvolvimento sustentável e todos
levam em consideração que o desenvolvimento
de um país não deve ser visto apenas pela sua
dimensão econômica, mas também por outras
dimensões, como a social e a ambiental. Em
2015,
por
exemplo,
a
Assembleia
Geral
das
Nações Unidas estabeleceu 17 Objetivos de
Desenvolvimento Sustentável (ODS) e dentre eles
há objetivos econômicos, sociais e ambientais.
Diante
do
contexto
de
mudanças
climáticas
e
busca pela transição energética e desenvolvimento
sustentável, o governo brasileiro vem desde o
início dos anos 2000 incentivando as novas FRE,
como a energia solar
, cujo crescimento se deu
majoritariamente via Geração Distribuída (GD). A
GD, por sua vez, vem sendo estimulada no Brasil
desde 2012 e, ainda que seja majoritariamente
proveniente da fonte solar FV
, conta também
com
a
participação
de
eólicas,
hidrelétricas
e
termoelétricas. Destaca-se que de 2019 a 2024 a
GD via solar FV apresentou um cr
escimento maior
do que 1500%, saindo de 2,195 MW para 36,109
MW (Absolar
, 2025).
Diante do elevado crescimento r
ecente da GD no
Brasil, o objetivo deste artigo é analisar a evolução
deste setor à luz da ideia de desenvolvimento
sustentável,
ou
seja,
vericar
se
a
GD
está
evoluindo no país em consonância com as
dimensões ambiental, econômica e social. Para
analizar a dimensão ambiental veremos se a GD foi
importante para o crescimento das FRE no país.
No caso
da dimensão
econômica, examinar
emos
o impacto da GD na economia através de dados
sobre investimento, geração de empr
egos e
tributos, além do efeito na demanda de outras
FRE.
Por
m,
na
dimensão
social
analisaremos
quem
se
benecia
dos
subsídios
destinados
à GD, além de compararmos os subsídios
destinados à GD com outros subsídios pr
esentes
no setor elétrico brasileiro e que são claramente
destinados à população de baixa renda.
O artigo está dividido em quatro seções, incluindo
a presente intr
odução. A seção 2 apresenta a
ideia de desenvolvimento sustentável e mostra
que a mesma é formada não só pelas dimensões
econômica e ambiental. Já a seção 3 descreve a
evolução
da
regulação
da
GD
no
Brasil,
pois
há
regras que impactam dir
etamente na dimensão
social
de
desenvolvimento
sustentável.
Por
m,
a
seção
4
busca
vericar
se
a
evolução
da
GD
no Brasil foi positiva nas dimensões econômica,
ambiental e social do desenvolvimento sustentável.
39
2. DESENVOL
VIMENTO SUSTENT
Á
VEL
Adam
Smith,
em
“A
Riqueza
das
Nações”
de
1776,
abordou o desenvolvimento como sinônimo de
crescimento econômico. T
al ideia permaneceu em
modelos clássicos e neoclássicos de crescimento
elaborados no século XX, como no modelo de
Solow
,
uma
vez
que
tais
modelos
consideram
crescimento econômico como a única variável para
se
chegar
ao
desenvolvimento.
No
entanto,
ainda
no século XX, no período pós-guerra, diversos
economistas começaram a contestar tal ideia.
A corrente Estruturalista, com destaque para
Raul
Prebisch
e
Celso
Furtado,
argumenta
que
o crescimento econômico seria uma condição
indispensável,
mas
não
su
ciente,
para
o
desenvolvimento. Desenvolvimento seria o
crescimento econômico transformado para
satisfazer
as
necessidades
do
ser
humano,
como
saúde,
educação,
habitação,
transporte,
alimentação e lazer
.
Pode-se dizer que o debate moderno sobre a
relação entr
e desenvolvimento e meio ambiente
foi iniciado em 1972 com o relatório “os limites do
crescimento” apr
esentado pelo Clube de Roma,
este que lançou luz sobre a deterioração do meio
ambiente causada pelo crescimento econômico e
direcionou o debate para o caráter sustentável do
desenvolvimento (Lara e Oliveira, 2018).
Na década de 1990 podemos destacar o
trabalho
de
Sachs
(1993),
que
defendia
que
o desenvolvimento sustentável deveria ser
analisado em 5 dimensões: social (distribuição
de
renda);
Econômica
(melhorias
na
alocação
e gestão de recursos); Ecológica (pr
eservação
do meio ambiente e oferta de recursos naturais
necessários
à
sobr
evivência
humana);
Espacial
(tratamento equilibrado da ocupação rural e
urbana
e
melhoria
na
distribuição
territorial
das atividades econômicas e assentamentos
humanos);
e
Cultural
(alteração
nos
modos
de
pensar e agir da sociedade de forma a gerar uma
consciência ambiental). Nesta década podemos
ressaltar ainda o documento publicado em 1995
pelo
então
secretário
da
ONU, Boutr
os-Ghali,
que
defendia que o desenvolvimento seria composto
por 5 dimensões: paz, crescimento econômico,
ambiente, justiça social e democracia (Matos e
Rovella, 2010).
Em 1999, na obra “Desenvolvimento como
liberdade”, Amartya Kumar Sen (2010) questiona
o atual modelo de desenvolvimento econômico
a
rmando
que
este
tende
a
esgotar
a
base
de
recursos naturais e aumentar as distorções
sociais. Para Sen (2010), desenvolvimento
deveria ter como base as dimensões econômica
e sociocultural.
Em 2015 a Assembleia Geral da Organização
das Nações Unidas (ONU) de
niu 17 objetivos de
Desenvolvimento Sustentável, os quais podem
ser vistos na
gura 1.
Figura 1.
Os 17 objetivos de Desenvolvimento Sustentável da ONU.
Fonte: ONU (2024).
40
Como
descrito,
a
teoria
econômica
já
vem
há
algum tempo diferenciando desenvolvimento
de crescimento econômico. Ademais, as
classicações
de
desenvolvimento
têm
apresentado esta como sendo composta por
diversas dimensões, sendo a social uma delas.
T
al
fato
pode
ser
visto
em
todas
as
denições
de desenvolvimento apresentadas nessa seção
e em diversos objetivos de desenvolvimento
sustentável da ONU.
É importante destacar que o desenvolvimento
deve ser buscado em todas as suas dimensões.
Nos
últimos
anos,
por
exemplo,
a
dimensão
ambiental
tem
ganhado
força
devido
às
questões
relacionadas ao aquecimento global e às mudanças
climáticas, mas tal fato não deveria levar os agentes
econômicos a ignorar as demais dimensões.
Segundo Buarque (2002), o desenvolvimento tem
como base as dimensões econômica, social e
ambiental. Para o autor
, desenvolvimento seria
fruto
do
aumento
da
eciência
e
do
crescimento
econômico, da elevação da qualidade de vida
e da equidade social, além da conservação
ambiental. No
entanto, um
país que
melhorasse a
eciência
econômica
e
a
conservação
ambiental,
mas
deixasse
a
questão
social
de
lado,
teria
como resultado um aumento da pobr
eza e da
desigualdade social. Por outro lado, se o país
melhorasse
a
eciência
econômica
e
a
questão
social,
mas
deixasse
a
conservação
ambiental
de lado, o mesmo teria como resultado a
degradação do meio ambiente. Buarque (2002)
arma ainda que medidas voltadas
para melhorar
uma dimensão podem afetar negativamente
outra.
Por
exemplo,
medidas
que
melhorem
a
conservação ambiental podem ao mesmo tempo
reduzir
a
eciência
econômica
ou
a
equidade
social. Para evitar tal efeito compensatório
negativo, seria preciso pr
omover mudanças no
modelo de desenvolvimento, principalmente no
padrão tecnológico, na estrutura de renda e no
padrão de consumo.
Portanto, podemos concluir que o
desenvolvimento apenas será alcançado quando
todas as suas dimensões são levadas em
consideração. Ademais, é preciso destacar que
o desenvolvimento de um país (ou localidade)
decorre de diversas políticas (públicas e
privadas), sendo essencial que tais políticas
levem em consideração todas as dimensões do
desenvolvimento.
A GD abarca os sistemas de geração pr
ovenientes
de
fontes
renováveis
ou
cogeração
qualicada
com potência de até 5 MW
, localizados junto ou
próximo
ao
consumidor
e
que
estão
conectadas
à rede de distribuição (BRASIL, 2022). Conforme
3. REGULAÇÃO DA GERAÇÃO DISTRIBUÍDA NO BRASIL
mostra a tabela 1, o Brasil terminou 2023 com
26,5 GW de potência instalada de GD, das
quais 99% eram provenientes da fonte Solar
Fotovoltaica (FV).
T
abela 1.
Evolução anual do número de Conexões e da Potência Instalada de Geração Distribuída no Brasil
Fonte: ANEEL (2024a). Elaboração Própria.
3.1
Resolução
Normativa
nº
482
de
2012
da
ANEEL:
o
início
da
Regulação
da
Geração
Distribuída.
41
A
instalação
de
sistemas
de
GD
ganhou
impulso
no Brasil em 2012 com a publicação da Resolução
Normativa (REN) nº 482 da ANEEL, principalmente
por conta do sistema de compensação de
energia elétrica (SCEE) adotado que, além de
permitir que a unidade consumidora (UC) gerasse
mais energia do que seu consumo (em um mês) e
pudesse utilizar o excedente (créditos
de energia)
em até 60 meses na sua unidade ou em outra de
mesmo titular
, valorava igualmente a eletricidade
A parte “T
arifa de Uso do Sistema de Distribuição
(TUSD)” busca cobrir os custos relativos ao uso
dos sistemas de transmissão (Fio A) e distribuição
(Fio B), além das perdas e dos encargos setoriais.
Já a parte “T
arifa de Energia (TE)” serve para cobrir
os custos de geração de energia, além das perdas,
encargos setoriais e dos custos de transporte e
rede
básica
da
hidrelétrica
de
Itaipu.
Portanto,
o
fato da REN nº 482 da ANEEL valorar a energia
injetada na rede pelo sistema de GD em 100% da
tarifa
cobrada
pelas
distribuidoras
signi
ca
uma
sobrevalorização, uma vez que a tarifa cobrada
pelas distribuidoras é formada não só pelo custo
de produção da eletricidade, mas também por
outros custos como os custos de transmissão e
distribuição e os encargos setoriais. Assim sendo,
ao determinar que a energia proveniente da GD
tenha
o
mesmo
valor
daquela
for
necida
pela
Figura 2. .
Composição da tarifa de eletricidade cobrada pelas distribuidoras no Brasil.
Fonte: Rigo et al (2021).
produzida pelos sistemas de GD com a fornecida
pela distribuidora (ANEEL, 2012).
A tarifa cobrada pelas distribuidoras é formada,
conforme
mostra
a
gura
2,
pelos
custos
de
geração, transmissão e distribuição de eletricidade,
além dos encargos setoriais e impostos.
distribuidora, o regulador faz com que a Unidade
Consumidora com GD receba um valor superior
ao custo de produção de sua energia, ou seja,
um subsídio.
O subsídio dado à GD pela REN nº 482/2012,
aliado ao encarecimento da eletricidade no
Brasil
1
e à queda do preço dos sistemas de
GD
2
,
estimulou a adoção da GD e, consequentemente,
gerou
a
questão
da
chamada
“espiral
da
morte”,
que basicamente diz que a adoção de sistemas de
GD por parte dos consumidores cativos r
eduziria
a demanda das distribuidoras e levaria a reajustes
tarifários, fato que estimularia a demanda por GD
e reiniciaria o pr
ocesso.
Visando reduzir os subsídios e minimizar os
problemas da “espiral da morte”, a Agência
1.-Entre
2010
e
2018
a
tarifa
residencial
média
de
eletricidade
no
Brasil
cresceu
ano
a
ano
(com
exceção
de
2013
e
2016),
saindo
de
R$
330,7/MWh em 2010 para R$ 548,2/MWh em 2018, ou seja, um crescimento de cer
ca de 66% (ANEEL, 2024b).
2.-O LCOE (Levelized cost of energy) repr
esenta o custo por energia gerada por um projeto ao longo do seu ciclo de vida, sendo considerados
todos os custos (tanto os de investimento quanto os operacionais). O custo médio global nivelado (LCOE) de energia proveniente da fonte
solar FV se reduziu em 89% entr
e 2010 e 2022, sendo tal redução de cer
ca de 83% entre 2010 e 2018 (IRENA, 2023b). Boa parte desta
redução se deu por conta da queda dos pr
eços
42
Nacional de Energia Elétrica (ANEEL) realizou
estudos e sugeriu mudanças na valoração da
eletricidade proveniente dos sistemas de GD, ou
seja, mudanças no SCEE. No relatório de Análise
de Impacto Regulatório (AIR) nº 003/2019,
a ANEEL (2019) defende que a eletricidade
proveniente dos sistemas de GD não deveria ser
valorada pelos componentes da TUSD (Fio A, Fio
B, Encargos e Perdas) e nem pelo componente
encargos da TE. Esta forma de valoração faria
com que a eletricidade dos sistemas de GD
tivesse um valor equivalente a 43% das tarifas
das distribuidoras.
O debate levantado pela ANEEL sobre a
precicação
da
eletricidade
dos
sistemas
de
GD
culminou com a elaboração do Projeto de Lei
nº 5.829/2021. A perspectiva de mudança na
regulação da GD, aliada a diminuição do pr
eço
dos sistemas de GD
3
e ao aumento do preço
da eletricidade no Brasil
4
, fez com que a GD
ganhasse novo impulso a partir de 2019.
Em 06 de janeiro de 2022 foi sancionada a lei nº
14.300,
conhecida
como
“Novo
Marco
Legal
da
GD”. A lei 14.300/2022 (BRASIL, 2022):
T
alvez o ponto mais importante que a lei nº
14.300/2022
trouxe
foi
a
mudança
no
SCEE.
Sobre o SCEE podemos destacar que a lei nº
14.300/2022 (BRASIL, 2022) apresentou r
egras
que de certa forma dividiu os sistemas de GD em
três grupos:
•
Descreveu as quatr
o modalidades de
participação no SCEE: (i) Autoconsumo Local
(Microgeração ou minigeração distribuída
com geração local); (ii) Empreendimentos
com Múltiplas Unidades Consumidoras
(EMUC);
(iii)
Geração
Compartilhada;
e
(iv)
Autoconsumo remoto.
•
Determinou que seria usado,
temporariamente, recursos da Conta de
Desenvolvimento Energético (CDE) para
bancar parte dos subsídios à GD, o que
demonstra uma forma de subsídio cruzado
uma vez que todos os consumidores
contribuem com a CDE;
•
Autorizou as distribuidoras a passarem a
considerar a energia inserida no sistema pela
GD como sobrecontratação involuntária
para
ns
de
revisão
tarifária
extraordinária,
o que reduziu o impacto negativo da GD
sobre as distribuidoras;
3.2 Lei nº 14.300/2022: O novo marco legal da Geração Distribuída
•
Criou o Programa de Energia Renovável
Social (PERS), que se destina a investimentos
na instalação de sistemas FV e de outras
fontes renováveis aos consumidor
es da
Subclasse Residencial Baixa Renda; e
•
Modicou
o
SCEE,
r
eduzindo
os
subsídios
para os projetos de GD que entrassem com
pedido de licenciamento após janeiro de
2023.
•
Grupo 1: Formado pelos sistemas de GD
que conseguissem acesso até janeiro de
2023. A lei determinou que tais sistemas
iriam permanecer com a valoração da
eletricidade inalterada até 31 de dezembro
de 2045, ou seja, permanecem recebendo
a mesma quantidade de subsídios dada
pela RN nº 482/2012;
3.- O LCOE de energia proveniente da fonte solar FV se r
eduziu em 26% entre 2019 e 2022 (IRENA, 2023b).
4.- Entre 2019 e
2023 a
tarifa residencial média
de eletricidade
no Brasil
cresceu em todos
os anos,
saindo de
R$ 557/MWh
em 2019
para
R$ 731.2/MWh em 2023, ou seja, um crescimento de cer
ca de 31% (ANEEL, 2024b).
43
O quadro 1 apr
esenta um resumo dos três grupos
e ainda adiciona a proposta de SCEE apr
esentada
pela ANEEL no relatório AIR nº 003/2019. O que
podemos constatar é que a lei nº 14.300/2022
reduziu os subsídios dados aos sistemas de GD,
mas tal redução foi menor do que a defendida
pela ANEEL.
•
Grupo 2: Formado pelos sistemas de GD
que conseguissem acesso após janeiro
de 2023 e fossem do tipo Autoconsumo
Local ou remoto inferior a 500 KW
, Geração
Compartilhada
até
500
KW
ou
EMUC.
A lei estabeleceu que a eletricidade de
tais sistemas passaria a não ter uma
compensação gradativa e escalonada
do componente Fio B da TUSD. A não
compensação iniciaria com 15% em 2023
e passaria para 30% em 2024, 45% em
2025, 60% em 2026, 75% em 2027 e 90%
em 2028;
•
Grupo 3: Formado pelos sistemas de GD
que conseguissem acesso após janeiro de
2023 e fossem dos tipos Autoconsumo
remoto
ou
Geração
compartilhada
acima
de
500 KW
. A lei estabeleceu que a eletricidade
de tais sistemas passaria a não ter uma
compensação de 100% do componente
Fio B da TUSD, 40% do Fio A da TUSD e
100% dos encargos T
arifa de Fiscalização
de Serviços de Energia Elétrica (TFSEE)
da TUSD e Pesquisa e Desenvolvimento e
Eciência
Energética
(P&D_EE)
da
TUSD
e
da TE.
Quadro 1.
Comparação entr
e o SCEE da lei nº14.300/2022 com o do Relatório AIR nº003/2019 da ANEEL.
Fonte: ANEEL (2019) e BRASIL (2022). Elaboração própria.
44
4. DESENVOL
VIMENTO SUSTENT
Á
VEL E A GERAÇÃO
DISTRIBUÍDA NO BRASIL
O desenvolvimento sustentável deve ser visto
nas suas dimensões. Nessa seção, analisaremos
o crescimento da GD no Brasil a luz da ideia de
desenvolvimento sustentável, ou seja, analisaremos
como o crescimento da GD no Brasil impactou nas
dimensões ambiental, econômica e social.
Conforme dito anteriormente, o Brasil terminou
2023 com 26.5 GW de potência instalada de GD,
das quais 99% eram provenientes da fonte Solar
Fotovoltaica (FV). Assim sendo, podemos dizer
que o crescimento da GD no Brasil contribuiu
para o desenvolvimento sustentável na dimensão
ambiental, uma vez que favoreceu o aumento
da oferta de eletricidade a partir de uma fonte
renovável
de
energia.
Ademais,
se
olharmos
o
crescimento da fonte solar FV no Brasil podemos
constatar que esta se deu majoritariamente via
GD, dado que 70% da potência total de energia
solar FV instalada no Brasil até 2023 é proveniente
da GD (Absolar
, 2025).
O crescimento da GD é apar
entemente positivo
na dimensão econômica, uma vez que os
investimentos nesse setor geram renda, empr
ego
e arrecadação para o governo. Segundo a Absolar
,
de 2012 a 2023 a GD no Brasil foi responsável por
investir
cerca
de
R$142
bilhões
e
arrecadar
mais
de
R$42
bilhões
de
impostos
(Canal
Energia,
2024). Em termos de geração de empregos, em
2022 o Brasil empregou cer
ca de 241 mil pessoas
no setor de energia solar FV
, sendo o quarto
país no mundo com mais empregos neste setor
(IRENA, 2023a). No entanto, é preciso destacar
o impacto negativo do crescimento da GD na
contratação de outras fontes renováveis no Brasil
e analisar o tipo de emprego gerado.
O crescimento da GD no Brasil se deu
majoritariamente via instalação de placas FV
importadas e, portanto, os empregos gerados no
setor não ocorrem em setor
es industriais, mas
nos setores de vendas, instalação e operação
e manutenção, que são tipicamente fornecidos
por pequenas empresas e utilizam mão de obra
com baixa qualicação
(IRENA, 2023a). Ademais,
o crescimento da GD no Brasil ger
ou uma
sobreoferta de eletricidade
5
e, consequentemente,
reduziu a demanda por outras fontes de energia,
em especial a energia eólica. Ocorre que a
indústria eólica brasileira, alvo de diversas políticas
públicas
6
, vem crescendo desde o início dos anos
2000 de tal forma que atualmente o aerogerador
produzido no Brasil possui, em média, 80% de
conteúdo local
7
. Em 2022 o Brasil foi o quinto
país
no
mundo
que
mais
empregou
trabalhadores
no setor de energia eólica, sendo boa parte dos
empregos no setor industrial de pr
odução de
componentes do aerogerador (IRENA, 2023a).
Portanto, o crescimento acelerado da GD, que
é baseado na importação de placas FV
, está
resultando na diminuição tanto da contratação de
energia eólica quanto da qualidade dos empregos
gerados nos setores de energia.
Apesar do crescimento da GD ter contribuído para
o aumento de uma fonte renovável de energia, a
solar FV
, esta gerou impactos negativos quando
analisamos a dimensão social, como veremos a
seguir
.
Segundo a ANEEL (2024a), dos 26,5 GW de
potência de GD instalados no Brasil até 2023
aproximadamente
47%
era
proveniente
do
setor
residencial, 30% do setor comer
cial, 15% do setor
5.-Em 2020 a demanda por eletricidade no Brasil caiu 1%, mas a potência instalada de solar FV via GD aumentou em 134%, batendo o
recor
de anual de instalação com cerca de 2,9 GW (EPE, 2021; ABSOLAR, 2025). De 2021 a 2024 o cr
escimento da potência solar FV via GD
foram sempre superior
es ao aumento da demanda por eletricidade no Brasil.
6.-A
Política de
Conteúdo
Local
do BNDES
(via
name)
para o
aerogerador
e
o
foco dado
pelos
programas
de
Subvenção
da FINEP
e
de P&D
da ANEEL são exemplos de políticas públicas adotadas para desenvolver a indústria eólica nacional.
7.-Neste
caso,
o
valor
de
80%
de
Conteúdo
Local
signica
que
o
Brasil
produz
inter
namente
equipamentos
do
aerogerador
que
juntos
repr
esentam 80% do valor do aerogerador
.
45
8.- Selecionou-se os anos 2021, 2022 e 2023 por
serem os anos de maior instalação de sistemas de GD no Brasil. Ademais,
chegou-se na
potência média dividindo-se a potência total instalada no setor residencial no ano pelo númer
o de unidades consumidoras (UC) que entraram
em operação.
9.-
Segundo
a
Greener
(2024),
o
preço
médio
de
um
sistema
de GD
r
esidencial
em
janeiro
de
2022
era de
R$5.16/Wp.
Portanto,
ao
multiplicar
os R$5,16/Wp por mil (para chegar no valor em KWp) e depois por cinco (para chegar no sistema de 5 KWp) chega-se nos R$24,400.00.
rural, 7% do setor industrial e 1% dos setores
de serviço público, poder público e iluminação
pública. Logo, o setor residencial é r
esponsável
por quase a metade da potência de GD instalada
no Brasil e se o juntarmos com o setor comercial
teremos uma participação de cer
ca de 77%.
Primeiramente, precisamos destacar que o custo
de acesso a sistemas de GD é elevado quando
comparados à renda da população brasileira.
Segundo dados da ANEEL, a potência média
dos sistemas de GD por unidade consumidora do
setor residencial que entraram em operação em
2021, 2022 e 2023 foi de, respectivamente, 5.07
KWp, 5.3 KWp e 5.63 KWp
8
. Segundo dados da
Greener (2024), em janeir
o de 2022 o custo de
um sistema FV de GD com potência de 5 KWp
seria
de
R$24,400.00
9
. Quando comparamos tal
valor com os dados sobre o r
endimento efetivo
domiciliar provenientes da Pesquisa Nacional por
Amostra de Domicílios (PNAD) contínua de 2022,
podemos constatar que são poucos domicílios
no
Brasil
que
nanceiramente
podem
ter
acesso
a um sistema de GD. Segundo dados da PNAD
contínua, em 2022 cerca de 56.4% dos domicílios
no
Brasil
tinham
um
rendimento
mensal
efetivo
abaixo
de
3
salários
mínimos
(R$3,636.00)
e
76,6%
abaixo
de
5
salários
mínimos
(R$6,060.00).
Ademais, o rendimento médio mensal domiciliar
per
capita
em
2022
foi
de
R$1,658.00,
sendo
que o rendimento médio mensal domiciliar per
capita dos 40% da população com menores
rendimentos
em
2022
foi
de
R$468.00
e
pelo
menos 70% dos domicílios possuíam rendimento
médio mensal domiciliar per capita menor que
R$1,824.00 (IBGE, 2024).
Portanto, é preciso ter em mente que, em geral,
quem tem acesso à sistemas de GD são famílias
de renda mais elevadas e empr
esas em boa
situação
nanceira.
Por
outro
lado,
os
subsídios
dados à GD são pagos em grande parte por
consumidores cativos que possuem capacidade
nanceira
limitada
e
diculdades
para
ter
acesso
a um sistema de GD. Portanto, trata-se de uma
distribuição de renda às avessas ou, no mínimo,
de uma má alocação de recursos, onde poucos
agentes
em
boas
condições nanceiras
recebem
subsídios bancados por uma parte considerável
da população de menor renda.
Para
exemplicar
a
má
alocação
de
r
ecursos
relacionados à GD descrita no parágrafo anterior
,
podemos comparar o valor dado em subsídios
para a GD nos últimos anos com o valor destinado
a outros pr
opósitos. A tabela 2 apresenta os
valores
dos
subsídios
existentes
no
setor
de
energia elétrica no Brasil entre os anos 2020 e
2023.
46
T
abela 2.
V
alor dos Subsídios no setor de energia elétrica no Brasil entre 2020 e 2023.
Fonte: ANEEL (2024c). Elaboração própria.
O primeiro ponto a se destacar é o cr
escimento
substancial dos subsídios à GD a partir de 2021.
Podemos observar que os subsídios à GD saem
de
R$
454
milhões
em
2020 para
cerca
de
R$ 7.1
bilhões
em
2023,
ou
seja,
um
aumento
de
cerca
de
1,464% em 3 anos. A participação dos subsídios
à GD no total concedido pelo setor saiu de 1.93%
em 2020 para 17.71% em 2023. Portanto, tanto
o valor bruto de subsídios dados à GD quanto sua
participação no total cresceram vertiginosamente
a partir de 2021, dado o aumento instalação de
sistemas de GD no Brasil em 2021, 2022 e 2023,
conforme mostra a tabela 1.
Destaca-se também que a partir de 2023 a GD
passou a ser a terceira maior conta de subsídios
do setor elétrica. Os subsídios destinados à
GD são superiores àqueles destinados para a
Universalização e para a T
arifa Social de Energia
Elétrica, que claramente são fontes de recursos
destinados à população de baixa renda.
O valor destinado à Universalização busca fazer
com que residências desconectadas da r
ede
passem a ter acesso à eletricidade. As famílias
atendidas por esses recursos geralmente são
de
baixa
renda
e
se
situam
em
locais
distantes
dos centros urbanos, com destaque para as
comunidades indígenas e quilombolas e para
localidades na região amazônica. Dentr
o da conta
Universalização se encontram o Programa Mais
Luz para a Amazônia, o Programa Luz para T
odos
e o Padrão Rural Gratuito. A tabela 2 mostra que
desde 2021 os subsídios à GD já superam os
valores destinados à Universalização. Em 2023
o
valor
destinado
à
GD
(R$7,141
milhões)
foi
4.13 vezes (ou 313%) maior que o destinado à
Universalização (R$1,729 milhões).
O valor destinado à T
arifa Social de Energia Elétrica
tem como objetivo subsidiar a energia elétrica
para
famílias
de
baixa
renda.
A
tabela
2
mostra
que entre 2021 e 2022 o subsídio anual destinado
à
GD
foi
se
aproximando
do
valor
destinado
à
T
arifa Social, até que em 2023 passou a ser maior
.
Em 2020,
por exemplo,
o
valor destinado
à
T
arifa
Social
(R$4,197
milhões)
foi
9.24
vezes
(ou
824%)
maior
que
o
destinado
à
GD
(R$
454
milhões),
mas em 2022 tal diferença caiu para 1.65 vezes
(ou 65.3%). No entanto, em 2023 os subsídios
destinados
à
GD
(R$7,141
milhões)
foi
22.6%
maior que o destinado à T
arifa Social.
É preciso ainda destacar que o valor destinado
à
Universalização
e
à
T
arifa
social
de
baixa
renda
podem reduzir no futur
o, o que não ocorrerá
com os subsídios à GD. No que se refer
e à
Universalização, quanto mais famílias tiverem
acesso à eletricidade, menor será a necessidade
de recursos para esta conta. Quanto à T
arifa social
de
baixa
renda,
esta
pode
se
reduzir
na
medida
que a renda das famílias mais necessitadas volte
a
melhorar
(seja
via
crescimento
econômico
ou
por meio de políticas públicas de valorização do
47
salário mínimo ou de distribuição de renda). Já
o valor dos subsídios dados à GD vão aumentar
conforme esta permaneça crescendo no país.
Ademais, mesmo que os subsídios à GD fossem
eliminados
hoje para
os novos
empreendimentos,
o respeito ao dir
eito adquiro manteria, ao menos
até 2045, os valores atuais dos subsídios.
Portanto, podemos concluir que a Lei 14.300/2022
que regulamentou a GD no Brasil ger
ou uma
distorção social, uma vez que está fazendo com
que os benefícios dados às famílias e empresas
de maior renda super
em os recursos destinados
às
iniciativas
que
beneciam
a
população
de
baixa
renda.
Além
disso,
apesar
de
constar
na lei 14.300/2022 a criação do Programa de
Energia Renovável Social (PERS), que se destina
a investimentos na instalação de sistemas
fotovoltaicos e de outras fontes renováveis aos
consumidores
da
Subclasse
Residencial
Baixa
Renda, pouco foi feito até o momento a este
respeito.
A GD no Brasil está se mostrando um importante
meio para o crescimento das FRE no Brasil, mais
especicamente
da
energia
solar
FV
.
O
Brasil
nalizou 2023
com 37.7
GW de
potência solar
FV
instalada, das quais 70% eram provenientes da
GD (Absolar
, 2025). Portanto, a GD no Brasil foi
importante para o desenvolvimento brasileiro na
dimensão ambiental.
Em relação à dimensão econômica, apesar
do crescimento da GD no Brasil ter impactado
positivamente o nível de investimento, a geração
empregos e a arr
ecadação do gover
no, a mesma
resultou em pr
oblemas como a queda da contratação
de energia eólica e, consequentemente, a queda
da qualidade do emprego gerado. Portanto, o
crescimento acelerado da GD no Brasil impactou
negativamente o desenvolvimento brasileiro na
dimensão econômica.
Por
m,
o
crescimento
da
GD
no
Brasil
ocorreu
em função de fatores como a queda no pr
eço
dos sistemas solares FV
, o encarecimento da
energia elétrica e a regulamentação do setor (em
função dos subsídios fornecidos por meio do
SCEE). Os subsídios dados à GD por meio da
REN nº 482/2012 estimulou o crescimento do
setor e levantou a questão da “espiral da morte”,
o que suscitou o debate sobre o assunto e a
necessidade de uma nova regulamentação. Em
2022 foi promulgada a lei 14.300, que r
eduziu os
subsídios ao setor de GD, além de ter mostrado
estar ciente tanto da
diculdade da população de
5. CONCLUSÃO
baixa
renda
ter acesso
a sistemas
de GD
(ao criar
o PERS) quanto aos riscos que o crescimento da
GD pode causar às distribuidoras ao reduzir sua
demanda. O fato é que os subsídios dados à GD
atuam como uma forma de distribuição de renda
às
avessas
e,
além
disso,
estão
chegando
a
um
nível muito elevado quando comparado às outras
fontes de subsídios do setor elétrico. Apesar
do novo marco da GD no Brasil ter r
eduzido
os subsídios, tal redução foi menor do que a
sugerida pela ANEEL e, portanto, o problema dos
subsídios e o impacto na distribuição de renda
permanecem.
Os subsídios dados à GD nos últimos anos
levantaram o questionamento sobre se o rápido
crescimento da GD no Brasil estava de acor
do
com a ideia de desenvolvimento sustentável em
suas dimensões econômica, ambiental e social.
O trabalho
nos
leva
a
concluir
que
o
crescimento
da GD no Brasil mostrou ter impactos negativos
quanto aos aspectos social e econômico, apesar
de ter sido importante para o crescimento de
uma fonte renovável de energia no país, a solar
FV
. Os impactos negativos nas dimensões social
e econômica estão diretamente r
elacionados
com o nível de subsídios dado ao setor de
GD no Brasil e, portanto, é importante que as
autoridades competentes busquem a redução
desses subsídios.
48
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51
ESTIMA
TIV
A DE CUSTOS E POTENCIAL DE
ABA
TIMENTO DE EMISSÕES DE MET
ANO NO
TRANSPOR
TE POR GASODUTOS NA CADEIA DO
GÁS NA
TURAL
COST ESTIMA
TES AND METHANE ABA
TEMENT POTENTIAL IN NA
TURAL
GAS TRANSMISSION PIPELINES
Harnon Martins Ramos
1
, Ana Claudia Sant’Ana Pinto
2
, Bruna Guimarães
3
,
Claudia Bonelli
4
, Gabriela Nascimento da Silva
5
, Henrique Rangel
6
Marcelo Alfradique
7
, Rafael Lemme
8
, Regina Fernandes
9
Recibido: 14/11/2024 y Aceptado: 18/6/2025
1.- harnon.ramos@epe.gov
.br
2.- ana.pinto@epe.gov
.br
3.- bruna.guimaraes@epe.gov
.br
4.- claudia.bonelli@epe.gov
.br
5.- gabriela.silva@epe.gov
.br
6.- henrique.rangel@epe.gov
.br
7.- marcelo.alfradique@epe.gov
.br
8.- rafael.lemme@epe.gov
.br
9.- regina.fernandes@epe.gov
.br
52
53
Esse estudo tem o objetivo de estimar as emissões de metano de uma infraestrutura da cadeia do gás
natural, assim como avaliar o potencial e o custo de abatimento com a implementação de medidas de
mitigação. Para isso, foi desenvolvido um estudo de caso genérico para a etapa de transporte de gás
natural, envolvendo três gasodutos de 113 km cada e três estações de compressão. A metodologia
abordou
o
dimensionamento
da
infraestrutura,
que
foi
conduzido
com
a
utilização
do
software
Que$tor
,
a estimativa das emissões de metano, a avaliação das medidas de abatimento capazes de r
eduzir
essas emissões e o cálculo do potencial e dos custos de abatimento. Como resultados, as emissões
fugitivas repr
esentaram mais de 72% das emissões de metano, enquanto 28% foram emissões de
venting. O
estudo
de
caso mostrou que
existem
medidas
de
redução de emissões
com
um
potencial
retorno econômico a partir do gás recuperado: três das cinco medidas avaliadas apr
esentaram essas
características para todos os níveis de preços de gás natural considerados. Além disso, todas as
medidas tr
ouxeram o benefício da
redução
de emissões de gases
de efeito estufa, com
potencial total
para abater até 87% das emissões das fontes analisadas no estudo de caso.
This
study
aims
to
estimate
methane
emissions
from
a
natural
gas
supply
chain
infrastructure
and
assess
the
potential
and
cost
of
abatement
with
the
implementation
of
mitigation
measur
es.
T
o
achieve
this,
a
generic
case
study
was
developed
for
the
natural
gas
transport
stage,
involving three
pipelines
of 113
km each
and thr
ee
compression
stations. The
methodology included
infrastructure
sizing, which
was
conducted
using
the
Que$tor
software,
estimating
methane
emissions,
evaluating
abatement
measures capable of r
educing these emissions, and calculating the abatement potential and costs. As
a result, fugitive emissions
repr
esented more than 72% of methane emissions, while 28% wer
e venting
emissions.
The
case
study
showed
that
there
are
emission
reduction
measures
with
potential
economic
returns
from
the
recover
ed
gas:
three
of
the
ve
measures
evaluated
presented
these
characteristics
for all
levels of
natural gas prices
considered.
Additionally
, all
measures
provided
the
benet of
reducing
greenhouse
gas
emissions,
with
a
total
potential
to
reduce
up
to
87%
of
emissions
from
the
sources
analyzed in the case study
.
P
ALA
VRAS CHA
VE:
emissões, metano, cadeia do gás natural, medidas de mitigação, custo de aba-
timento.
KEYWORDS:
emissions, methane, natural gas supply chain, mitigation measures, abatement costs.
Resumo
Abstract
54
1. INTRODUÇÃO
Com o acirramento das mudanças climáticas,
diversos setores têm considerado a substituição de
combustíveis de elevado teor de carbono - como
óleo diesel, carvão mineral e óleo combustível -
pelo gás natural, uma vez que sua queima resulta
em menos emissões de CO2 e de poluentes de
efeito
local,
por
exemplo,
particulados
e
óxidos
de
enxofre.
No
entanto,
o
gás
natural
é
constituído,
em grande parte, por metano, e sua volatilidade
propicia vazamentos em diversas etapas da cadeia,
o que motiva a avaliação de medidas de mitigação
dessas
emissões,
a
m
de
aumentar
ainda
mais
a competitividade ambiental desse energético.
Segundo Settler et al. (2022), o total de metano
emitido ao longo da cadeia de produção de gás
natural pode repr
esentar de 0,2% a 10% do total
de gás produzido. No Brasil, o aumento potencial
da
oferta,
a ampliação
da
malha
de
gasodutos e
a
previsão de novos terminais de GNL (EPE, 2023)
indicam uma tendência de crescimento no uso
do
gás
natural
na
próxima
década,
reforçando
a
relevância de analisar as emissões e implementar
tais medidas de mitigação.
A importância de se compreender o pr
ocesso de
emissões de metano na atmosfera é acentuada
por seu elevado potencial de aquecimento global
(GWP
–
Global
W
arming
Potential)
no
curto-
médio prazo, de cerca de 80 vezes o do CO2
(IPCC,
2023),
além
de
sua
alta
inamabilidade
e
explosividade.
O elevado
GWP
e
baixo
tempo
de
vida na atmosfera - cerca de 12 anos - tornam o
metano um Gás de Efeito Estufa (GEE) chave
nas
estratégias de mitigação de curto-médio prazo.
As trajetórias de redução de emissões mais custo-
efetivas
para manter
o aumento
máximo
de 1,5℃
na temperatura média da atmosfera terrestr
e até
2050 focam na redução de 30-60% das emissões
mundiais de metano até 2030, em relação
aos níveis de 2020 (GMP
, 2023). Além disso, a
viabilidade técnico-econômica favorável das
principais medidas de abatimento das emissões
de metano tem motivado diversas iniciativas
internacionais para redução das emissões desse
gás na cadeia dos combustíveis fósseis (IEA,
2024a;
Methane
Guiding
Principles,
2023;
GMP
,
2023). Dessa
forma, para
que a expansão
do uso
do
gás
natural
seja
acompanhada
de
esforços
de redução das emissões de GEE, é de grande
importância
identicar
e
contabilizar
as
emissões
de metano ao longo da cadeia.
Este artigo tem o objetivo de estimar o potencial
de
redução
de
emissões
de
metano
em
um
trecho
de
um
gasoduto
de
transporte
hipotético
de
gás
natural e indicar o custo marginal de abatimento
dessas emissões com a implementação
de
medidas
de
mitigação.
A
escolha
pela
etapa
de
transporte
se
justica
pela
elevada
repr
esentatividade desse elo no total de emissões
de metano da cadeia do gás natural, entre 0,05 e
4% do gás produzido (Balcombe et al. 2016).
55
2. METODOLOGIA
A metodologia utilizada para estimar o potencial
de redução de emissões de metano em um
trecho
de
um
gasoduto
de
transporte
hipotético
de gás natural envolveu cinco etapas principais:
1)
levantamento
de
dados;
2)
denição
dos
parâmetros para a infraestrutura analisada;
3) modelagem; 4) estimativa do potencial de
redução das emissões das medidas de mitigação;
e 5) cálculo do custo marginal de abatimento.
1) Levantamento de dados:
Para o
desenvolvimento do estudo foram coletados
dados na literatura (EP
A, 2024; IEA, 2024a; ICF
,
2014) sobre emissões de metano na cadeia do
gás natural, incluindo: as principais fontes e os
fatores de emissão; as pr
opriedades físicas
das infraestruturas de gás natural no Brasil; e
as medidas de abatimento disponíveis, assim
como seus custos e potenciais de redução
das emissões de metano.
2)
Denição
dos
parâmetros
para
a
infraestrutura
analisada:
O escopo do estudo
envolve gasodutos de transporte e as estações
de compressão necessárias para compensar a
perda de
carga
ao longo
de
sua
extensão.
Os
parâmetros necessários para a modelagem,
como vazão de gás natural, diâmetro do
gasoduto e pressões de sucção e de descarga
das estações
de compressão, foram denidos
a partir do tratamento estatístico dos dados
disponíveis para os gasodutos de transporte
existentes
no
Brasil.
Os
dados
foram
obtidos
da base de dados da ferramenta WebMap
1
da EPE e dos documentos das empresas
transportadoras de gás natural no Brasil TBG
(T
ransportadora Brasileira Gasoduto Bolívia),
T
AG (T
ransportadora Associada de Gás),
GasOcidente, NTS (Nova T
ransportadora do
Sudeste) e TSB (T
ransportadora Sulbrasileira
de Gás).
3)
Modelagem:
Nessa etapa foi utilizado
o
softwar
e
Que$tor
2
, com a simulação de
um
trecho
genérico
da
infraestrutura
de
transporte do gás natural. O modelo foi
utilizado com o principal objetivo de validar o
dimensionamento da infraestrutura e estimar
parâmetros adicionais. Durante a modelagem,
os
parâmetros
denidos
na
etapa
anterior
foram ajustados de forma iterativa, por meio
de simulação com obtenção de parâmetros
adicionais, garantindo uma equivalência
entre as pr
essões de saída de gasodutos
e as pressões de sucção de estações de
compressão, bem como entr
e as pressões de
descarga das estações de compressão e as
pressões de entrada dos gasodutos.
A
Figura
1
mostra
o
trecho
simulado
do
gasoduto de transporte:
1.- Disponível em: https://www
.epe.gov
.br/pt/publicacoes-dados-abertos/publicacoes/webmap-epe
2.- O
Que$tor é um
software
desenvolvido pela S&P
Global, focado
na estimativa de
custos de pr
ojetos de
óleo e gás,
com detalhamento
de
CAPEX e
OPEX para
infraestruturas onshor
e, oshor
e e de r
egaseicação de GNL. O
software possui uma
base de dados de
custos robusta
e
detalhada
em
tecnologias,
mão
de
obra,
materiais,
equipamentos,
entre
outros.
O
software
também
é
útil
no
dimensionamento
dessas
infraestruturas,
na
fase
conceitual,
e
permite
modelar
o
escoamento
do
gás
natural
nos
gasodutos,
auxiliando
na
estimativa
preliminar
de
parâmetros como pr
essão, temperatura, perda de carga, diâmetr
o do duto, potência dos compressor
es, emissões etc. Mais informações em
https://www
.spglobal.com/commodityinsights/en/ci/products/questor
-oil-gas-project-cost-estimation-software.html
56
Figura 1.
T
recho da infraestrutura de transporte analisado. O trecho dentr
o da
linha tracejada repr
esenta a infraestrutura analisada.
T
abela 1:
Fatores de emissão de metano para fontes selecionadas.
Fonte: elaboração própria no software Que$tor
.
Fonte: Elaboração própria, com dados de EP
A (2024).
Conforme mostra a Figura 1
, foram mo
delada
s
três estações d
e compres
são (ECOMP
UPGN, ECOMP 2 e ECOMP3
) nece
ssá
rias
para que o gás n
atural pudesse p
ercorrer três
trechos d
e 1
1
3
km
cada,
dentro da
s pre
ssões
especi
cadas.
Adicionalmen
te
,
foi
incluído
um
trecho
d
e
gasoduto
de
0,
1
km,
somente
para transpor
tar o gás natural da Unidade
de Processa
mento de Gás Natural (UPGN)
(
origem do gás modelado
) para a primeira
estação de c
ompress
ão
, rep
resentando
um
uxo
que
no
caso
rea
l
ocor
reria
dentr
o
da própria unidade de pr
oce
ssamento
. Foi
conside
rada a entrega do gás e
m um Cit
ygat
e
no
nal
do
sistema
(Onshore
sink
1
)
.
No
entant
o
, soment
e gasodutos
de transporte e
estaçõe
s de comp
ressão foram con
sideradas
para o cálcu
lo de emis
sões d
e metano, ou
seja,
a
par
te
da
Figura
1
delimitada
na
linha
tracejada. P
ar
tindo dos parâmetr
os mapeados
na Figura 1 e realiz
ando um proce
sso iterativo
na modelagem, foram ob
tidos os seguint
e
s
parâmet
ros de
dimensionament
o do gasoduto
:
4)
Esti
mativa
do
p
otencial
de
r
eduçã
o
d
as
emissões das
medidas de
abatimento
:
para
esta etapa, foi nece
ssá
rio tamb
ém estimar
as emis
sões de m
etano prov
enie
nt
es da
infraestrutura ana
lisada. Os cá
lculos foram
feitos a par
tir dos fat
o
res de emis
são médi
os
de infraestruturas típi
cas dos EUA (E
P
A, 202
4)
,
devido à esc
assez de d
ados públicos d
esse
tipo para o Brasil. A T
abela 5 a
presenta as
font
e
s de emiss
ão identi
cadas e os dados de
fat
o
res de emis
são utilizados.
•
V
a
z
ão
de
entrada
de
gá
s
natural:
9
mi
lhões
de m3/
dia
•
E
x
tensão
do
gasoduto
:
três
trech
os
de
1
1
3 km c
ada
•
Diâmetr
o nominal do gas
odut
o
: 20”
•
Pressão
de
su
cção
das
ECOMPs:
6
0,
3
–
76
b
a
r
•
Pressão de des
carga das ECOMPs: 9
7
,8
– 1
06 bar
•
Po
tência dos compres
sores das ECOMPs:
2
,2
4
–
4
,2
MW
(dois
compressore
s
em
cada
ECO
MP)
Notas:
1.- Os valores se r
eferem à média aritmética
dos fatores de emissão disponibilizados pela
EP
A nos anos de 2018, 2019, 2020, 2021 e
2022 (EP
A, 2024).
2.-
As
fontes
de
emissão
identi
cadas
neste
estudo
não
são
exaustivas,
ou
seja,
repr
esentam
apenas
exemplos
de
possíveis fontes de emissão na infraestrutura
selecionada.
57
No cálcu
lo das emi
ssõe
s t
otais da infraestrutura
analisada, multiplicou-se os fa
tores de emissão
da T
abel
a 5 por 1
,3 para adaptar os valores
para a reali
dade bras
ileira (tropica
lizaç
ão
)
,
conforme pr
ocedimento a
dota
do pela Agência
Int
e
rnacional de Energia, na plataf
orma
Methane
T
rack
er
(IE
A
,
202
4a)
3
. Em relação
aos disposit
ivos
pneumát
icos, cabe r
essaltar
que no mercado
nor
te-ameri
cano existem
, em
média,
3
disposi
tivos
de
alta
e
missão
(high
blee
d)
e
3
de
baixa
emissão
(low
bleed)
a
cada
2
ECOMPs
(EP
A,
202
4
)
,
o
qu
e
signi
ca
um to
ta
l entre 4 e 5 dispositivos de cada
tipo para o sistema model
ado neste estudo
.
Conside
rando qu
e algumas ativi
dades só
podem
ser
desempe
nhadas
por
dispositivos
high
blee
d
(ICF
,
20
1
4
)
,
optou-
se
po
r
simul
ar
a
troca
de
apen
as
2
dispos
itivos
hig
h
bl
eed
por
low
bleed
no
sist
ema,
para
ns
ilustrativos
.
Para as emissõ
es de venting nos gasodu
tos
,
conside
rou-se que a infraestrutura é comp
osta
de 1
5 segmentos de gasodutos de 22
,5 km (
1
4
milhas
)
,
separados
por
válv
ulas.
De
ssa
forma,
assume
-se que é feita uma ma
nutenção em
um
segme
nt
o
por
ano,
tamb
ém
para
ns
ilustra
tivos
.
A
de
nição
dos
segmentos
do
gasoduto te
ve como ref
erência o c
álculo
conser
vador da distância mín
ima média e
ntre
válvulas,
que
é de
1
0 a
20 milh
as (
1
6
a
32 km)
(MJB&
A
, 20
1
6)
.
5)
Cá
lculo
do
cu
sto
ma
rgina
l
de
ab
atimento:
o custo marginal de abatiment
o é um indicado
r
muit
o útil para a
valiar a viabilidade t
écnico-
econô
mica de p
rojet
os d
e mitigação de GEE.
O
indic
ador
se
ref
ere
ao
custo
na
ncei
ro
de se abater uma unidade (de massa ou
energia,
por
exemplo
)
de
GEE
.
Ne
sse
estudo,
foram a
valiadas medidas de aba
timent
o
capa
zes de reduzir a
s emissõ
es de meta
no
da infraestrutura e posterio
rmente calculados
seus cust
os marginais de abatiment
o.
Os
cálcul
os levaram em consi
deração: os cust
os
de investiment
o e de operação e ma
nutenção
(O
&M) das me
didas de m
itigação
; o pot
e
ncial
de
mitigação
d
e
cada
me
dida;
e
o
s
ganhos
econômicos
4
resultant
es do gás recuperado
.
Seguindo a met
odologia da IEA (2
02
4b
)
,
utilizou-se o cust
o de investimento (
CAPE
X
)
anualiz
ado
, adicionado aos custos anuais de
O&M e subtraído das receita
s anuais. O valor
obtido
, ao ser di
vidido p
elo potencial anua
l de
mitigação de e
missõe
s de metano, result
ou
no custo marginal de abatimento
, conforme as
equaçõ
es aprese
ntadas abai
xo
:
On
d
e:
Ca
b
at:
c
usto
ma
rgina
l
d
e
abatime
nto
,
em
US
$/
milhã
o de BTU d
e meta
no
Canual
:
cust
o anual líquido
5
, em US$/
ano
P:
potenci
al
de
abatim
ento
a
nual,
em
mil
hão
de
BTU d
e meta
no/
ano
K:
c
u
s
t
o
d
e
c
a
p
i
t
a
l
(
C
A
P
E
X
)
a
n
u
a
l
i
z
a
d
o
,
e
m
U
S
$
/
ano
O&
M:
c
usto de O&M (OPE
X
), em US$/
ano
R:
rec
ei
ta anu
al do g
ás natura
l recu
perad
o, em
US$/ano
,
o
btida
medi
ante
P e
o preço
da
mol
écul
a
do gás n
atural
I:
inves
timento inic
ial (CAPE
X
), em US$
FRC:
fator de rec
upe
ração d
e ca
pita
l
r:
ta
xa
de
de
sco
nto
,
co
nsid
erad
a
8%
para
e
sse
estud
o (ta
xa re
al)
m:
temp
o de v
ida úti
l do equ
ipa
mento
, em an
os
6
3.- O Methane T
racker obtém os fatores de emissão dos países
a partir de um escalonamento dos fator
es de emissão da infraestrutura dos
Estados Unidos. Para
o downstr
eam do Brasil,
o fator de
escalonamento é 1,3
(baseado na extensão
das redes de gasodutos
e oleodutos e
na capacidade e utilização de re
no de petróleo).
4.-
O
estudo
não
aborda as
particularidades
do
sistema
de
transporte,
como
cálculo
de
tarifa,
base
regulatória de
ativos
e
receita máxima
permitida, por exemplo.
5.- A rigor
, o custo marginal de abatimento considera somente os investimentos e as despesas e não contabiliza as receitas do projeto. No
entanto, seguindo a metodologia da IEA (2024b), foi calculado um custo anual líquido, em que a receita pr
oveniente da recuperação do gás
natural não emitido é considerada.
6.- Seguindo a metodologia de Natural Gas ST
AR Program, foi adotado um padrão de 5 anos para os equipamentos r
eferentes a todas as
medidas de mitigação, que é também o tempo em que se espera um retorno do investimento (EP
A, 2014).
58
Os dados
7
de cust
o
s de capi
tal (C
APEX
)
,
os custos de O&M (
OPEX
) e o pot
e
ncial
de mitigação da
s emiss
ões de m
etano (
%
)
relacionado
s à implementação
das medidas
de mitigação
selecionadas for
am obt
idos do
ICF Int
ernational (ICF
, 20
1
4) e da E
P
A (
202
4
).
conforme T
abela 7
:
Para ajustar o CAPEX aos valores d
e 202
3,
foram utilizados os índic
es de custo de
enge
nhari
a
e
co
nstrução
(CEPC
I)
8
d
e 20
1
4 e
202
3 e para o a
juste dos cust
os d
e O&M, foi
utilizado o INPC de 20
1
4 a 2023
. A
inda, aos
custos de in
vestiment
o da T
abel
a 7
, qu
e são
baseados no mer
cado dos E
UA, foi a
dicionado
50%
, com o o
bjetivo de tr
opica
lizar os custos.
Para o cálculo da rec
eita do g
ás natural
recuperado
, foi con
siderado como pr
eço
de referência a média d
a parcela “molé
cula”
dos preços do g
ás natural Pet
robras para
as distribuido
ras para 202
3, com valor de 1
2
US$/milhão de BTU (MME
, 202
3)
.
T
abela 2:
CAPEX, OPEX e potencial de mitigação para medidas selecionadas.
Fonte: Elaboração própria, com dados de ICF (2014) e EP
A (2024).
Notas:
1.-LDAR: Leak Detection and
Repair são programas de
detecção e repar
o de vazamentos
7.- É importante destacar que não foi realizada cotação com empr
esas de equipamentos e serviços para estimativa de custos. Dessa forma,
os custos de CAPEX e OPEX são provenientes da literatura, com uma incerteza associada r
eferente à etapa conceitual de pr
ojetos, de -50
a 100%.
8.- Disponível em https://toweringskills.com/nancial-analysis/cost-indices/.
59
T
abela 3:
Principais fontes de emissões de metano, suas características
e as medidas de mitigação identicadas.
Fonte: Elaboração própria
3. RESUL
T
ADOS
A T
abela 3 mostra as principais fontes
9
de
emissões
de
metano
identicadas,
os
valores
correspondentes de emissão calculados e
A maior fonte emissora do estudo de caso foram
os seis compressor
es centrífugos (selo úmido) das
estações de compressão, com 530 tCH4/ano.
Na sequência, estão as emissões de venting nas
estações de compressão e as emissões fugitivas
nos gasodutos e estações de compressão, com
281 tCH4/ano e 253 tCH4/ano, respectivamente.
As menores fontes emissoras foram venting
nos gasodutos e dispositivos pneumáticos de
alta
emissão
(high
bleed),
com
11
tCH4/ano
e
7,4 tCH4/ano, respectivamente. As emissões
fugitivas, aquelas consideradas não intencionais,
repr
esentaram mais de 72% das emissões do
estudo de caso. As emissões restantes são
emissões de venting, portanto intencionais e
decorrentes de atividades operacionais ou de
segurança.
O
valor
baixo
das
emissões
de
venting
nos
gasodutos, quando comparado às demais fontes
as
medidas
de
abatimento
identicadas
com
potencial de mitigar essas emissões.3
emissoras, pode estar associado à premissa de
que apenas um segmento de gasoduto de 22,5
km
(14
milhas)
é
esvaziado,
uma
vez
por
ano,
para
intervenções
de
manutenção.
Caso
haja
um número maior de manutenções, ou em mais
trechos,
as
emissões
de
venting
nos
gasodutos
serão maiores.
A Figura 2 mostra a curva do custo marginal de
abatimento obtida para as medidas de mitigação
aplicadas no estudo de caso:
9.- As fontes de emissão identicadas foram usadas como exemplo ilustrativo. Na prática, pode haver mais fontes de emissão.
60
Figura 2:
Curva do custo marginal de abatimento para as
médias estudadas para o nível de preço de r
eferência do gás.
No
grá
co
da
Figura
2,
c
ada
medida
d
e
mitigação é represe
ntada por uma bar
ra: sua
extensão
hor
izontal
(
eixo
x)
mostra
o
potencial
de
a
batiment
o
anua
l,
e
sua
altura
(eixo
y)
ilustra
seu custo marginal de abatimento
, com me
didas
abaixo
do
ei
xo
x
a
presentand
o
custo
ma
rginal
de abat
iment
o negativo (
com re
t
orno econômico
a par
tir do gás
recuperado
, pois as r
eceitas
superam os c
ust
os conforme a eq
uação do custo
marginal de a
batiment
o
, Ca
nual)
. Por outro lado
,
as
me
didas
acima
d
o
e
ixo
x
apres
entam
c
usto
marginal de abatiment
o positivo (
se
m ret
orno
econômico a par
tir do gás
recuperado
)
.
Conforme mostra a Figura 2
, o pot
encial total de
abatimento das medidas ana
lisadas refere-se a
no
má
xim
o
938
tCH4
/
ano,
8
7
%
da
s
emissõ
es
das fon
t
es av
aliadas no estudo de caso
. Ressalta-
se
q
ue
pode
ha
ver
sob
reposição
do
potencial
de abat
iment
o das medidas relacionadas
às
emissõ
es fu
gitivas do estudo de c
aso
, LDAR e
sistema
de
recupe
ração
de
d
egas
ei
cação,
de
forma que o abatimento t
otal na prática pod
e ser
menor qu
e o indicado.
Em t
ermos d
e toneladas de CO2 equivale
ntes
(tCO2
e)
, a T
abela 4 a
presenta os valores d
e custo
marginal de a
batiment
o e pot
e
ncial d
e abatimento
correspondent
e
s, par
a um G
WP do me
tano
10
de
2
7
,9 (IPCC
, 2023
).
10.- Para um horizonte de 100 anos.
61
Foi construída uma análise de sensibilidade para
entender como vari
ações n
o preço do gá
s natural
afetam o cust
o ma
rginal de abatimento das
medidas mencionadas. A análise f
oi desenvolvida
conside
rando
a
fa
ixa
de
preç
o
de
gás
natural
de
8
–
1
6
US$/
milhão
d
e
BT
U
,
conforme
apresentado
na Figura 3.
T
abela 4:
Custo marginal de abatimento e potencial de abatimento, em unidades de CO2e
Figura 3:
Análise de sensibilidade do custo marginal de
abatimento das medidas avaliadas frente a variações no pr
eço do gás natural
Fonte: Elaboração própria
Fonte: Elaboração própria, com dados de MME (2023).
62
A Figura 3 mostra que, para t
odas as me
didas de
mitigação
, o custo marginal de aba
timent
o reduziu
na medida e
m que o preç
o da molé
cula de gás
natural aumentou
. Is
so se deve ao aumento da
receita a
nual do gá
s natural recuperado em ní
veis
maiores de p
reço do gás. As me
didas de mi
tigação
“Sistema
d
e
Rec
uperaç
ão
de
D
egas
eic
ação”
,
“T
rocar
por
dispositivos
d
e
b
aixa
emissão
(Low
B
leed
)
”
e
“Captura
de
g
ás”
aprese
ntaram
custo marginal de abatiment
o negativo para
t
odos os níveis d
e preços con
siderados no
estudo
de
cas
o
.
Isso
signic
a
que
há
ret
orno
nance
iro
,
mes
mo
em
níveis
menores
de
p
reço
de gás natural, caracterizando a v
iabilidad
e
econômica da implementação dest
as medidas.
As medid
as “LDAR” e “Esv
a
ziamento ant
e
s da
manutenção
” a
presentaram cust
o ma
rginal de
abatimento positivo para t
odos o
s níveis de
preços cons
iderados no e
studo de ca
so
, ou seja,
não
hou
ve
ganho
eco
nômico
mes
mo
em
níveis
maiores de p
reço
.
Cabe notar que alteraçõe
s nos parâmetros
utilizados no cálculo do cust
o marginal de
abatimento
, como a evolução tecnológi
ca de
algumas m
edidas d
e mitigação e até mesmo
um futuro dese
nvolvimento de mecanis
mos de
precicação
de
carbono
,
podem
modicar
a
viabili
dade técnico-
econ
ômica da
s medida
s e o
seu cor
respond
ente deslocam
ento na análise de
sensibilidade.
4. CONCLUSÃO
Est
e ar
tigo bus
cou contribuir pa
ra as discuss
ões
de emis
sões d
e metano na cade
ia de gás n
atural
no Brasil, trazendo um e
studo de caso c
om
uma
proposta
de
metodologia
de
quanticação
de emis
sões robusta e base
ada em referências
da literatura consolidadas no as
sunto
. O objeto
do estudo de c
aso foi uma infraestrutura de
transporte de gás n
atur
al,
simulada com
base
em
parâmetros
típicos
da
malha
de
gasodutos
brasile
ira, com objetivo de estimar as e
missõe
s de
metano e
av
aliar a viabilidade t
écnico-econômica
da implantação d
e medida
s de mitigação. Apes
ar
de se tratar de uma infraestru
tura de transpor
t
e,
a mesma met
odologia pode ser aplicada a out
ros
elos da c
adeia do g
ás natural.
O
estudo
d
e
caso
mostrou que
exist
e
m
medi
das
de redução d
e emissõ
es com u
m pot
e
ncial
ret
orno econômico a par
tir do gás r
e
cuperado
.
Especicament
e no caso
estudado
, t
rês medidas
apresentara
m ess
as característica
s para todos
os níveis de preç
os de gás natural cons
iderados.
Por outro lado
, outras duas não a
presentara
m
viabili
dade eco
nômica p
ara os níveis de preç
o
de gás natural adotados e dentro do conjunto
de premiss
as e parâm
etros considerados. No
entanto
,
todas
as
me
didas
trouxeram
o
b
enefíci
o
da redução de e
missõ
es de gas
es de efeito
estufa, com potencial to
ta
l para abater at
é 87
%
das emis
sões d
as font
es anali
sadas no e
studo
de caso. É impor
tante notar que os custos
relacionados a in
stalaçõe
s reais pod
em divergir
das médias consideradas
nesta análise
, devido
às diferença
s dos dados disp
oníveis na literatura
e
aos
parâm
etros
d
e
projeto
escol
hidos.
De
ssa
forma, ressalta-se a importância de c
onduzir
estudos
e
specí
cos
pa
ra
cada
inf
raestrutura,
de
modo
a
identic
ar
e
prior
izar
medid
as,
que
vão
ter
res
ultados
es
pecí
cos
para
c
ada
projet
o
,
tanto em pot
enc
ial de mitigaç
ão quanto no cust
o
marginal de abatiment
o.
63
6. REFERENCIAS
Balcombe,
P
.,
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T
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Global
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Disponível
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https://iea.blob.
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racker_Documentation.
pdf. Acesso em abril de 2024.
Intergovernmental
Panel
on
Climate
Change
(IPCC).
(2023).
Material
suplementar
do
capítulo
7
–
Sixth
Assessment
Report W
orking Group
I (AR6
WGI). Disponível
em https://www
.ipcc.ch/r
eport/ar6/wg1/downloads/report/IPCC_
AR6_WGI_Chapter07_SM.pdf. Acesso em abril de 2023.
Methane
Guiding
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Methane
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Disponível
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methaneguidingprinciples.org/. Acesso em maio de 2024.
M.J. Bradley & Associates LLC (MJB&A). (2016). Analysis of Pipeline and Hazardous Materials Safety Administration
Proposed New Safety
Rules:
Pipeline
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Mitigation Options.
Disponível
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Ministério
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Boletim
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Settler
, A., et al.
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Applied Energy
, 333, 120511. https://doi.org/10.1016/j.apenergy
.2022.120511
65
CENTRALES HÍBRIDAS EN EL CONTEXTO DE LA
TRANSICIÓN ENERGÉTICA
HYBRID POWER PLANTS IN THE CONTEXT OF THE
ENERGY TRANSITION
Vinicius Santos Pereira
1
, Edmar Luiz Fagundes Almeida
2
Marco Antonio Haikal Leite
3
, Sergio Luiz Pinto Castiñeiras Filho
4
Recibido: 28/10/2024 y Aceptado: 12/3/2025
1.- vinicius.pereira@aluno.puc-rio.br
2.- edmar@puc-rio.br
3.- mahaikal@puc-rio.br
4.-sergiocastfh@gmail.com
66
67
Las
centrales
híbridas
están
ganando
protagonismo
en
el
escenario
de
la
transición
energética
por
su
capacidad para integrar múltiples fuentes de energía, renovables o no, en un único sistema de generación.
Este
enfoque,
a
menudo
complementado
con
sistemas
de
almacenamiento,
pretende
maximizar
la
producción de energía y r
educir la variabilidad del suministro, lo que se traduce en un abastecimiento más
able y económico.
Este artículo pr
etende analizar el atractivo
y las posibles
aportaciones de
las centrales eléctricas
híbridas en
el
contexto
de
la
transición
energética,
centrándose
en
su
competitividad
económica,
sus
ventajas
técnicas
y
sus
retos
normativos.
Se
presenta
y
analiza
el
concepto
de
centrales
híbridas
y
su
aplicación
en
la
regulación
brasileña.
A
continuación,
el
documento
señala
las
principales
motivaciones
para
el
uso
de
sistemas
híbridos
de generación, centrándose en los impactos de la difusión de las energías renovables variables, como
la
energía
solar
distribuida,
en
la
curva
de
demanda
de
energía
despachable
se
discuten.
El
precio
horario
de
la
energía debido a la variabilidad de la carga se analiza en la tercera sección, destacando las oportunidades de
las centrales
híbridas en
el mercado
actual. El
documento también
analiza la
popularización de
las centrales
híbridas
debido
a
la
reducción
del
coste
de
las
tarifas
por el
uso
de la
r
ed
de
distribución
y
la
contribución
potencial
de
las
centrales híbridas
a la
descarbonización de
los sistemas
aislados. Por
último,
el
documento
presenta
ejemplos
de
proyectos
de
generación
híbrida
en
Brasil
y
explora
la
agenda
de
investigación
relacionada
con
las
centrales
híbridas,
destacando
un
proyecto
piloto
que
está
desarrollando
el
Instituto
de Energía de
la PUC-Rio.
En r
esumen, las centrales
híbridas representan
una estrategia prometedora
para
afrontar
los retos
de la
transición energética, ofr
eciendo una
solución exible
y económicamente viable
para
la generación de electricidad.
Hybrid
plants
are
gaining
prominence
in
the
energy
transition
scenario
due
to
their
ability
to
integrate
multiple
energy
sources,
whether
renewable
or
not,
into
a
single
generation
system.
This
approach,
often
complemented
by
storage
systems,
aims
to
maximize
energy
production
and
reduce
variability
in
supply
,
resulting in a mor
e reliable and economical supply
.
This
article
aims
to
analyze
the
attractiveness
and
potential
contributions
of
hybrid
power
plants
in
the
context
of
energy
transition,
focusing
on
their
economic
competitiveness,
technical
advantages,
and
regulatory
challenges.
The
concept
of
hybrid
power
plants
and
their
application
in
Brazilian
regulation
is
presented
and
analyzed.
Next,
the
paper
points
out
the
main
motivations
for
the
use
of
hybrid
generation
systems,
focusing
on
the
impacts
of
the
diusion
of
variable
renewable
energies,
such
as
distributed
solar
energy
,
on
the
dispatchable
energy
demand
curve
are
discussed.
The
hourly
pricing
of
energy
due
to
load
variability
is
analyzed
in
the thir
d
section,
highlighting
the opportunities
for
hybrid
plants
in
the
current
market.
The paper
also discusses
the popularization
of hybrid
plants due
to the
reduction
in the
cost
of taris
for use
of
the
distribution
network
and
the
potential
contribution
of
hybrid
power
plants
to
the
decarbonization
of
isolated
systems.
Finally
,
the
paper
presents
examples
of
hybrid
generation
projects
in
Brazil
and
explores
the
resear
ch agenda related
to hybrid
plants, highlighting a
pilot pr
oject being developed by the
Energy Institute
of
PUC-Rio.
In
summary
,
hybrid
power plants
r
epresent a
promising
strategy
for
meeting
the
challenges of
the energy transition, oering a exible and economically viable solution for electricity generation.
P
ALABRAS CLA
VE:
centrales
híbridas,
transición
energética,
energías
renovables,
almacenamiento
de
energía,
energía
solar
distribuida,
taricación
horaria
de
la
energía,
descarbonización,
sistemas
aislados,
proyecto piloto, generación de energía eléctrica.
KEYWORDS:
emissions, methane, natural gas supply chain, mitigation measures, abatement costs.
Resumen
Abstract
68
1. INTRODUCTION
The
global
en
ergy
transition
i
s
resh
aping
the
electricit
y sector
, driven by economic,
regulat
or
y
,
a
n
d te
c
h
no
l
o
g
i
c
a
l
tr
a
ns
f
o
r
m
at
i
o
ns
.
On
e
of th
e key
developments
in
this
transi
tion
is
the
inc
reasing
deployme
nt
of
hybrid
power
plants,
which
integrat
e
multiple
energy
sources
t
o
enhance
reliabilit
y
,
optim
ize cost
s, and r
educe environmental
impacts.
Hybr
id
power
pla
nts
play
a
cr
ucial
role
in
addres
sing
the
int
ermi
ttency
of
renewable
sources
w
hile
ma
ximizing
the
eciency
of
existing
energy infrast
r
uctur
e.
Hybrid
po
wer
plants
combine
dierent
pr
imar
y
energy
sou
rces,
su
ch
as
solar
,
wi
nd,
hydro
,
biomass, and fossil fuels, often incorporating energy
st
orage
syst
ems
t
o
improv
e
supply
stabilit
y
.
T
his
i
n
t
e
g
r
a
t
i
o
n
a
l
l
o
w
s
f
o
r
b
e
t
t
e
r
a
d
a
p
t
a
t
i
o
n
t
o
u
c
t
u
a
t
i
n
g
energy demand, reducing supply disruptions
and
optimizing
the
utilization
of
transmission
and
distribut
ion
networks
.
C
onsequently
,
h
ybrid
power
plants contribute t
o syst
e
m resilien
ce, economic
eciency
, and
the
ov
e
rall
sustainability o
f
e
lectricit
y
ge
ne
ratio
n
(
Wic
he
r
t
,
1
997
;
Manwel
l,
2004; L
a
zárov
et al.
, 20
05)
.
The
Brazilia
n
ele
ctricit
y
se
ct
or
is
undergoing
signic
ant
cha
nges
to
inc
orporate
hybrid
power
generation
. The r
egulat
or
y
framew
ork est
ablished
by
the
National
Electric
Ene
rgy
Agency
(Ane
el),
par
ticula
rly No
rmative Resolution No. 954
,
pro
vides
guid
elines
for
imple
menting
hybrid
and
associ
at
ed
p
ower
plants
in
the
countr
y
.
Th
ese
regulations
aim
to
facilitate
the
int
egration
of
renewable
energy
sources,
improv
e
grid
stabilit
y
,
and
r
educe
cos
ts
associated
with
energy
generat
ion and dist
ribution
. In this cont
ext,
hybrid
power
pl
ants
hav
e
emerged
as
a
strategic
solution
for
bot
h
inter
conne
ct
ed
and
isolat
ed
power
syst
ems.
This
ar
ticle
aims
t
o
ass
ess
the
role
of
hybri
d
power plants in
the en
ergy transi
tion by ana
ly
zing
their
technical,
economic
,
and
regulat
or
y
aspects.
Spe
cically
, it
explor
es
how
hybridiza
tion
strat
e
gies c
an be optimized t
o im
prov
e
energy reliabilit
y
, reduce costs, and suppor
t
decarbonization
eorts.
The
study
also
ex
amines
how
hourl
y
energy
pricing,
network
usage
costs
,
and
regulator
y
inc
entives
i
nuence
the
adoption
of
hybri
d
power
plants,
p
roviding
i
nsights
into
their
economic
competitiv
eness
and
pot
ential
for
widespread implement
ation
.
T
o
achieve
this
obj
ective,
the
ar
ticl
e
is
stru
ctured
around the following ke
y t
opics:
•
Denition
and
regulator
y
f
ramework
of
hybrid
p
ow
er
pl
ants
in
B
ra
zil
–
A
n
over
v
iew
of
hybrid
power
plant
c
ongurations
and
the
ir
re
gul
atio
n
und
er
A
n
ee
l’
s
N
or
mati
ve
Resolutio
n No
. 954
.
•
Impact
of
renewable
ene
rgy
penetration
on
dispat
chable
gen
eration
–
Analysis
of
how
the
expansion
of
vari
able
ren
ewable
energy
sou
rces
aects
the
dem
and
for
dispatchable energy a
nd grid sta
bilit
y
.
•
Hourly
energy
pricing
and
hybrid
power
plants
–
In
vestigation
o
f
how
hybrid
gene
ration syst
e
ms can optimize energy
sale
s
an
d
system
operation
u
nder
hourly
pricing mechanisms.
•
Reduction
of
net
work
usage
co
sts
through
hybridization
–
As
sess
ment
of
how
hybri
d
plants
can
lower
transmissi
on
and distribution c
osts by op
timizing energy
ge
ne
ra
tio
n p
rol
es.
•
Dec
arbo
nization p
ot
e
ntial of hybr
id p
ower
plants
in
iso
lated
syst
ems
–
Evaluation
of
how
hybridiza
tion
can
replace
foss
il-
fuel-
based ge
neration in remote areas, r
educing
carbon emissions and operat
ional costs
.
•
Economic compe
tit
iveness and feasibi
lity
of
hybrid
power
plants
–
E
xamination
of
ke
y
factors
inuencing
the
nancial
viabilit
y
of
h
ybrid
systems
under
dierent
mar
ket
conditions
.
69
2. CONCEPT OF HYBRID POWER PLANTS
A
variet
y
of
technol
ogica
l
comb
inations
may
be
employed
to
faci
litate
the
hybridization
of
existing
or
novel g
e
ne
ratio
n sys
tems. Potentia
l c
omb
in
ation
s
include
a
wind
power
plant
with
phot
ovoltaics
and
batt
eries;
a
hy
dropo
wer
plant
with
phot
ovoltaics
;
a
biomass
thermal
power
plant
with
a
gas
power
plant
a
nd
phot
ov
oltaics
;
among
ot
he
rs.
T
he
specic
combinations
t
o
be
pur
sued
will
depe
nd
on
the
oppor
tunities
for
reducing
generation
costs b
y lev
eraging common infrastructures
and
the
co
mpleme
ntarit
y
of
ge
neration
sources.
Furthe
rmore,
there
may
be
s
ignic
ant
gains
associa
t
ed with t
he ability t
o adapt energy
supply
t
o the characteristics of dema
nd.
Th
e
ge
ne
rati
on
hyb
ri
diz
atio
n
strateg
y
ca
n
be
adapt
ed
t
o
the
spe
cic
cha
racteristics
of
the
dema
nd
cur
ve
of
a
region
o
r
consu
mer
,
considering
the
availability
of
natural
resources
and
local
nee
ds.
Th
e
co
mbination
of
d
ierent
energy
sources
in
a
single
installation
has
t
he
pot
ential
to
enha
nce
ope
rational
ecie
ncy
,
impro
ve
t
h
e
reliability
of
electricit
y
supply
,
and
reduce de
pende
nce on a si
ngle ene
rgy source.
For
a
power
-
gene
rating
plant
to
be
co
nsidered
hybrid, the pr
oject must contain a singl
e met
ering
•
Case
studies
of
hybrid
gene
ration
projects
in
Bra
zil
–
Presentation
of
real-w
orld
hybrid
pow
er
plant
implementations
,
highlighting
their ben
ets and challe
nge
s.
•
Rese
arch
age
nda
a
nd
pil
ot
projects
–
Discussion
on
ongoing
research
initia
tiv
es,
including
the
p
ilot
hybrid
power
pla
nt
projec
t
at
the
Energy
Institute
of
PUC-Rio,
which
aims
to
validat
e
hybr
idization
mode
ls
and
assess
their
per
formance
under
real-
world
conditions
.
The
ar
ticle
is
organized
i
nt
o
seven
sections.
Following
this
introduction, Sectio
n
2
provides
an
in-depth
discus
sion
o
n
the
co
ncept
and
regulat
or
y
landsc
ape
of
hybri
d
p
ower
plants.
Se
ction
3
examines
the impact
of
variable r
enewable
e
nergy
sources on
dispat
c
hable generation r
equirements
and
e
xplores
the
role
of hybr
id
pl
ants
in
adapting
t
o
hourly
energy
pricing
structures.
Section
4
discusse
s
how
hybridization
ca
n
reduce
net
work
usage
costs.
Sec
tion
5
evaluat
es
the
potential
of
hybrid
p
ower
p
lants
in
decar
bonizing
and
reducing
the
costs
of
ge
neration
i
n
isol
at
ed
syst
e
ms.
Section
6
outline
s
the
research
agend
a
on
hybr
id
p
ower
plants,
with
a
pa
r
ticular
focus
on
exper
imental
model
s
and
pilot
projects
be
ing
developed
to ad
vance
this
el
d. Finall
y
,
Se
ction
7
presents the study’
s c
onclusi
ons.
By
providing
a
c
omprehensive
a
nalysis
of
hybrid
power
pla
nts,
this
study
co
ntributes
to
the
under
standing
of
their
potential
t
o
accele
rat
e
the
ene
rgy
transi
tion,
enhanc
e
gr
id
sta
bilit
y
,
and
impro
ve
e
conomic
eciency
in
electrici
ty
mar
ke
ts.
syst
e
m
an
d
a
s
ingle
licens
e
(An
eel,
202
1
).
T
here
are
also
associated
gen
erating
plants
that
also
int
egrate
t
wo
or
m
ore
e
nergy
so
urces,
bu
t
with
dierent
lic
ense
s
and
metering,
whic
h
sh
are
the
same energy transmission
syst
em.
In
Bra
zil,
the
National
Ele
ctric
Ene
rgy
Agency
(Ane
el)
enacted
Resolu
tion
regarding
hybrid
and
associ
at
ed
pla
nts
in
202
1
through
Normative
Resolutio
n
No.
954.
Thi
s
regulation
involves
power
plants with a capacity ex
ceeding 5 MW
, including
associ
at
ed
plants.
A h
ybrid pow
er plant
is dened
as
a
facilit
y
that
produce
s
e
lectri
cit
y
f
rom
a
combina
tion
of
dier
ent
generat
ion
technologies
,
with dierent met
ering
per
generation technology
or not
, subject to a single grant. In contrast
, an
associ
at
ed generating plant is dened as a f
acilit
y
that
produces
el
ectric
it
y
f
rom
a
combination
of
dieren
t
generation
t
e
chnologies,
with
di
erent
licens
es
and
metering
syst
ems,
whic
h
p
hysically
and
contractually
sh
are
the
infrastructure
for
conne
cting t
o and using t
he t
ransmiss
ion syst
em.
Fig
ure
1
p
rovi
de
s
a
sc
he
mati
c
rep
re
se
ntatio
n
of
the hybrid and as
sociated plant conc
epts.
70
Figure 1 -
Hybrid and Associated Plant Arrangements (Aneel, 2021).
As
illustrat
ed
in
the
initial
cha
r
t
of
Figure
1
,
the
associ
at
ed plants are organized according to a
scheme
that
encompa
sses
t
wo
o
r
more
l
icense
s
and
the
shared
utilization
of
the
connection.
Consequently
,
the
afor
ementioned
plants
are
subject
t
o
t
wo
distinct
metering
but
hav
e
a si
ngle
contract
rega
rding
the
use
of
the
transmi
ssion
syst
e
m.
In
co
ntrast
,
hybrid
pla
nts,
a
s
illustrated
in
the
sec
ond
table,
posses
s
a
single
lice
nse
but
e
mploy
t
wo
or
more
power
gene
ration
technologie
s.
The
se
pla
nts
can
be
clas
si
ed
in
two
distinct
manne
rs:
rstly
,
each
technology
is
associ
at
ed
w
ith
a
distinct
meter;
secon
dly
,
a
si
ngle
meter
i
s utiliz
ed,
with t
he t
e
chnol
ogies shar
ing the
same transmission s
ystem
.
It
is
also
im
por
ta
nt
to
note
that
se
parate
measurement
s
by
generat
ion
technology
are
required
for
hybrid
power
plants
that
employ
technologie
s
centrally
dispatched
by
t
he
National
System
Ope
rat
or
(ONS)
.
Fur
thermore,
it
is
imperative
to
unde
rsco
re
that
in
i
nstance
s
of
hybridization
or
association
of
generating
plants,
the
re
mu
st
be
no
compromise
in
meeting
contr
actual
obligations
within
the
regula
ted
framework.
This
is
to
e
nsure
the
stabi
lit
y
a
nd
reliabilit
y of the ele
ctricit
y sup
ply
.
As
stat
e
d
by
EP
E
(20
1
8)
,
the
primar
y
advantage
s
of h
ybrid p
lants can be sum
marized as follows
:
•
Increased u
tilization of a
vailable
tran
sm
is
sio
n a
nd
/
o
r d
istr
ib
utio
n sys
tem
capaci
t
y
•
Optimized use of a
vail
able la
nd area
•
Enhanced
logistics
and
imple
mentation
planning through synergies
• Op
e
ratio
na
l
sy
ne
rgi
es
•
Shared
utiliz
ation
of
system
equipme
nt
of
restr
i
cted i
nteres
t
•
Reduction
of
generat
or
costs
with
net
work
usage tar
i
s
One
of
the
rst
proje
cts
to
receive
ap
prov
al
from
Aneel
was
the
Ne
oenergia
Renewable
C
omplex
,
comprising
the
associa
tions
o
f
Neoenergia
Chafariz
and
Neo
energia
Luzia
in
Fig
ure
2
.
The
se
t
wo
solar
and
wind
ren
ewable
ene
rgy
generation
facilities
are
associated
with
t
he
objective
of
supp
lying
e
nergy
to
Paraíba.
T
he
plants hav
e an installed c
apacit
y of appro
ximately
62
0
M
W
,
di
stributed
bet
ween
sola
r
pa
nels
a
nd
wind
generat
ors
connected
to
the
National
In
te
r
c
o
n
n
e
c
te
d
S
y
s
te
m,
w
h
i
c
h
i
n
te
g
r
ate
s
t
h
e
production and distribu
tion of electric
it
y in Bra
zil.
The
total
ou
tput
is
su
cie
nt
t
o
supply
1
.3
million
homes p
er year (Ne
oene
rgia, 202
2)
.
71
Figure 2 -
(a) Neoenergia’
s Chafariz W
ind Farm with 467.77 MW of installed capacity
. (b) Solar complex of 228,780
photovoltaic panels installed at Neoenergia Luzia. ((a) Neoenergia/Divulgação, 2022. (b) Envato Elements, 2022)
Figure 3 -
V
eredas Sol and Lar
es
oating solar power plant, in Minas Gerais (Cemig/Divulgação, 2023)
The
Co
mpanhia
Ene
rgética
de
Minas
G
erais
(Cemig)
has
annou
nced
plans
t
o
invest
over
R$
1
.8
billion
in
the
construction
of
oating
phot
ov
oltaic
plant
projects
within
the
reser
voirs
of
hydroelectric
facilities
in
the
stat
e
of
Mi
nas
Ge
rais
as
c
an
be
seen
in
Figure
3.
The
aforement
ione
d
phot
ovoltaic
plants
will
be
installe
d
at
T
rês
Ma
rias,
Cajur
u,
Theodomiro
Carneiro
Santiago
,
and
anot
her
yet
t
o
be
annou
nced,
w
ith
the
l
atter
schedul
ed
for
installation
in
the
middle
of
the
yea
r
.
The
projects
are
schedule
d
to
comme
nce
in
202
4
and
a
re
anticip
at
ed
t
o
become
operational
bet
ween
the
end
of
202
4
a
nd
the
be
ginning
of
202
6
(Eixos,
2023).
72
The
ph
ot
ovoltaic
pane
ls
will
se
r
ve
the
functio
n
of
int
egrating
the
hydr
oele
ctric
pla
nts
into
a
hybr
id
syst
e
m.
The
m
ain
advantage
of
this
syst
em
is
its
capacit
y
to
ge
nerate
en
ergy
dur
ing
the
d
aytime,
thereby
e
nabling
the
hydr
o
electric
plant
to
se
r
ve
as a form of energy storage during pe
riods of
heightened
dema
nd
that
ex
ceed
the
capacit
y
of
the
modul
es.
Moreover
,
given
the
inherent
variabili
ty in the supply of pho
t
ov
oltaic pane
ls, it is
esse
ntial
to
utilize
hydroelectric po
wer
as a
means
of supplementing t
his instability
.
Another
not
ewor
thy
conseque
nce
is
the
pre
vent
i
on
o
f
evaporat
ion
f
rom
the
reservoir
bed
.
The
captu
re
of
solar
radia
tion
by
phot
ovoltaic
panel
s
has
the
pot
e
ntial
to
signi
cantly
red
uce
this
phenomenon.
According
to
a
recently
developed
research
method
by
the
National
Wa
t
er
and
Basic
Sani
tation
Agency
(AN
A)
,
launch
ed
in
202
1
,
evaporation
in
the
S
outh
and
Sou
theast
is
estimat
ed
t
o
b
e
a
round
30
0
t
o
1
0
00
mm/yea
r
.
The
implem
entation of
oating plants has the po
t
ential
t
o reduce this ev
aporation b
y appro
x
imat
ely 7
0
%,
accord
ing t
o ANA studies
.
The
pot
ential
o
f
hybri
d
pla
nts
to
facil
itate
the
accel
eration
of
the
en
ergy
transi
tion
is
well
docume
nt
ed.
A
pri
mar
y
ch
aracteristic
of
the
energy
transi
tion
p
rocess
in
the
ele
ctricit
y
sector
is
the
proliferation
of
int
ermit
tent
renewable
energy
sources.
In o
ther
words,
these are
sources whose
gene
ration cannot be controlled and d
epen
ds on
the
pr
imar
y
sou
rce
of
energy
,
suc
h
a
s
the
sun
or
wind.
In
p
ar
ticula
r
,
the
sign
i
cant
proliferation
of
distributed
so
lar
gen
eration
has
a
c
onside
rable
impact
on
the
load
cur
ve
characteristics
of
elect
ricity
sys
t
ems
.
The
generat
ion
of
electri
city
from distributed solar sou
rces results in a
signi
ca
nt
reduction
in
ce
ntralized
ene
rgy
3. INTRODUCTION OF HOURL
Y ENERGY PRICING
AND HYBRID POWER PLANTS
demand
during
the
daytime
hours.
Howe
ver
,
this
has
led
to
a
notable
challen
ge
in
the
ramping
up
of
centralized
gen
eration
bet
ween
4
p.
m.
and
8
p
.m
.
This
a
lteration
in
the
d
emand
c
ur
ve
has
becom
e known as
the Duck Cur
ve (Figure
4
)
. The
illustration
of
the
transformation
in
en
ergy
de
mand
characteristics
with
the
spread
of
distributed
solar
en
ergy
is
provided
by
the
evolution
of
the
daily e
nergy de
mand cur
ve in California. As solar
capacit
y
in
Californ
ia
continues
to
grow
,
the
midday drop in net load is decrea
sing, presenting
challe
nges
for
gri
d
ope
rat
o
rs,
as
c
an
b
e
see
n
in
Figure 4
.
Figure 4 -
Illustration of the evolution of the net load in California with the
spread of distributed solar energy (GW) (CAISO, 2023).
73
An
othe
r
i
llu
strati
ve
ca
se
of
th
e
tran
sfor
mati
on
of
the
e
lectri
cit
y
dema
nd
cu
r
ve
is
that
of
Spain.
Figure
5
illu
strat
e
s
the
eme
rgence
of
a
negative
re
s
i
du
a
l
de
m
a
n
d
in M
ay 2023.
In
oth
e
r wo
rd
s,
the
supply
of
renewable
e
nergy
ex
ce
ede
d
total
ene
rgy
deman
d
for
a
few
hours
of
the
day
.
Inde
ed,
the
residual
pub
lic
ele
ctricit
y
lo
ad
reached
-
1
.3
GW
on
the
afternoo
n
of
May
1
6.
Just
a
few
h
ours
later
,
the
In
addition,
the
ca
se
of
Australia
c
an
be
ref
erenced
as
a
f
ur
ther
example.
As
rep
or
ted
by
the
Australian
Energy Mar
ket Operat
o
r (AEMO)
, on Dec
ember
3
1
,
202
3,
ne
gative
demand
was
obser
ved
i
n
South
Australia
and
V
ictoria.
As
illustrat
ed
in
Figure 6, distributed solar gene
ration surpass
ed
t
otal
dema
nd
by
26
MW
.
This
p
henom
enon
occurred
on
a
day
wi
th
tempe
rat
e
temperatures
Figure 5 -
Net electricity generation in Spain in May 2023 (GRIDX, 2023)
Figure 6 -
Electricity generation in May 2023 in South Australia (AEMO Energy
, 2024).
residual l
oad (t
otal load minus e
nergy g
enerated
from
varia
ble
renewable
sources)
increa
sed
to
almost
1
5
GW
,
with
renewable
s
onl
y
covering
62
% of dema
nd.
and cle
ar sk
ies, providing optimal conditions for
solar
energy
generation
by
phot
ovoltaic
panels.
Daily whol
esal
e electric
it
y prices on the same day
exhibited
ne
gative
values,
av
eraging
-$66.54
($/
MWh)
a
nd
-$7
3.
02
($/MW
h)
in
So
uth
Australia
and
Victoria
, respectiv
e
ly
.
74
In
the
case
of
Bra
zil,
the
propor
tion
of
sol
ar
and
wind
en
ergy
in
the
syst
e
m
remains
insu
cient
to
meet
the
to
t
al
load.
Never
the
les
s,
the
in
uenc
e
of
renewable
energy
sou
rces
o
n
res
idual
ene
rgy
deman
d
is
already
consi
derabl
e.
The
repor
t
,
entitled
“Dee
p
Dive
Petr
o
bras
202
4,
”
examined
the
The
advent
of
the
Du
ck
Cur
ve
has
had
a
profound
impact on t
he design of
e
lectri
cit
y markets
, with a
consequ
ent
shi
f
t
t
owar
ds
a
g
reat
er
e
mphasis
on
the
valuation
of
gen
eration
exibilit
y
and
en
ergy
st
orage.
In
other
words,
di
e
rent
cou
ntries
have
altered
how
ene
rgy
is
price
d
on
the
whole
sale
market
,
with
the
impleme
ntation
of
hourl
y
pricing
syst
e
ms. In this syst
e
m, the price of energy tends
t
o
uctuate
in
accordanc
e
wi
th
the
load
cu
r
ve,
with
the
great
est
uctuation
s
occurring
during
peri
ods
of
p
eak
de
mand
(i.
e.
,
the
duc
k’
s
ne
ck)
.
This
is
due
to
the
ne
ces
sit
y
of
dispatching
more
expensive
sources
of
ene
rgy
or
storing
ene
rgy
during
these
periods.
The
in
tr
oduction
of
ne
w
data
provided
by
the
National
Electric
it
y
System
Operator (
ONS) regarding energy d
emand a
nd
consumption in Bra
zil on November 23, 2
02
3.
Figure
7
illustra
tes
the
uctuations
in
demand
for
thermal g
ene
ration throughout the day
.
Figure 7 -
Residual demand for thermoelectric generation on November 23, 2023 (Petr
obras, 2024).
Figure 8 -
Hourly energy prices on the spot market in Portugal and Spain - February 21, 2024 (OMIE, 2024).
pricin
g
mechan
isms
for
a
ncillar
y
ser
v
ices
to
guarantee
supply
during
periods
of
high
demand
represents
an
additional
a
spect
of
the
trend
to
revise electricity market designs
.
Figure 8
illustrat
e
s the
hourl
y energy prices on the
spot market in P
or
tugal a
nd Spain on Febr
uar
y
2
1
,
202
4.
The
gra
ph
de
monstrat
es
that
the
p
rice
of e
n
e
rg
y
in th
e
ea
r
l
y
mor
ni
ng,
la
te af
ter
n
o
o
n,
an
d
earl
y
evening
can
be
more
than
doub
le
the
price
of
energy
durin
g
the
d
aytime,
whe
n
so
lar
e
nergy
gene
ration is high.
75
In
Janua
r
y
202
1
,
the
Bra
zili
an
e
lectri
cit
y
ma
rket
introduced
hourly
pr
icing,
with
the
CCEE
calcul
ating
the
daily
Di
erence
Set
tleme
nt
Price
(PLD
) for each ho
ur of the following day
. T
his was
based
on
the
Marginal
Operating
Cost
(
CMO)
,
considering
the
application
of
the
ma
x
imum
(hourly
and structural) and minimum limits in f
orce for
each
calculation
per
iod
a
nd
for
e
ach
su
bmarket
.
The
PLD
ser
ves
as
a
reference
pric
e
for
the
settlem
ent
of
discrepa
ncie
s
bet
ween
c
ontract
ed
and actual en
ergy ge
neration and co
nsumption.
Howe
ver
,
due
to
the
prev
ailing
surplus
of
structural
gene
ration
capacit
y
in
Bra
zil,
the
hour
ly
PLD
has
exhibit
e
d
minimal
variat
ion
ov
er
the
past
t
wo
years.
PLD
valu
es
have
c
onsistently
rema
ined
at
the minimum level for all hours of the day
.
The
ad
vent
of
hou
rly
e
nergy
p
ricing
has
c
aused
a
signi
cant
ec
onomic
impact
on
e
lectr
icit
y
ge
ne
rati
on.
G
en
er
atio
n
syste
ms
th
at
a
re
c
ap
ab
le
of
o
ering
e
nergy
at
times
of
hig
her
pri
ces
pos
sess
a
markedly
di
e
rent
ec
onomic v
alue
than
those t
hat
are
onl
y
a
ble
to
g
enerate
at
time
s
of
l
ow
pri
ces.
One
method
of
increasin
g
the
value
of
el
ectrici
ty
gene
ration
pla
nts
is
t
o
hybrid
ize
the
system,
which entails int
egrating generation capacit
y from
A signi
c
ant ben
e
t of generating an
d distributing
energy
through
hybrid
syst
ems
is
the
reduction
in
the
cost
of
u
tilizing
the
transmi
ssion
and
distribution
system
(
TUST
,
or
T
a
ri
for
Use
of
the
T
ransmission Sy
st
em, and TUS
D
, or T
ari
for U
se
of
the
Distribut
ion
Syst
em)
.
The
afor
ementioned
tari
s
are
ca
lculated
based
on
the
c
ontract
ed
transmissi
on and distribu
tion capacit
y
. It is
imperative
that
the
contracted
ca
pacit
y
i
s
su
cient
t
o
meet
the
g
ene
ration
pe
ak.
A
g
ene
rat
o
r
with
a
low capacit
y fact
or will result in an increase
d cost
of TUST and TUSD per MWh p
roduced.
The
combination
of
two
en
ergy
sources,
such
as
w
ind
a
nd
so
lar
,
whose
ge
neration
cu
r
ves
are
considered t
o be almost opposit
e, especially in
the
case
of
Bra
zil,
allows
the
g
enerator
t
o
produce
a
greater
amount
of
energ
y
with
the
sam
e
disparate
t
e
chnolo
gies
or
even
energy
storage
syst
e
ms
Hybrid
ization
c
an
facilitate
the
provision
of
continuous
e
nergy
supply
, enhancing
resilience
and
enab
ling
the
s
ale
of
e
nergy
at
time
s
of
high
pr
ic
e
s.
One
of
the
pr
imar
y
ad
vantages
of
hybrid
power
plants
i
s
the
ir
c
apacit
y
t
o
g
enerate
en
ergy
during
periods o
f peak demand,
when energy prices ar
e
typically higher
. For
instance
, solar energy can be
gene
rat
ed
during
the
day
time,
w
hen
ele
ctrici
ty
deman
d
is
t
y
pical
ly
high
and
pric
es
are
elevat
ed,
conside
ring
loca
l
climate
var
iations
and
the
time
of
day
.
Similar
ly
,
wind
ene
rgy
ca
n
be
ge
nerated
at
ni
ght
,
w
hen
de
mand
still
exists.
T
his
abilit
y
to
gene
rat
e or
store ene
rgy
at strat
egic
times
all
ows
hybrid
power
plant
o
w
ners
to
op
timize
e
nergy
sale
s,
supply
ing
excess
e
nergy
precisely
when
price
s
are
highe
st
or
s
aving
it
when
the
pr
ice
i
s
lowest
.
T
his
not
onl
y
increase
s
rev
enue
but
also
enhanc
es
the
pro
ta
bilit
y
of
the
venture.
Th
erefore
,
hybrid pow
er plants
repre
sent an
attractive
o
ption
for
invest
ors
seek
ing
to
ma
x
imize
their
return
on
renewable energy i
nvestments
.
4. HYBRID SYSTEM AS AN OPTION TO REDUCE NETWORK
USAGE COSTS
contract
ed transmis
sion and d
istribution ca
pacit
y
.
Figure
9
illustra
tes
de
coupling
of
solar
and
wind
pow
e
r
generation
.
Solar
power
generation
exhibits
a
distinct
diur
nal
pat
tern,
wi
th
the
highe
st
output
occurring
during
the
day
,
star
ting
around
9:
00
a.m
.
, and decl
ining around 5
:
00 p.
m. In cont
rast,
wind
p
ower
gene
ration
occur
s
bet
ween
6
:00
p
.m
.
and 6:
0
0 a.m
. the following day
.
76
Figure 9 -
A
verage hourly generation pro
les of typical wind and solar energy units in the
northeastern region of Brazil as a percentage of their historical average
(historical recor
ds from July 1, 2019 to September 20, 2021) (LAMPS PUC-Rio).
It
is
thus
p
ossibl
e
to
c
ombine
the
t
wo
technol
ogies
in
a
hybrid
pla
nt
in
o
rder
to
create
an
optimized
energy
cur
ve
,
wh
ich
demo
nstrat
e
s
that
it
is
feasibl
e
t
o
me
et
dail
y
de
mand
throughout
the
2
4
hou
rs
of
the
d
ay
,
rather
than
just
at
sp
eci
c
times.
By
optimizing
the
ge
neration
proce
ss,
it
is
poss
ible
to
enhance
the
T
ransmission
System
Usage
A
mount
(MUST)
, thereby
facilitat
ing
an
optimiz
ed
de
mand
for energy pr
oduction and dist
ribution
.
Another
pot
ential
av
enue
for
explo
ration
is
the
int
egration
of
bat
teries
in
co
njunction
with
sola
r
and
wind
technologies.
This
approach
c
ould
lead
t
o
a
red
uction
i
n
the
Distributed
Energy
Po
wer
provided
for
in
the
T
ransmis
sion
System
Use
Contract
(
CUST),
with
the
surplus
en
ergy
being
stored in
batterie
s. Thi
s would
allow
for the
optimization
of
ene
rgy
sale
s
throughou
t
the
day
,
irrespe
ctive of t
he time.
Furthe
rmore,
an increased capacit
y
fact
or
directly
contributes to a r
eduction in transmi
ssion a
nd
distribut
ion
costs
.
T
his
phenomenon
occurs
becau
se
the
infrastructure
utilized
for
transmiss
ion
and distribution i
s sized t
o accommod
at
e peak
generation
.
Consequently
,
a
ge
nerat
or
with
a
low
c
apacit
y
factor
incurs
c
osts
a
ssociated
with
a
substantial
co
ntract
e
d
capacit
y
that
is
only
utiliz
ed
during
limited
p
eriods.
By
enhancing
the
capacit
y
factor
through
hybridiz
ation
or
integrat
ion
with
st
orage
technologies
,
the
sa
me
contract
ed
inf
ras
tru
cture
is
more
e
ci
entl
y
u
til
ized,
th
ere
by
reducing
the
cost
of
ene
rgy
transpor
ted
per
unit.
T
his
enha
nced
e
cie
ncy
in
net
work
asset
utilization
leads
to
a
redu
ction
in
the
per
-MWh
cost
of
T
UST
and
T
USD
,
the
reby
en
hancing
the
ov
erall
ec
onomic
vi
abilit
y
of
hybr
id
power
plants
and contributing t
o an improvement in grid stability
and resilience.
77
Another
signic
ant
applic
ation
of
hybr
id
power
plants
i
s
their
use
in
the
d
eca
rboniz
ation
of
isolated
electricity
syst
ems.
T
he
pre
vail
ing
technological
standard for meeting ene
rgy dema
nd in isolated
syst
e
ms is t
he utilization
of
f
uel oil or diesel-based
gene
ration.
Hybrid
power
plants
ca
n
play
a crucial
role
in
the
de
carb
onization
of
isolated
syst
e
ms
by
int
e
grating
renewable
energy
sources
with
st
orage
solutions.
The
se
syst
ems
can
reduce
diesel
dependency
,
lower
operat
ional
costs
,
and
contribut
e t
o sustainability goals.
The
Min
istr
y
of
Min
es
and
En
ergy
(MME
)
has
established the
“Energias da
Ama
zônia
”
program
with
the
obj
ective
t
o
reduce
the
utilization
of
diese
l
oil
i
n
the
isol
at
ed
power
syst
ema
in
t
he
Ama
zon
Regio
n,
whic
h
will
conse
quently
le
ad
t
o
a
d
i
m
i
n
u
t
i
o
n
i
n
gr
e
e
n
h
o
u
s
e
g
a
s
em
i
s
s
i
o
n
s
.
T
h
e
s
e
syst
e
ms
provide
ele
ctrici
ty
t
o
cities
a
nd
to
w
ns
that
are n
ot conn
ected to the
National
Interconnected
System (
SIN)
, as is t
he case for t
he majorit
y of the
country
.
Moreover
,
the
progra
m
strives
t
o
e
nsure
the
reliabilit
y
and
securit
y
of
the
e
lectricit
y
sup
ply
for
ov
er
3.
1
milli
on
ind
ividua
ls
w
ho
rely
on
isolated
syst
e
ms.
The
se
syst
ems
provide
ele
ctricit
y
to
cities
a
nd
to
wns
that
are
not
conn
ected
to
the
National
Interconnected
System
(SIN)
,
a
s
is
the
case for
the majority o
f the
country
. This measur
e
represents one of numerous actions und
er
ta
ken
within
the
conte
x
t
of
the
energy
transit
ion,
with
the
dual
obj
ective
of
e
nhancin
g
the
qualit
y
of
life
for
the
populat
ion and facilitatin
g the development of the
Ama
zon region
, while simultaneously contributing
t
o a reduction in gree
nhouse ga
s emissi
ons.
The
Min
istr
y
of
Min
es
and
En
ergy
(MME
)
has
initiated
a new auction pr
ocess to
c
ontract
supply
solutions
for
iso
lat
ed
systems, aiming
to
enhanc
e
energy reliabilit
y while int
e
grating
more r
enewable
sources.
The
auctions,
sche
duled
for
De
cembe
r
202
5,
will
contract
49
MW
of
pow
er
to
ser
ve
approximat
e
ly
1
69
,00
0
pe
ople
in
the
A
ma
zon
region.
T
he
contracts
will
be
valid
for
1
5
years,
5.HYBRID POWER PLANTS AS A W
A
Y TO DECARBONIZE AND
REDUCE COSTS OF ISOLA
TED SYSTEMS
with
ene
rgy
de
liver
y
starting
on
D
ece
mber
20,
2027 (Ca
n
al
En
e
rg
i
a,
202
4)
.
A key innov
ation i
n this auction i
s the requireme
nt
that
at
least
22
%
of
the
co
ntract
e
d
en
ergy
mu
st
come
from
ren
ewable
sources.
This
enc
ourages
hybrid
solutions
that
combine
thermal
g
eneration
with
solar
,
wind,
or
ene
rgy
stor
age
technologies.
Addit
ionally
, pro
ject dev
elopers must consider
load modulation, fuel lo
gistics, and environme
ntal
impact.
Another
provision
allows
for
the
deco
mmissio
ning
of
the
rmal
plants
af
t
er
ve
years
if
the
regi
on
i
s
later
c
onnec
ted
to
the
SIN.
The
auction
will
be
conducted
as
a
competit
ive
process
where
bidd
ers
submit
technica
l
and
economic
proposals,
with
contracts
awar
ded
to
the
most
cost
-eective
and
sustainable
solutions
(CanalEnergi
a, 202
4)
.
The
initiative
is
of
great
impor
ta
nce
for
the
sustainabilit
y
a
nd
e
nergy
eciency
of
the
region,
and
it
also
contribu
tes
t
o
a
reduction
in
the
costs
o
f
the
Fuel
Consumption
Account
(
CCC)
,
a
subsidy
to
cover
all
or
par
t
of
the
cost
of
the
f
uel
used to generate electrici
ty i
n isolated syst
e
ms,
th
u
s
gu
a
r
a
nte
ei
n
g
ao
r
d
a
b
l
e
ta
r
i
s
fo
r c
o
ns
u
m
e
r
s
in these remote r
egions.
The
deployme
nt
of
hybrid
power
plants
represent
s
a
promising
approach
for
int
egrating
int
ermitten
t
renew
able
energy
sour
ces
and
st
orage
technologies
(solar
,
wind,
biomass,
mini-
hy
dro
,
batt
eries
)
wi
th
thermoelect
ric
po
wer
.
I
n
other
w
o
rds,
the
hybridization
strat
e
gy
can
be
employed
to
minimize
thermoele
ctric
gene
ration
and
emissio
ns,
while
gua
rant
eeing
ene
rgy
securit
y
and reliab
ilit
y for the syst
e
m.
The
compet
itiveness
of
hybrid
sys
t
ems
with
batteries
is
co
ntingent
u
pon
the
c
ost
of
ene
rgy
st
orage,
which
can
pr
esent
a
signicant
challenge
.
Never
the
le
s
s,
the
re
are
l
oc
atio
ns
wh
e
re
this
solution can be
cost
-eective
d
ue t
o the
high cost
of the
rmal
generation.
In
nume
rous
loc
ations, the
nancia
l
and
l
ogistical
c
osts
associ
at
ed
with
f
uel
78
supply
ar
e
considerable
,
while
genera
tion
e
ciency
is
relatively
low
.
This
creates
an
oppo
r
tunit
y
for
the
implementation
of
hybrid renewable
so
lutions t
hat
o
er
a
cost
-e
ective
alternative,
as
highli
ghted
in
the
repor
t
dev
eloped
in
par
tnership
with
World
Bank (
WORLD BANK, 2023
).
An
example
of
this
conte
x
t
c
an
be
found
in
the
Paci
c
Islan
ds,
the
Car
ibbe
an,
and
Cayman,
where
the
pri
ce
of
energy
ranges
f
rom
app
ro
ximately
$0.2
0 to $0.
60 pe
r kWh. It is also not
eworthy that
sub-Saha
ran
Afric
a
represe
nts
a
nother
location
where
the
majorit
y
of
energy
generat
ion
is
based
on
fossil
fue
ls,
a
nd
where
en
ergy
tari
s
are
comparatively
fav
ora
ble
in
comparison
to
those
obser
ved
in
isla
nd
conte
x
ts.
In
both
ca
ses,
the
use
of
solar
power
p
lants
wi
th
bat
teries,
de
spite
their
high
co
st
,
c
an
be
co
nsidered
c
ommercia
lly
co
mp
etit
ive i
n co
mp
ar
is
on
to the en
er
gy
provi
de
d
by f
ossil fu
els (
WORLD BANK, 2
023
).
The
Ba
rber
s
Point
p
roject
in
Hawaii,
which
is
coordinated
by
the
Depar
tment
of
Hawaiian
Home
La
nd
s (
20
1
8
)
, ac
hi
ev
ed
a le
ve
l
i
z
ed
tar
i
o
f
$0
.
1
1
2/
kWh.
This
was
achieved
unde
r
a
singl
e
capaci
t
y
contract
mod
el
that
integrat
es
1
5
MWp
of
solar
energy
with
1
5
MW
/60
MWh
of
four
-hour
batter
y
st
orage
capacity
.
In
Morocco
,
t
he
Noor
Midelt
project
,
which
combines
solar
phot
ovoltaics
with
conce
ntrat
ed
solar
p
ower
an
d
ve-hour
ther
mal
st
orage,
achieved
a
tar
i
of
$
0
.0
7
/k
Wh
under
a
mixed contract.
The
en
ergy
suppl
y
on
the
is
land
of
Fern
ando
de
Noronha
is
curre
ntly
ma
intained
by
a
variety
of sources, including dies
el, fuel oil, and natural
gas.
T
he
pr
imar
y
source
of
energy
is
the
die
sel
the
rm
oe
le
ctr
i
c pla
nt, de
sig
nated
as UT
E T
u
bar
ão.
It is
c
ompris
ed of
three 1
,2
86 kW
gene
rating
units
and a 1
,
1
20 kW die
sel ge
nerator set
, resulting
in
a
t
otal
c
apacit
y
o
f
4
,9
78
k
W
.
Fur
thermore,
a
contingency ge
nerator park (capacity of 2
,293
kW
)
may suppl
y
power
whe
n
nee
ded.
In
addition
t
o
the
energy
generated
b
y
UTE
T
uba
rão
,
the
island
also
be
ne
ts
from
phot
ov
oltaic s
olar
energy
(EPE
, 202
1
).
The
Noronha
I
pla
nt
comme
nced
operation
in
July
20
1
4,
contributing
with
an
install
ed
c
apacit
y
of
402
kWp
.
Subseque
ntly
,
i
n
July
20
1
5,
the
Noronha
II
plant
was
inau
gurated
,
increa
sing
the
insta
lled
capacit
y
to
550
k
Wp
.
Currently
,
the
Ae
ronautics
Command
and
t
he
island’
s
administ
ration
are
responsible
for
the
plants
,
respect
ively
.
Figure
1
0
illust
rat
es
the
spatial
distribution
of
phot
ovoltaic
plants
in
Fernando
d
e
Noronha.
The
e
nergy
gene
rat
ed
by
the
se
pla
nts
is
integrated
int
o
loc
al
deman
d
and
de
ducted
from
the
amount
of
energy
t
o
b
e
s
u
p
p
l
i
e
d
b
y
t
h
e
l
o
c
a
l
d
i
s
t
r
i
b
u
t
o
r,
N
e
o
e
n
e
r
g
i
a
.
Figure 10 -
Location of photovoltaic plants and solar panels in Fernando de Noronha (Iber
drola/Divugation, 2022).
79
Vila Re
stauração is a muni
cipalit
y loc
ated
on
the
border
with
Peru
in
the
state
o
f
Acre.
Before
the
i
mpleme
ntation
of
a
m
ore
robust
elec
tric
infrastru
cture
,
the
ele
ctricit
y
sup
ply
was
charact
erized
b
y
signi
cant
de
ciencies
and
limitations.
T
he
to
wn
was
previous
ly
suppli
ed
by
a
dies
el
ge
nerator
,
the
cost
of
whic
h
was
bor
ne
by
the
resi
dents
and
the
town
ha
ll
of
Marecha
l
Thaumaturgo
(55
7
k
m
f
rom
Rio
Branco)
.
T
he
lack of electricit
y resulted in signi
ca
nt challeng
es
for
the
200
fa
milies
residing
in
the
v
illage.
Th
ese
challenges included
the disrupt
ion of refrigerat
ion
syst
e
ms
us
ed
to
prese
r
ve
food
and
the
reliabilit
y
of
healthc
are systems in h
ospitals.
In 20
1
9, Energisa
assumed
responsibility
for
the
V
ila
Restauração
Microgrid pro
ject.
The
hybrid
microgrid
addressed
the
supply
secur
it
y
con
cern
s
of
a
remote
communit
y
through
the implementat
ion of a
phot
ovolt
aic solar
energy
s
y
s
t
e
m
(
3
2
5
k
W
p
,
5
8
0
p
a
n
e
l
s
)
c
o
u
p
l
e
d
w
i
t
h
l
i
t
h
i
u
m
-
ion
batterie
s
(3
modules,
82
8
kWh
of
storage
capac
ity)
, biod
iesel em
ergenc
y generat
ors,
and
biodig
esters
(RENEEGISA,
202
3)
.
Thi
s
solu
tion
has
resulted
in
a
6
0%
reduction
in
e
nergy
costs
for
the
comm
unit
y
,
alon
g
with
a
gu
aranteed
supp
ly
2
4 hours a day
.
In
summar
y
,
while
the
lo
gistics
of
impleme
nting
hybrid
systems
in
isolated
regions
may
be
c
omplex,
the
afor
e
mentioned
projects
have
de
monstr
at
ed
Figure 11 -
Remote system installed in Vila Restauração, Acr
e (REENERGISA, 2023).
Figure
1
1
d
epicts
the
hybrid
system
that
was
implem
ented
as
pa
r
t
of
this
initiative
.
G
iven
the
project’
s
l
ocation,
it
was
ne
cess
ar
y
to
trans
por
t
the
syst
em
components
by
truck
f
rom
por
ts
in
the
southe
rn
and
southeastern
regions
of
Bra
zil
t
o
the
cit
y
of
C
ruzeiro
d
o
Sul
(AC)
.
Subse
quently
,
the components had t
o be transpor
ted by
ferr
y to
Vila R
estauraç
ão
.
e
cacy
in
addressing
energy
reliabilit
y
conce
rns,
reducing
costs
,
and
contributing
to
greenhouse
gas emission reduct
ion
.
80
6. TECHNICAL CHALLENGES FOR IMPLEMENTING HYBRID
POWER PLANTS AND PRACTICAL RESEARCH AGENDA
Impleme
nting
hybrid
pow
er
pla
nts
across
diver
se
energy
syst
e
ms
presents
several
t
e
chnic
al
challe
nges.
T
hese
inc
lude
the
integration
of
multiple
ene
rgy
sources,
the
n
eed
for
advance
d
control syst
ems to manage vari
abilit
y
, and
the
requirement
for
signicant
infrastructure
investments
.
Pilot
plants
ser
ve
as
exper
imental
strat
e
gies
to
address
the
se
chall
enge
s
by
allowing
for
the
testing
and
validation
of
hybrid
congura
tions
under
cont
rolled
condit
ions,
the
reby
fac
ili
tati
ng
the
optimiz
ati
on
of
system
per
formance bef
ore lar
ge-scale deployment
.
The
integration
of
hybr
id
power
plants
int
o
the
national ele
ctricit
y system presents a promising
av
enue for
innova
tion.
T
his is
because the op
timal
hybr
id
iz
atio
n
strateg
y
fo
r
ge
ne
rati
on
sy
stems
must
be
determine
d
through
an
an
alysis
of
demand
char
act
eristi
cs,
hourly
energy
prices,
and
available
ge
neration
sources.
In
light
of
the
ndings
pre
sented
in
this
study
,
future
resea
rch
should
focus
on
rening
hybridizat
ion
models
t
o
enhance
energy
ec
iency
,
envi
ron
ment
al
attributes,
and economic v
iabilit
y
. Additionally
,
fur
ther
investiga
tion
of
regulat
or
y
frameworks
in
whic
h
plants
may
be
i
nser
ted
is
nec
ess
ar
y
t
o
e
nsure
that
hybr
id
systems
c
an
b
e
op
erated
opt
imally
,
facilitat
ing
their
widespread
adopt
ion
and
sca
labili
ty
.
It
is
thus
im
perative
t
o
develop
simulation
a
nd
optimizat
ion
mode
ls
that
facilitat
e
the
d
imensio
ning
of
hybrid
ization
stra
tegies.
Moreover
,
the
re
is
an
op
por
tunit
y
to
as
sess
an
d
implement
deca
rbonization
strat
e
gies
for
the
hundreds
of
iso
lated
systems
throughou
t
the
country
.
The
Energy
Institute
of
PUC-Rio
is
de
dicated
to
makin
g
a
sig
nica
nt
co
ntribution
to
the
resea
rch
agenda
o
n
hybr
id
power
pla
nts.
Studies
have
been
conduct
ed
on
the
d
ev
elopment
of
exper
t
syst
e
ms
ca
pable
of
mod
eling
the
ir
behavio
r
and
per
for
mance un
der vario
us load condi
tions and
tari
modes.
A
n
investigat
ion
of
the
experim
ental
per
for
mance
of
a
hybrid
power
plant
pilot
plant
with
solar
phot
ov
oltaic
(SPV)
generation
,
natural
gas (NG)
, batter
y storage, load banks, and grid
coupling, utili
zing a variety of simulat
ions and load
conditions
h
as
bee
n
car
ried
out,
to
validate
mode
ls
in
speci
alized
sof
tware,
tak
ing
into
accou
nt
a
range
of
op
erational
load
scena
rios.
T
o
this
e
nd,
a
hybrid
pilot
plant
is
being
c
onstructed
on
the
premises of PUC-Rio in Xerém in colla
boration
with
GA
LP
and
Pe
trogal
Brasil.
This
pilot
pl
ant
will
be
equip
ped
with
a
328
k
Wp
SPV
pla
nt
.
A
32
0
kW
load
bank
will
be
employed
to
simulate
dierent
load
proles,
and
a
1
38
kW
h
li
thium-ion
batter
y
bank
with
a Bat
ter
y M
anage
ment S
ystem
(BMS) tha
t will communic
ate
with the inv
er
ter and
the
sup
er
v
isor
y
system
will
be
utilized.
In
regard
t
o
the
natural
ga
s
system,
a
mot
or
-gene
rat
or
of
approximat
e
ly
320
kW
in
continuous
operation
will
be
e
mploy
ed,
which
will
also
communicate
with
the
supe
r
v
isor
y
syst
em.
Th
e
sup
er
v
isor
y
system
is
h
ighly
robust
and
will
facilitate
a
multitude
of
experiments, including
those
conducted
in
island
mo
d
e.
81
7. CONCLUSION
The
increasing
adopt
ion
of
hybrid
pow
er
plants
represents
a
strategic
advance
ment
in
the
energy
transition,
providing
a
exible,
eci
ent,
and economically viable s
olution f
or electricity
gene
ration.
The
int
egration
o
f
dierent
energy
sources
within
a
singl
e
syst
e
m
helps
mitigate
the
intermit
tency
of
renewable
sources,
o
ptimiz
e
the
use
of
e
xisting
infrastructure
,
and
red
uce
operational costs an
d environmental burde
ns.
The following co
nclusion
s can be drawn.
The
D
uck
Cur
ve
has
been
identied
as
a
signicant
prot
oppor
tunity
for
hybrid
power
plants, as it
unde
rscores
the ne
ces
sit
y for
exible
gene
ration t
o meet dema
nd during p
erio
ds of
high
consumption
variabilit
y
.During
daylight
hours, high solar ge
neration reduce
s the demand
for
e
nergy
from
ot
her
sources,
resulting
i
n
low
or
even negative electrici
t
y price
s in cer
tain mar
ke
ts.
Howe
ver
,
in
the
late
af
ternoon
and
ea
rly
evening,
when
solar
generation
experiences
a
d
ecline
and dem
and surges, ele
ctricit
y p
rice
s undergo
a
substantial
increas
e.
Hybr
id
power
pl
ants
that
int
egrate
ren
ewable
sources
w
ith
storage
or
thermal
g
eneration
ca
n
optimiz
e
the
ir
prots
by
stra
tegically
storing
ene
rgy
during
low-cost
periods
and releasing it during high-demand hours
, w
hen
elec
tricit
y
is
more
e
xpens
ive.
T
his
operational
strateg
y
e
na
ble
s
reve
nu
e
ma
xim
iz
atio
n,
e
ns
ure
s
reliable supply
, a
nd contribut
es t
o grid stabilit
y
,
making
it
a
compe
lling
solution
from
both
technical
and economic standpoints.
Additionally
,
the
c
apacit
y
factor
of
hybr
id
power
plants
play
s a crucial role i
n reducing oper
ational
costs
and
inc
reasing
the
eci
ency
of
the
ele
ctrical
syst
e
m.
B
y
comb
ining
di
erent
ene
rgy
sources,
such
as
sola
r
,
wind,
ther
mal,
and
storage,
these
plants
c
an
operate
at
a
higher
c
apacit
y
fact
or
than
stand
alone
plants
,
optimizing
the
use
of
installed
infrastructure.
T
his
increased
utilization
reduces
t
he
nee
d
for
addition
al
investments
in
backup
g
eneration
a
nd
lowers
costs
rel
at
ed
to
transmissi
on and distribu
tion syst
em usage fee
s.
Additionally
, by impro
ving g
eneration predictability
and reducing depende
nce on intermittent
sources,
hybrid
pow
er
plants
provide
great
er
stabilit
y
to
the
el
ectric
al
system
,
dec
reasing
the
need
for
disp
at
c
hing
mo
re
expensive
source
s,
such
as
fossi
l
f
uel-powered
ther
mal
p
lants.
As
a
result, in addition t
o making e
nergy g
eneration
more
competitiv
e,
these
plants
c
ontribute
to
a
more ecient and su
stainable p
ower sect
or
.
Additionally
,
hybrid
power
plants
can
play
a
crucial role in decarbonizing
isolat
ed syst
e
ms
by decreasing fossil f
uel d
epen
dence a
nd
promoting a more sustainable en
ergy suppl
y
. T
he
t
echnical,
r
egulat
or
y
,
an
d
economic
challenges
that
remain
ca
n
be
ov
ercome
through
improv
ed
simulation models, op
timiz
e
d public policies, and
technological
a
dvancements
,
posit
ioning
h
ybrid
power
plants
as
a
denitive
so
lution
for
f
uture
powe
r s
yste
ms.
The
study
presented
reinforces
the
impor
tance
of rese
arch
and
the
d
evelopment
of
experim
ental
projects,
su
ch
as
the
pilot
p
lant
at
the
Ene
rgy
Institut
e
of
PUC-Rio
,
t
o
validate
hybri
dization
model
s
and
st
rat
e
gies.
Through
controlled
experime
nts,
it
i
s
possi
ble
to
a
naly
ze
the
technical
and
economic
feasibility
of
dierent
hybrid
congurations,
ensurin
g
their
large-sc
ale
application
with
more
reasona
bilit
y
than
just
counting
on
simulations
alread
y
wides
pread
in
liter
ature.
Fur
th
er
mo
re,
re
gu
latio
n
mus
t
evolve
alongside
t
hese
a
dvancements
,
promo
ting
incentives
for
hybrid
technol
ogy
integrat
ion
and
ensuri
ng thes
e systems remain
competitive in the
energy
mark
et
.
Thus,
the
adoption
of
hybrid
power
plants
can
ac
cele
rat
e
the
glo
bal
e
nergy
trans
ition,
contributing t
o a more resilient
, sustainable, and
accessible futur
e for all
.
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energy
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85
IMP
ACTO ECONÓMICO DE LA ENERGÍA
RENOV
ABLE EN LA OPERACIÓN DEL SISTEMA
ELÉCTRICO NACIONAL DE LA REPÚBLICA
DOMINICANA 2024
ECONOMIC IMP
ACT OF RENEWABLE ENERGY ON THE OPERA
TION OF THE
NA
TIONAL ELECTRIC SYSTEM OF THE DOMINICAN REPUBLIC 2024
Peter Agustín Santana Ciprián
1
Recibido: 29/1/2025 y Aceptado: 3/6/2025
1.- psantana66@hotmail.com
87
La volatilidad de los precios de los combustibles fósiles tiene un impacto crítico en el desarr
ollo económico
de países como la República Dominicana, que dependen de estos para la producción de electricidad. Este
estudio investiga la viabilidad económica de la integración de fuentes renovables, como la solar y eólica,
en la matriz energética nacional. A través de un análisis de costos operativos y sobrecostos asociados a
la generación de electricidad en 2024, se encontró que la generación r
enovable repr
esentó el 10.2% de
la
demanda
total,
generando
ahorros
signicativos
de
aproximadamente
183.6
millones
de
dólares.
Se
identicó
que
duplicar
la
capacidad
de
energía
renovable
podría
resultar
en
ahorros
anuales
cercanos
a
367.2
millones
de
dólares.
Sin
embargo,
la
expansión
de
estas
fuentes
enfrenta
desafíos
en
la
gestión
del
despacho
energético
y
en
la
infraestructura
existente,
lo
que
resalta
la
necesidad
de
tecnologías
de
almacenamiento y la
actualización de normativas. Además, se
sugiere
la interconexión del
sistema eléctrico
con
otros
de
la
región
para
maximizar
benecios
técnicos
y
económicos.
Este
trabajo
subraya
la
importancia
de una coordinación efectiva entr
e políticas energéticas, desarrollo de infraestructura y colaboración entre
actores del sector para garantizar un sistema eléctrico segur
o y accesible.
The
volatility
of
fossil
fuel
prices
has
a
critical
impact
on
the
economic
development
of
countries
like
the
Dominican
Republic,
which
depend
on
fossil
fuels
for
electricity
production.
This
study
investigates
the
economic viability of integrating r
enewable sources, such as
solar and wind, into the
national energy matrix.
Through
an
analysis
of
operating
costs
and
cost
overruns
associated
with
electricity
generation
in
2024,
it
was
found
that
renewable
generation
repr
esented
10.2%
of
total
demand,
generating
signicant
savings
of
approximately
$183.6
million.
It
was
identied
that
doubling
renewable
energy
capacity
could
result
in
annual savings
of
approximately $367.2
million.
However
,
the
expansion
of
these sources
faces
challenges
in
energy
dispatch
management
and
existing
infrastructure,
highlighting
the
need
for
storage
technologies
and regulatory updates.
Furthermore, the
interconnection of the
electrical
system
with other
systems
in
the
region is
suggested
to
maximize
technical
and
economic
benets.
This
paper
underscor
es
the
importance
of
eective
coordination
between
energy
policies,
infrastructure
development,
and
collaboration
among
industry stakeholders to ensure a secur
e and aordable electricity system.
P
ALABRAS CLA
VE:
impacto económico, energía renovable, sobr
ecosto, precios combustibles, normativa
energética, política energética, infraestructura energética.
KEYWORDS:
economic
impact,
renewable
energy
,
cost
overruns,
fuel
prices,
energy
regulations,
energy
policies, energy infrastructure.
Resumen
Abstract
88
1. INTRODUCCIÓN
El cambio cl
imático se presenta com
o uno de los
ret
os
más
signic
ativos
qu
e
enfrenta
l
a
humanid
ad
en el si
glo X
XI (Nations, s/f
-a)
. Est
e fenómeno se
reere a las tr
ansformaciones a largo pla
zo en las
temperaturas y los patr
ones cli
máticos en todo
el plan
eta (Int
e
rgovernmental Panel on Cli
mat
e
Change (IPCC)
, 202
3a)
.
Si
bie
n
el
camb
io
clim
ático
ha
sid
o
par
t
e
de
la
historia
d
e
la
Ti
erra,
la
inter
venci
ón
humana
h
a
acele
rado este proceso de forma ala
rmante en los
últimos años (Int
ergovernmental Panel on Climat
e
Change (IPCC)
, 202
3b
)
.
Las p
rincipa
les cau
sas inclu
yen las emi
sione
s de
gases d
e efect
o invernadero generada
s por la
quema de combustibles fósiles, la def
orestación
y prácticas agrícolas insost
enibles (Un resumen
para Cambio Clim
ático 20
2
1
: todo el mundo, s/f
)
.
El cambio climático representa una amenaza
exist
encial
pa
ra
nuestro
planeta,
que
exige
accione
s inmed
iatas y deci
sivas (UNFCCC Nav
,
s/f
)
.
En
e
ste co
nt
exto
,
la
transición
a s
istemas
de
energía renovable no e
s solo una op
ción, sino un
imperat
ivo p
ara reducir
las emisiones de carbono
y garantizar un f
uturo sost
enible (IRENA
, 20
1
9)
.
Los
países
de
t
odo
e
l
mundo
han
reconoc
ido
la
urgencia
de
esta
situación,
y
muchos
de
ellos e
stán llevando a cab
o la imple
mentación
de polític
as naciona
les qu
e fomentan el uso d
e
energías ren
ovables como una e
strat
e
gia para
mitigar los riesgos asociados al ca
mbio climático
.
(Nations, s/f
-b) ,
(Kha
sru & A
mbriz
zi, s/f
)
La Repúblic
a Dominicana se encue
ntra en
un proceso cr
ucia
l de transició
n energética,
moviéndose
haci
a
fuentes
de
energía
más
sost
enibles y adaptándose a las realidades
operativas del país. Este desarrollo s
e enmarca
en políticas energé
ticas que buscan asegur
ar
un
suministro
seguro
y
c
onable
para
todos
los
sectores de la eco
nomía. (Energía y Minas, s/f
)
,
(“Estra
tegia Nacional de D
esa
rrollo Ley 1
-
1
2”
,
2012)
,(
D
o
m
i
n
g
o,
2
01
4)
El
país
ha
co
menzado
a
implem
entar
una
seri
e
de iniciativas que respa
ldan e
ste objet
ivo
,
reconociendo la importancia de lograr una
energía acc
esibl
e y a precios justos para toda la
població
n. (“Es
trat
e
gia Nacio
nal de De
sar
rollo Ley
1
-
1
2”
, 20
1
2
) ,
(
T
ej
ada, 202
3)
,
(Institut
o d
e Energía de
la UA
SD
, 202
4
)
,(T
e
jada, 202
3)
.
En línea con los compromisos int
ernacionale
s
sobre desc
arbo
nización (
T
ejada, 202
3)
, e
l país
se
ha
propue
sto
q
ue
para
202
5
,
el
25
%
de
su
energía provenga de fue
ntes renov
ables (Ley
No 5
7
-
0
7
, s/f
)
; y pa
ra 2030
, e
ste porcentaje
aumentará al 30% dentro del Sistema Eléctric
o
Nacional Interconectado (SENI)
.
(Análisi
s regional
prospectivo sobre los objetivos de REL
AC
, s/
f
)
,
(Decl
aración de p
rincipi
os RD rmada, s/f
)
Sin embargo
, la de
penden
cia de combustibles
fósiles
para
la
gene
ración
térmica
hac
e
a
la
República
D
ominicana
vulnerable
a
uctuaciones
geopolíticas y económicas. E
sta sit
uación
subraya
la
impor
tancia
de
diversi
car
l
as
f
uentes
energéticas median
t
e la incorporación
de energías
renovables. (Ley No 5
7
-
07
, s/f
), (
“Estrat
e
gia
Nacional d
e Des
arrollo Ley 1
-
1
2”
, 20
1
2)
Est
e
estudio busca
examina
r
el e
fecto
eco
nómico
de las en
ergías renovables e
n el Sistema Eléctric
o
Nacional Interconectado (SENI) durant
e el año
202
4. Se considerará
n dos esce
nari
os
: (
1
) e
l
funcio
namie
nt
o actual del sistema con su matriz
energética v
igente y (
2
) u
na simulaci
ón econ
ómica
que no contemple la ge
neració
n de ene
rgía
re
n
ova
b
l
e.
La orga
nización d
el trabajo se di
vide en c
inco
secciones:
esta int
roducción, la me
todología
y el alc
ance de
l estudio, un análisis ge
neral de
l
SENI
, la presentación de resultados y
, nalment
e
,
conclusiones y recomendaciones cla
ve para
facilitar la
transición ener
gética.
89
2.CONSIDERACIONES METODOLÓGICAS
Esta sección abor
da las considera
ciones
met
odológicas clave q
ue orientarán el análisis del
impacto económico d
e las ene
rgías renovables en
el funcionamient
o del Sist
ema Eléctrico Nacion
al
Int
erconect
ado (SE
NI) para el año 202
4
.
Se detallan l
os criterios y su
puestos estable
cidos
para garantizar l
a validez y consistencia de l
os
resultados, lo que es f
undam
ental para una
evaluación precisa de la
inu
encia de las energías
renovables en la op
eración de
l SENI.
El
obj
etivo
es
analiz
ar
el
despacho
der
ivado
d
e
la operación
real del Sis
t
ema Eléct
rico Nacional
Int
erconect
ado (SE
NI)
, subrayando la validez
de
dicho
de
spacho
a
pes
ar
de
la
existencia
de
unidades generadoras en oper
ación forzada
1
(“Reglame
nt
o para la Ap
licació
n Ley 1
2
5-01
”
,
s/f
)
, es de
cir
, aque
llas que f
uncio
nan fu
era de
su programación ópt
ima.
Se
sostiene
que
el
despac
ho
obt
enido
es
rep
res
ent
ativo y
rel
evante e
n di
ver
sa
s
circunstancias, incluy
endo escena
rios en los que
la
res
e
r
va
2
(“Reglame
nt
o para la Apli
cación Ley
En
los
per
iodos
(h
oras)
en
qu
e
se
obser
ve
una
ponderación
3
(ORGANIS
MO COORDINADOR
Manual de Pr
oc
edimient
os Comerciales, s/f
)
notable en el cost
o marginal
, se aplicará el
siguie
nt
e
criterio
para
identic
ar
la
un
idad
marginal
La metodología propue
sta busca as
egurar qu
e
los resultados obt
enidos no solo se
an relevant
es,
sino tambi
én apli
cable
s a la realid
ad del sistema
eléc
trico
en
el
conte
x
to
de
la
transi
ción
hacia
fuentes de energía más sost
enibles.
2.1 Despacho de Operación Real
2.2 Determinación de la Unidad Mar
ginal
1
25-0
1
”
,
s
/f
)disponibl
e
podría
habe
r
sustituido
la gene
ración de f
uentes renovables sin que e
llo
conllevara un aument
o en los costos marginales y
opera
tivo
s del si
st
ema eléct
rico
.
Est
e enfoque fa
cilita una comprensión
profunda de las diná
micas op
erativas del SENI
y
su
inue
ncia
e
n
la
eci
encia
econ
ómica
d
el
suministr
o eléctrico.
1.- Fuera
del despacho económico,
pero
que son r
equeridas en
el SENI, por
diferentes r
estricciones pr
opias del
sistema eléctrico, como
son:
tensión, pruebas,
control de
ujo.
Aunque
estas
unidades no
son
tomadas
en
cuenta
para el
cálculo
económico
–
de forma
directa,
para el
cálculo de costo marginal de corto plazo- en realidad son unidades que se r
equerían que tuvieran operando en línea y por tanto deben ser
compensadas económicamente.
2.- Las condiciones de operación en tiempo real determinan la operación dentr
o de los parámetros dictado por la Normativa, primer
o de
seguridad y luego económico. Se debe mantener un cierto margen de reserva, r
espectar los tiempos mínimos de operación y tiempo mínimo
entre parada y arranque, así como las r
estricciones indicadas en la nota anterior
, como también, otros variables propias de la operación en
tiempo real.
3.- Más
de una unidad
de generación de
las que están operando marginan
(denen el costo
marginal del despacho
de la hora
de r
eferencia.
en
el
c
álcul
o
ex
tendido
(sustitución
d
e
g
enerac
ión
reno
vable
por gen
eraci
ón t
érmica)
:
90
•
Se
d
enirá
como
unidad
marginal
aquella
que
haya
registrado
el
costo
ma
rginal
durante
e
l 80
% o
más del tiempo en
la hora
de referencia. Esta unidad, que pudiera se
r
la más ca
ra o la más barata dentro de la
hora
de
referencia,
se
rá
e
mpleada
pa
ra
e
l
cálculo del costo marginal estima
do
.
•
S
i ninguna de l
as unidade
s cumple co
n el
umbral de
l 80%
, s
e optará por sele
ccion
ar
•
Cálculo con costo
marginal t
ope
4
(“Reglame
nt
o para la Ap
licació
n Ley 1
2
5-
0
1
”
,
s
/f
)
:
se
aplic
ará
un
límite
má
ximo
al
cost
o marginal
.
•
Cálculo sin cost
o marginal t
o
pe
: se
realizará e
l cálcul
o sin restricci
ones e
n el
cost
o marginal
.
1
.
Desabastecimi
ento
(“Re
glame
nt
o para
la Apli
cación Ley 1
25-0
1
”
, s/f
)
: En l
os casos
donde la generación t
ér
mica disponible no
sea
suci
ente
para
suplir
la
de
manda,
se
asumirá un cost
o d
e desabastecimient
o
equivalente al cost
o marginal t
ope.
2.
Merc
ado
Spot
5
(“Reg
lamento para la
Aplic
ación Ley 1
25-0
1
”
, s/f
)
: Se co
nside
rará
que
toda
la
ge
neració
n
se
de
spacha
a
l
Mercado Spo
t.
como unidad ma
rginal la que tenga e
l costo
de
d
espach
o
más
reduc
ido
en
esa
hora.
Est
e enfoque está diseñado para minimizar
la ince
r
tidumbre en la e
stimación de
l costo
marginal.
Se realiza
rán dos cál
culos de
l costo operativo
(A
vi-Itzhak,
1
9
77)y
ma
rginal,
e
n
adici
ón
al
costo
operativo real del de
spacho:
Para
simplicar
el
aná
lisis,
se
aplic
arán
los
siguientes supuest
os:
La co
mparación d
e estos resultados con el c
ost
o
ope
rati
vo re
al p
er
mi
tir
á e
stima
r e
l s
obre
c
osto
2.3 Cálculo del Costo Operativo y Mar
ginal
2.4 Supuestos Adicionales
4.- Este es un valor que se emite por resolución por la Superintendencia de Electricidad.
5.- En el Mercado Eléctrico Mayorista de la República Dominicana Nacional, existe la gura de mer
cado: Spot y por Contrato.
pot
encial d
e la operaci
ón del s
istema si la matriz
energética
estuvie
ra
c
ompuesta
ex
clusivamente
por gen
eración a ba
se de combu
stibles fósiles.
El análisis s
e centrará en el efecto combinado de
la generación solar y eólica.
Los resultados se
presentarán como
valor
es mensuales
, calculado
s a partir de
los valores diarios resultant
es.
91
•
Informes Diarios de Operación
6
(Inf
or
mes
Diarios de Operación,
20
2
4
)
: Emitidos por
el Organismo Coor
dinador
7
de
l Sistema
Eléctrico N
acional In
terconecta
do (
OC)
,
est
os inf
orme
s propor
cionan dat
os sobre
el
despac
ho
d
e
gene
ración
por
fue
nte
y
la
demanda.
•
Predespach
o
Diar
io
de
O
peración
(Programación Sema
nal de O
peració
n,
202
4
)
: T
a
mbién e
mitido por e
l OC
, e
ste
inf
orme contiene las l
istas de mérit
o de
despacho
.
La informaci
ón para la real
ización d
e este análisis
prov
endrá de las s
iguientes fue
ntes
:
Esta sección describe la me
todología empleada
para estimar e
l impacto económico d
e la
gene
ración renovable (solar y eólic
a) en el Sistema
Eléctrico N
acional In
terconecta
do (
SENI)
.
El análisis compara los costos
marginales, la
valorizaci
ón de la en
ergía y los costos operativos
Con estas consideraciones me
t
odológic
as, se
busca
asegurar
un
análisis
riguroso
y
coherente
del impacto económi
co de las e
nergías renovables
en el SENI.
La met
odología se basa en la
sustit
ución de la
generación reno
vable real por la generación
t
érmica disponible
, conf
orme a la normat
iva
v
i
g
e
n
te.
Se
reco
pilan
dat
os
ho
rarios
de
gene
ración,
demanda, costo mar
ginal y cost
o operativ
o del
SEN
I.
Luego,
se
rea
liza
u
n
cá
lculo
ex
tendido
dond
e
la gene
ración renovable es ree
mpla
z
ada por
2.5 Fuentes de Información
3.1 Descripción General
6.-
Información
pública
disponible
en
https://www
.oc.org.do/Informes/Operaci%C3%B3n-del-SENI/Coordinaci%C3%B3n-y-
Supervisi%C3%B3n-Tiempo-Real
7.- https://www
.oc.org.do/Nosotros/Quienes-Somos
8.- REGIO: registr
o de evento de generación e información de operación. Nota: Se requier
e credenciales (usuario + clave) para poder accesar
a la plataforma. Plataforma manejada por el OC.
• Plata
forma
REGIO
8
(Cost
o Marginal,
202
4
)
: Esta plataforma, mane
jada por e
l
OC
, registra información preliminar sobre el
cost
o marginal
.
•
Costo Marginal T
o
pe
: V
alo
r estable
cido
como límit
e máx
imo
para
el
cost
o
marginal
.
3. METODOLOGÍA
resultantes de la ope
ración real de
l sistema con
los costos estimados si la gene
ración renovable
fuera s
ust
ituida p
or gener
ació
n t
érmica.
generación
térmica,
utilizando
criterios
espe
cícos
para sele
ccio
nar la unidad térmic
a sustituta.
Finalmente
, se comparan los resultados obt
enidos
con y sin ge
neraci
ón renovable.
92
Se mantienen los siguientes supuest
os
:
•
En
c
aso
de
no
haber
su
cie
nt
e
g
eneraci
ón
térmica para suplir la demanda, se asume
un cost
o de desabast
e
cimient
o equivalent
e
al cost
o marginal t
o
pe.
La valor
izació
n de la ene
rgía en el M
ercado Spot
resultante de la operació
n (
V
ems) se calcula:
Para el cálcul
o del costo operativo (
Cost Op
r
) , se
sust
ituye
la generació
n r
eno
vab
le r
eal (
Gen
r
) de
la ecuación (
1
) por generación t
ér
mica disponible
(
Gen
r
d
).
En
la
normativa
local,
exist
e
un
tope
marginal
que
limita
el
valor
máximo
del
costo
mar
ginal
y es esta
blecid
o
, por la Super
intendencia
de Electricidad
, por resolución anualment
e y
actualiza
do mensualment
e.
Es el valor máx
imo de cost
o marginal reconocido
en la ope
ración dia
ria de
l sistema eléctr
ico
nacional.
Sustituyendo la ecuaci
ón (
4
) en l
a ecuació
n (
1
) se
deduce la ecuación
.
Donde
:
V
ems: V
alor
ización d
e la ene
rgía en el
Mercado Spo
t resultant
e de la opera
ción.
Cmg
: Cost
o ma
rginal real resultant
e de la
operación
.
3.2 Supuestos Clave
3.3 Cálculo de la V
alorización de la Ener
gía en el Mercado Spot (V
ems)
3.4 Cálculo del Costo Operativo con Sustitución de Generación Renovable
3.5 Consideración del T
ope Mar
ginal
•
Se c
onside
ra que toda la gene
ración se
despac
ha al Mercado Sp
ot
.
Gent
: Genera
ción p
re
venient
e de
genera
dor
es t
érmicos.
Genr
: Genera
ción
pre
venien
t
e de
generadores r
enov
ables.
CVD
: C
osto v
a
riab
le de de
spacho de
genera
dor
es t
érmicos.
CVP
: Cost
o variable d
e producció
n de
genera
dor
es t
érmicos.
FD
: Factor de nodo
.
93
El procedimie
nt
o de cálcul
o consiste en lo
siguie
nt
e
: e
l Cmg real, cambia p
or el Cmg
r
ya
que se está aum
entado la ge
neración térmi
ca
requerida para suplir la demanda, al sustituir la
genera
ción r
enov
able p
or gener
ació
n t
érmica
equivale
nt
e (
en valor) para mantener e
l natural
equilibrio gen
eración - demanda, requerido e
n la
operación del s
ist
e
ma eléctrico
.
Sustituyendo Cmg de la e
cuación (5) por Cmg
r
,
nos queda l
a ecuaci
ón :
En síntes
is:
Se presenta una m
et
o
dolog
ía para el cá
lculo de
l
costo
margina
l
y
el
costo
de
despac
ho
horar
io
diari
o en el si
stemas de gene
ración el
éctric
a de la
República Dominica
na.
Se
inicia
c
on
el
c
álculo
ba
sado
en
e
l
despac
ho
deri
vado de la operaci
ón real, lo que per
mite una
evaluación precis
a de los costos asociados.
Post
e
rior
mente
,
se
intr
oduce
un
c
álculo
extendido
que reempl
a
za la ge
neraci
ón renovable por su
equivalente en generación térmica, utilizando
como referencia la última uni
dad térmica resulta
nte
del de
spacho e
n tiempo real.
Esta apr
oximación busca pr
oporcionar una mejor
comprensi
ón de los co
st
os en la ope
ración de
sistemas eléctricos, facilitando una e
valuación
más robusta de la vi
abilidad e
conómi
ca de
las fu
entes de energía renovables f
rent
e a las
conv
encionales.
Donde
:
V
ems
r: es la valorizac
ión de la e
nergía en
el Mercado Spo
t pot
encial sin la operación
de generación r
e
nov
able.
Cmgr: es el cost
o ma
rginal resultant
e
de sustituir la gen
eración renovable por
generación t
érmica equivalent
e en valor
.
Para ese caso, en la ecuació
n (6) se
considera el costo marginal r
esultante sin
ninguna restricción de cost
o
.
3.6 Procedimiento de Cálculo Extendido
Est
e
traba
jo
presenta
un
análisis e
xhaustivo
d
e
un
año comple
t
o de opera
ción del Sist
ema Eléctrico
Nacional Interconectado (SENI) de la Repúblic
a
Dominic
ana, abarca
ndo desd
e el 1 de en
ero
hasta el 3
1 de diciem
bre de 202
4.
Se
examina
n
todas
las
hora
s,
días,
m
eses
y
estacion
es del a
ño para ca
pturar la variabilidad
de la dem
anda y ge
neració
n del sistema el
éctrico.
El enfoque del an
álisis e
s econó
mico, comparando
los cost
os operativ
os y marginales en condicione
s
de
des
pacho
simila
res,
tanto
e
n
esce
nario
s
que
incluyen ge
neració
n renovable (
e
ólic
a y solar)
como
e
n
uno
hipot
ético
d
onde
e
stas
f
uentes
están ause
ntes
.
4. ALCANCE
Est
e
e
studio
se
centra
exclusivamente
en
la
evaluación del imp
acto de la generació
n eólic
a
y
solar
,
excluyendo
otras
fuentes
de
energía
reno
vable
, proporcionando as
í una visión clara de
su
i
n
ue
ncia
en
e
l
s
istema
el
éctrico
do
minica
no
,
destaca
ndo la impo
r
tanc
ia de esta
s fuentes
renov
ables
en
la
sost
e
nibilidad
y
e
ciencia
del
sist
ema eléctrico del país
.
94
La transf
ormación del Sist
ema Eléctrico Nacional
Int
e
rconectado de la República Dominica
na
constituye un proceso ese
ncial e
n la evolución de
l
sector energético de
l país.
Se está trabajan
do en el p
roceso de transformaci
ón
del Sist
ema Eléctrico Nacion
al Int
erconectado
de la
Repúblic
a
Domin
icana
(SE
NI)
con
e
l
n
de
alcan
zar
el objetivo de satisfacer el 30% de la de
manda
eléc
trica nacio
nal a través de fuentes de ene
rgía
renovables no convenciona
les para e
l año 2030.
(Decl
aración de princip
ios RD rmada, s/f
)
5. SISTEMA ELÉCTRICO NACIONAL INTERCONECT
ADO DE LA
REPÚBLICA DOMINICANA
A co
n
ti
n
u
ac
i
ó
n,
se ex
a
mi
n
a
la
si
tu
a
ci
ó
n
ac
tu
a
l
de
l
Sistema Eléctrico Naci
onal Interconectado (SENI)
de la República Dominica
na, abordando los
desaf
íos
y
beneci
os
que enfrenta
e
n un
contexto
de creciente demanda energética y sost
enibilidad.
El
SENI
ha
experime
ntado
un
crecimie
nt
o
9
promedio interanual de l
a deman
da elé
ctrica
de 3.2
% (Santana, s/f
) , (Aquino et al.
, 202
4
)
,
acompañado d
e un aumento en la capaci
dad de
gene
ración, principal
mente a tra
vés de f
uentes de
energía so
lar (Aquino et al.
, 202
4
)
.
En la actualidad (2
02
4
)
, e
l 1
6.
6 % de la d
emand
a
del SENI se suple co
n gene
ración de e
nergía
renovable
, distribuido entre la gen
eración
hidroelé
ctrica
(5
.
7
%
)
y
el
1
0.
9
%
resta
nt
e
A cont
inuación
, desglosamos las esta
díst
icas
subyacent
e
s para ofrecer u
na comprensi
ón
completa y matizada de los res
ultados de la
Ope
ración 202
4
.
La gura 1
ilustra la
d
emand
a eléctrica de
energía
suplida a lo la
rgo de los 1
2 meses de
l año 202
4
,
que to
talizó 2
5,
01
1
. 20 G
W
h.
Al anal
izar la gura, se pue
de obser
var que
, entre
los mese
s de julio y o
ctubre
, el consu
mo de
5.1 Situación Actual
5.2 Resultado Operación 2024: Estadísticas Clave para Entender el Panorama
prov
eniente de fuentes eólic
as, solares y bio
masa.
(Aquino et al.
, 2
02
4
)
La capacidad
10
instalada total del SENI es de
5
,985
.34 MW
, con una propo
rción de 66.26 %
de gen
eración térmic
a y 33.
7
4 % de g
ene
ración
renovable. De est
e último porcentaje, el 22
.83 %
corres
ponde a ca
pacidad instalad
a a base de
energía e
ólica y so
lar
.(A
quino et al.
, 20
2
4
).
5.2.1 Generación Eléctrica
elec
tricidad
supe
ró
los
2
,200
GWh
,
a
lcanz
ando
su
punt
o
má
x
imo
en
octubre
,
c
on
una
d
emand
a
de 2
,394 GWh.
9.- Desde
el 2001 al
2023. información calculada
a partir del
informe anual de
operaciones y transacciones
económicas del
año 2024 –
OC -
Al 31 de diciembre de 2024.
10.- Al 31 de diciembre de 2024.
95
En
la
gura
2
se
analiz
a
la
dema
nda
má
x
ima
del
Sistema Eléctrico Naci
onal Interconectado (SENI)
durante el año 202
4, destacando un pi
co de 3,8
1
2
MW registrado en octubre.
A lo largo de l
os 1
2 me
ses, la dema
nda se mantuvo
consistentement
e por encim
a de los 3,
00
0 MW
, lo
5.2.2 Demanda Máxima
Figura 1 -
Consumo mensual de energía del SENI durante el año 2024.
Figura 2 -
SENI: Comportamiento de la Demanda Máxima Mensual Durante el Año 2024
Fuente: Construcción propia basada en los informes diarios de operación del SENI, emitidos por el Organismo Coor
dinador
.
Fuente: Construcción realizada a partir de los informes diarios de operación del SENI, emitidos por el Organismo
Coordinador
.
que sugie
re un incremento notable en el con
sumo
en
erg
étic
o.
Los resultados indican pat
rones estacionales y
picos
de
de
manda,
lo
que
per
mite
ide
nti
c
ar
los
meses crí
ticos donde se requerirá una may
or
capacidad de generación.
96
En
la
gura
3
se
ilustra
la
contribución
de
las
fuentes de ge
neració
n térmica y renovable en la
satisfacción de la d
emanda e
nergética dura
nt
e el
a
ñ
o
2
0
24
.
Los resultados muestran qu
e el 83% de la
demanda
fue cu
bierta por gener
ación t
érmica,
La
gura
3
ilustra
que
la
mat
riz
e
léctri
ca
d
el
Sistema Eléctrico Naci
onal Interconectado (SENI)
se basa pr
incipalm
ente en la generaci
ón térmica.
Esta matriz está compue
sta por fu
entes de
energía co
mo el gas n
atural
, el car
bón mine
ral y el
fuel o
il (No. 6 y No
. 2)
.
En el año 202
4
, la g
eneraci
ón térmica a pa
r
tir de
gas natural representó el 39
.
7 % de
l to
t
al, mientras
que el c
arbón m
ineral co
ntribuyó con un 3
1
.
7 %.
El restante 1
1
.
7 % de la ge
neración s
e origin
ó del
fuel o
il, tal como se detalla e
n la tabla 1
.
Est
os
dat
os
re
eja
n la
estru
ctura
de
la generación
eléc
trica en e
l SENI, destacando la pred
ominanci
a
5.2.3 Generación por Fuente
mientras que el 1
7% r
estante pro
vino de fu
entes
renov
abl
es no conv
encional.
Figura 3 -
Participación (%) de la generación térmica y renovable en el Sistema Eléctrico Nacional Inter
conectado (SENI)
durante el año 2024.
Fuente: Elaboración propia basada en los informes diarios de operación del SENI, pr
oporcionados por el Organismo
Coordinador
.
del gas n
atural y el carb
ón minera
l en la matriz
energé
tica del p
aís
.
97
En relación co
n el 1
7 % de la ge
neració
n de
energía renovable ge
nerada durante 20
2
4
, se
obser
va que un 1
0.2 % de esta ene
rgía proviene
de fue
ntes eólicas y so
lares, siend
o estas el e
je
central de este estudio, pr
oporcionand
o un marco
que permite analizar el impacto económico de
T
abla 1 -
Evaluación de la participación de las distintas fuentes de generación térmica en la operación del Sistema Eléctrico
Nacional Interconectado (SENI) durante el año 2024
Fuente: La elaboración se realiza basándose en los informes diarios de operación del SENI, que son pr
oporcionados por el
Organismo Coordinador
.
esta fue
nte en la ev
olución d
e la matriz ene
rgética
y
su
relevancia
en
e
l
cami
no
hacia
un
mode
lo
má
s
sost
enible.
En
la
g
ura
4
se
a
naliza
la
cur
va
de
ofer
ta
de
gene
ración el
éctric
a para el añ
o 202
4 en e
l
Sist
ema Eléctrico Nacion
al Int
erconectado
(SE
NI)
, evaluando tres esc
enar
ios de ca
pacidad
instalada, má
x
ima y promedio d
e gene
ración.
Se
presenta
la
deman
da
má
xima
estimada
para
el
año, junt
o con un
a cur
va de costos por tecnología,
clasi
cada
desde la
unidad
más
económi
ca
hasta
la más costosa.
Los resultados indican que
, bajo los tres escenarios
analizados
, la capacidad
de generación disponible
es
t
eóri
came
nte
sucie
nt
e
pa
ra
s
atisfacer
la
deman
da
má
xim
a
de
pot
encia
de
3,8
1
1
MW
,
predominant
emente ut
ilizando gene
ración a base
de gas natural.
Sin
e
mbargo
,
la
realidad,
reejada
en
l
os
datos
presentados, rev
ela que f
ue ne
cesa
rio recur
rir a
5.2.4 Curva de Oferta Generación Eléctrica
t
odas las fuent
e
s de generación disponibles p
ara
cumplir con l
a dema
nda ene
rgética del año 202
4
.
Est
e
análisis
subray
a
la
impor
tancia
de
di
versicar
las fu
entes de generaci
ón para ase
gurar la
estabilid
ad y cober
tura de la deman
da elé
ctrica
en el si
st
ema.
98
Figura 4 -
Evaluación de la relación entr
e la oferta de generación y los costos variables de despacho en el SENI en el
transcurso de 2024.
Fuente: Elaboración propia basada en los r
eportes diarios de operación del SENI, así como en los informes mensuales de
operación real y los pr
ogramas de operación semanal propor
cionados por el Organismo Coordinador
.
En la
gura 5
se ilustra
d
e manera grá
ca la cur
va
de dema
nda junto con el costo de la t
ecnol
ogía
emple
ada para satisfacer dic
ha dema
nda.
Esta representación mu
estra que las tecnolo
gías
renovables
tiene
n
un
costo
d
e
de
spacho
igual
a
c
e
r
o.
Para cubrir la de
manda de
l Sistema Eléctrico
Nacional Interconectado (SENI) en el año 202
4
,
fue ne
ces
ario rec
urrir a todas las tecnol
ogías
t
érmicas disponibles, comenzando por la
más
econó
mica,
qu
e
es
el
ca
rbón,
y
naliz
ando
con
la más costosa en términos varia
bles, que es e
l
Fuel Oil No. 2
.
A
par
tir
de
la
cur
va
de
c
ost
o
variable
d
e
despach
o
presentada
e
n
la
gura
5
,
se
conc
luyó
que
e
l
costo
promedio anual de
generación utilizando gas
natural es un 52
% super
ior al d
e la gene
ración a
par
tir de c
arbón.
5.2.5 Curva de demanda: claves para entender su costo
Además, el costo del fue
l oil No. 6 es un 4
7
.3
% más
alto que el del ga
s natural, mientras que el costo de
gene
ración con f
uel o
il No. 2 supera en un 1
8
8.
4
%
al costo de generaci
ón con fu
el oil No. 6.
Est
os
dat
os
in
uirán
en
el
costo
marginal,
operat
ivo y la
valorización de la
energía, aspect
os
que se abo
rdarán más adel
ante al comparar la
gene
ración renovable (solar y eólic
a) con su
equivale
nt
e en ge
neración térmi
ca, según su
disponibilida
d y orden de mérit
o.
La
informaci
ón
presentada
en
la
gura
5
es
c
rucia
l
para entender la diná
mica de c
ostos en el sistema
eléctrico
nacional
,
espe
cialment
e
en
el
cont
exto
de
la
transi
ción
hacia
fuentes
d
e
energía
más
sost
enibles.
La ne
ces
idad de integrar tecnologías térmic
as
para satisfacer la de
manda res
alta la imp
or
ta
ncia
de evaluar los costos asociados a cada tipo d
e
generación,
lo
que
permitir
á
una
me
jor
plani
cación
y optimización del si
stema energético en e
l futuro
.
99
Figura 5 -
Costos de Despacho y Curva de Generación SENI 2024.
Fuente: Elaboración propia basada en los r
eportes diarios de funcionamiento del SENI y los planes de operación semanal
propor
cionados por el Organismo Coordinador
.
Dado que la Re
pública D
ominica
na es un país
insular
sin
int
erconexiones
con
otr
os
sistemas
eléctricos
regionales,
l
a
con
abilidad
y
segur
idad
del SENI depe
nden d
e su propia capac
idad.
La al
ta penetración de e
nergías ren
ovables
presenta de
safíos impor
tantes para la operació
n
del sistema e infraestru
ctura de transmisió
n,
incluyendo r
e
stricciones operat
i
vas
, v
er
timient
o
de ene
rgía y salidas for
zada
s de cargas, que
puede
n reducir la c
on
abilidad de
l sistema.
A
pesa
r
de
estos
desafíos,
la
ene
rgía
renovable
ha
contribuido a la redu
cción d
e los costos operativos
del SENI, disminuyendo la de
pende
ncia de l
os
combustible
s
fósiles
y
la
exposic
ión
a
la
volatilidad
de sus precios.
Además
, foment
a la independencia energét
ica y
reduce la hue
lla de c
arbo
no del país.
El
marco normativ
o e
x
istent
e,
diseñado hace
más
de 20 años para una matriz ene
rgética basada
en gen
eración térmi
ca, nece
sita se
r actualizado
para adaptarse a la
s nuevas t
ecnol
ogías y a la
variabilid
ad de las fu
entes renov
ables.
Se están rea
lizando e
sfue
rzos a nivel de po
líticas
energéticas
,
infraest
ructura
,
plani
cación
y
5.3 Desafíos y Bene
cios
normativa para integrar una alta co
ncentración
de ene
rgías renovables variabl
es, asegura
ndo
la continuidad del s
er
v
icio de for
ma segura,
con
able
y ase
quible
para toda la
poblaci
ón y
los
medios produ
ctivos del país.
Se
espera
que,
e
n
los
pró
x
imos
años,
e
l
sistema
eléctrico naciona
l de la República Dominica
na
pueda reducir aún más la
huella de car
bono de la
matriz eléctri
ca, disminuir e
l uso y la de
pend
encia
de los com
bustibles fósiles y red
ucir el co
st
o de
la ene
rgía.
En
síntesis:
La transformación d
el Sistema
Eléctrico N
acional In
terconecta
do de la R
epública
Dominic
ana
e
s
un
paso
cr
ucial
hacia
un
fu
turo
energético más sost
enible, donde se busca
satisfacer un 30% de la dema
nda elé
ctrica c
on
fuentes renovables para 2030.
A pesa
r de los de
safíos que e
nfrenta, la integración
de ene
rgías renovables no solo p
romet
e
reducir costos operativos y la depend
encia
de combustibles fósiles, sino que también
representa una op
or
tunidad para m
oder
nizar la
infraestructura y nor
mativa del sector energético
del país.
100
Est
e trabajo tiene co
mo objetivo estimar
el sobrecost
o asociado a la opera
ción del
Sist
ema Eléctrico Nacion
al de la Repú
blica
Dominicana
(SENI)
en
un
esce
nario
hipoté
tico
en
el
que
la
deman
da
d
e
e
lectri
cidad
se
s
atisciera
ex
clusivament
e
median
t
e
fuentes
de
generación
de orig
en fósil.
A
través
de
un
análi
sis
exhaustivo
de
los
costos
operat
ivos y
la comparación con
la actual
mat
riz
energética d
el país, se busca determinar l
as
implicaciones e
conómicas de una de
pendenci
a
t
otal de combust
ibles fósiles.
6. IMP
ACTO ECONÓMICO DE LA DEPENDENCIA FÓSIL:
CUANTIFICACIÓN DEL SOBRECOSTO EN LA OPERACIÓN DEL
SISTEMA ELÉCTRICO DOMINICANO
Los r
esultados de
est
e estudio pr
oporcionan
una comprens
ión más profunda de l
os des
afíos
nancie
ros y ambientale
s que enfrenta el SENI, así
como
la
impor
tancia
de
diversicar
las
f
uent
es
d
e
energía
pa
ra
gara
ntizar
la
sostenibilidad
y
ecienci
a
del sist
ema eléctrico nacional
.
A par
tir de lo
s resultados prese
ntados en la tabl
a
1
y
la
gura
3,
a
sí
como
de
l
a
disponi
bilidad
de
gene
ración
y
los
costos
reejados
en
las
g
uras
4 y 5
, se des
arrolla el a
nálisi
s que se abo
rda en
este estudio.
De la ge
neració
n t
otal
, que represe
nta un 1
7%
prov
eniente de fuentes renovables, se destaca
que un 1
0.2
% corre
sponde a l
a energía e
ólica y
solar
.
Esta porción de ge
neració
n renovable será
reemplazada por la generación t
érmica disponible
para calc
ular el c
osto marginal
, la valorizac
ión
de la ene
rgía y los costos operativos que
habría
asumid
o
el
Sistema
Elé
ctrico
Nacional
Int
erconect
ado (SE
NI) en el año 202
4
, e
n caso
de que no se c
ontara con la e
nergía renovable
que ope
ró durant
e t
odo ese a
ño
, manteniendo las
mismas condiciones opera
tivas
que se dier
on en
el pr
esent
e.
El análisis s
e centra en la relaci
ón entre la
gene
ración de e
nergía renovable y la térmica,
conside
rando qu
e la ene
rgía eólic
a y solar
6.1
Evaluación
de
Costos
en
el
Sistema
Energético
Nacional
Resultado
Operación
2024:
Estadísticas Clave para Entender el Panorama
representa
u
na
par
t
e
signi
cativa
d
e
la
matriz
en
erg
étic
a.
Se busca evaluar e
l impacto económico qu
e
tendría la ausenc
ia de estas f
uentes renovables
en el si
stema eléctric
o
, u
tilizando c
omo referencia
los datos de generación y c
ostos disponibles.
La evaluación s
e realiza baj
o la premisa d
e que,
si las condiciones opera
tivas
se mant
uvieran
constantes, se podría estimar e
l costo que el
SENI
h
abría
enfrentado
si
n
la
c
ontribución
de
l
a
energ
ía r
eno
vable
.
Est
e
análisis
es
fund
amental
para
la
planic
ación
futura y la toma de decis
ione
s en el se
ctor
energético
, especialment
e en un escenario donde
la
sost
enibilidad
y
l
a
eci
encia
son
cada
ve
z
má
s
rel
eva
ntes.
101
De acuerdo con
las consideraciones y la
met
odología previament
e mencionadas, así
como
lo
expuesto en
la
sec
ción
6.
1
, s
e pre
senta
en
la
gura
6
el
resultado
de
l
costo
marginal
promedio
mensual del Sis
t
ema Eléct
rico Nacional
Int
erconect
ado (SE
NI) para los doce me
ses de
l
año 202
4.
La
g
ura
6
muestra
el
resu
ltado
de
tres
(3)
escenar
ios de costo
marginal promedio
, dond
e
:
A pesa
r de que e
l costo marginal promedio sin
energías ren
ovables no convencional
es (Cmg
sin
T
ope
–
Sin
ERNC)
sue
le
ser
super
ior
al
costo
marginal promed
io sin ERNC con un lím
ite
estable
cido (Cmg con
T
ope - sin
ERNC)
, la gura
6 rev
ela que e
n los mes
es de en
ero
, abril y juni
o
los resultados son equivalent
es.
En ot
ros meses, la diferenci
a obser
vada es inferior
a 1
US
$/MW
.
Esta s
ituación
pue
de
atribuirse
a
la
escas
ez de gene
ración dis
ponible pa
ra satisfacer
la demanda, lo que llevó a util
izar el costo marginal
promedio sin ERNC co
n un límite (
Cmg con T
ope
- sin ERNC) como opción pa
ra realizar e
l cálcul
o
.
Además,
la
gura
6
indica
que
el
costo
marginal
promedio r
eal de la operación es más
bajo cuando
se utiliza ene
rgía renovable en compa
ración con
su ausenci
a.
1
. Cmg Real: Costo Marginal Real:
Costo marginal efectivo derivado de las
operacio
nes realiz
adas en e
l año 202
4
.
2
. Cmg co
n T
ope - sin ERNC : Costo
marginal resultant
e del escenar
io de
sustituir la gene
ración de e
nergía renovable
no
convencional,
ERNC
–
pa
ra
este
ca
so
,
solar y e
ólica -
, por gen
eración térmic
a
de acuerdo co
n su orden de mé
rito y
disponib
ilidad diar
ia durante el año 202
4.
Además, est
e costo marginal
, se present
e
con la r
estricción de
cost
e marginal t
ope
11
,
(“Reglame
nt
o para la Ap
licació
n Ley 1
2
5-
0
1”,
s
/
f
)
.
3.
Cmg
sin
T
ope
–
Sin
ERNC
:
Costo
marginal resultant
e del escenar
io de
sustituir la gene
ración de e
nergía renovable
no
convencional,
ERNC
–
pa
ra
este
ca
so
,
solar y e
ólica -
, por gen
eración térmic
a de
acuerdo su orden d
e méri
t
o y disponib
ilidad
diari
a durante el año 202
4. Est
e cá
lculo no
t
oma
en
cuenta
el
valor
má
xim
o
de
costo
marginal
deni
do
en
la
no
rmativa
v
ige
nt
e,
sino más bie
n, se deja que la
s condici
ones
(
simuladas)
de
deman
da
existent
e
dena
n
su v
alor real
.
6.1.1 Análisis Costo Mar
ginal
11.-
El
costo
marginal
máximo,
también
conocido
como
T
opese
es
el
costo
asociado
al
desabastecimiento
o
a
la
energía
no
suministrada,
y
es
determinado anualmente por la Superintendencia de Electricidad a través de una resolución. Cabe destacar que, conforme a esta r
esolución,
el Organismo Coordinador actualiza este costo de manera mensual. Para más información y como r
eferencia, consulte la Resolución SIE-
141-2023-MEM.
102
Figura 6 -
Resultado del costo marginal tres escenarios: el costo marginal r
eal y los costos marginales extendidos
(con y sin costo marginal tope).
Figura 7 -
Relación del costo marginal real derivado de la operación, calculada exclusivamente bajo el enfoque de
generación. térmica.
Fuente: Elaboración propia basada en los informes diarios de operación del SENI y de acuer
do con las consideraciones
presentadas en la sección de metodología para el cálculo de los Cmg sin ERNC y con Cmg máximo.
Fuente: Elaboración propia basada en los r
esultados presentados en la
gura 6.
El costo marginal real promedio anu
al se redujo e
n
un 1
2
.8
% al inc
orpora
r un 1
0
.2
% d
e gene
ración
prov
eniente de fuentes solares y e
ólic
as durante
el año 202
4
, a
l aplica
r el cr
iterio de costo marginal
sin ERNC
.
Si se consid
era el cr
iterio de costo marginal sin
ERNC con un límite, la r
educci
ón ser
ía solo de
l
5.9%.
Es impor
ta
nte destacar que esta
blec
er un límite
en el co
st
o marginal dismi
nuye a la mitad el costo
marginal
real
qu
e
se
h
abría
gene
rado
al
opera
r
ex
cl
usivamente con gen
eración térmic
a en 202
4
.
Los resultados se ilustr
an de manera grá
c
a en la
gura
7
,
d
onde
se
pu
ede
ap
reciar
cl
arame
nt
e
el
impacto de la inclusión de e
nergías ren
ovables en
la reducci
ón de costos.
Esta in
formación
resalta la importancia de
las ene
rgías renovables en la o
ptimización de
los costos operativos del sistema eléctri
co
,
evidenciando su pape
l crucial en la sostenibilidad
y e
ci
encia d
e este
.
103
Figura 8 -
Evaluación del valor de la energía en el Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (SENI) para el año 2024.
Fuente: Desarrollo pr
opio fundamentado en los informes diarios de operación del SENI y conforme a las pautas descritas en
el apartado de metodología para el cálculo de los Cmg sin ERNC y con Cmg tope.
En resumen: Los da
tos indican que, al incorp
orar
fuentes solare
s y eólic
as, se logra una dism
inución
del 1
2
.8
% en los costos marginales.
La inc
lusión d
e energías ren
ovables en el si
stema
eléc
trico
no
solo
reduc
e
signi
cativamente
el
costo
marginal real de operación, sino que también
demuestra su impor
tancia en la sostenibilidad
y
e
ciencia
del
sistema
,
evidenciando
que
su
implem
entación e
s clave para opt
imizar costos y
satisfacer la dem
anda en
ergética de man
era más
efe
cti
va.
A par
tir de lo
s costos marginales tanto reales
como ca
lculados, así como d
e la gene
ración de
l
año
202
4,
se
proce
de
a
examinar
los
resultados
de la valoriz
ación de l
a energía e
n el Sistema
Eléctric
o Nacional Interconectado (SENI) para
dicho añ
o
.
En
la
gura
8
se
p
resentan
estos
res
ultados,
los cuale
s muestran c
onclusio
nes qu
e son
coherentes
co
n
las
obser
vadas
en
el
análi
sis
de
l
cost
o marginal
.
Se destac
a que una ge
neració
n del 1
0.2
%
prov
eniente de fuentes solares y e
ólic
as gen
era
un
a
horro
en
e
l
cost
o
de
la
energía,
siempre
q
ue
esta se valore en el M
ercado Spot, conf
orme a la
s
consideraciones
previament
e
expuestas
en
este
document
o.
6.1.2 Análisis V
alorización de Ener
gía
Si no
se
hubiera
contado
con
la g
enerac
ión s
olar
y eólic
a en el SENI durante 20
2
4
, e
l sobrecosto
en
el
pr
ecio
d
e
la
e
nergía
hab
ría
asc
endido
a
US$
4
1
8.
1
6
millon
es
y
US$
1
83.
44
m
illone
s,
dependiendo de si se
consideraba
la valoriza
ción
de la ene
rgía con o sin un l
ímite en el costo
marginal, r
e
spectivamente
.
Esta
informaci
ón
se
pu
ede
extraer
de
la
gura
8.
Es impor
tante señalar que el cost
o marginal t
ope,
que
representa
e
l
m
á
ximo
que
se
paga,
conlleva
una disminu
ción de má
s del 50% en comparació
n
con el valor rea
l de la valor
ización d
e la ene
rgía
que
se
hab
ría
registrado
en
e
l
sistema
e
léctri
co
nacional de la República Dominic
ana, según los
criterios a
nalizados e
n este estudio
.
104
Ley
enda
gura 8:
-
V
al.
E
ner
g
R
eal:
hace
referencia
a
la
valoración de l
a energía e
n funci
ón del
costo marginal real promedio qu
e se der
ive
de la ope
ración a lo la
rgo del añ
o 202
4.
-
V
al.
Energ
_Con
T
ope:
se
re
ere
a
la
valoración de la e
nergía ge
nerada dura
nt
e
el 202
4, sin la inclusió
n de la ge
neración
a par
tir de e
nergía sola
r y eólic
a, y
t
omando en cuenta que el costo marginal
má
xim
o
e
s
jado
po
r
u
na
resolució
n
d
e
l
a
Superint
endencia de Electricidad.
-
V
a
l
.
E
n
e
r
g
_
S
i
n
To
p
e
:
el concep
t
o ant
erior
se conser
va, con la salvedad de qu
e no
se impone un límite al cost
o marginal que
resulta
de
l
a
operaci
ón.
Esto
sign
i
ca
que
no se tiene e
n cuenta el tope al costo
marginal que la normativa r
esolutiva vigent
e
en el si
stema eléctrico n
acional e
stable
ce,
permi
tiendo así qu
e se consid
ere el valor
real
del mer
cado
.
El
co
st
o
adic
ional
que
habría
enf
rentado
e
l
SENI
por
la
valo
rizació
n
de
los
25
G
Wh
de
energía de
mandada e
n 202
4 se e
stimaría en
aproximadamente
un
5.8
%
si
se
conside
ra
el
c
osto
marginal
má
x
imo
según
la
normativa
vigente
.
En
cambio, este porcentaje ascend
ería a un 1
3.
1
% s
i
se toma en cuenta el costo marginal de la úl
tima
unidad t
érmica dispo
nible.
Por o
tro lado
, al igu
al que e
n el análi
sis del
sobrecost
o relacionado con el cost
o marginal,
la
valorizaci
ón de la e
nergía tambi
én mue
stra que
establece
r un límite en el cost
o marginal disminuye
el valor real de l
a energía e
n cerca de
l 50%
. Este
fenómeno s
e puede o
bser
var cl
arame
nt
e en la
gura
9
.
Est
os resultados subrayan la importa
ncia de
considerar las dif
erent
es metodologí
as de
valorizaci
ón de la e
nergía, ya que puede
n tener un
impact
o
signi
cativo
en
los
c
ost
os
que
enfrenta
el SENI. La variabilid
ad en los porce
ntajes de
sobrecost
o resalta la nece
sidad de un análisis
cuidadoso
al moment
o de establecer políticas
en
erg
étic
as.
En sínt
e
sis
, los resultados del aná
lisis evide
ncian
que la metodología de valor
ización d
e la ene
rgía
puede in
uir consid
erable
mente en los cost
os del
SENI
, con variaci
ones qu
e van del 5.
8
% al 1
3.
1
%
en func
ión de
l costo marginal conside
rado
, lo que
resalta l
a nece
sidad de un e
nfoque riguroso en l
a
Figura 9 -
Análisis del costo de energía anual para el año 2024, realizado con despacho r
eal y fundamentado únicamente
en la generación térmica.
Fuente: Elaboración propia basada en los r
esultados presentados en la
gura 8.
formulación
de políticas energé
ticas
. Est
e estudio
pone
de
ma
ni
esto
la
rel
evancia
de
evaluar
cuidadosament
e las implicaciones económicas
de las de
cisio
nes en e
l sector energético.
105
T
abla 2 -
Costo operativo real y estimado para una operación sin producción de energía solar y eólica - 2024 -.
T
abla 3-
Costos variables de despacho promedio por tecnología.
Fuente: Desarrollo pr
opio fundamentado en los informes diarios de operación del SENI, emitidos por el Organismo
Coordinador
.
Fuente: Construcción propia a partir de los informes pr
ogramas semanal de despacho del SENI, emitido por el Organismo
Coordinador
.
Al ana
lizar e
l costo operativ
o
, se evidenci
a una
notable discrepan
cia entre el costo operativo r
eal
del sistema elé
ctrico y e
l costo operativo estimado
Esta diferencia se or
igina e
n el costo operativo
nece
sar
io para satisfacer la d
emand
a, así como
en la utilizaci
ón de tecnolo
gías que prese
ntan un
alto cost
o var
iable d
e operació
n, como se detalla
en la tabl
a 3.
En esta última, se pued
e obser
var que al
conside
rar el c
ost
o variable p
romedio de
En resumen, el análi
sis revela que la dep
ende
ncia
ex
clusiva
de
la
generación
térmica,
espe
cialment
e
a trav
é
s de tecnolog
ías como la d
e car
bón, no
solo
increme
nta
signic
ativ
amente
los
costos
6.1.3 Análisis Costo Operativo
despac
ho
de
la
tecnol
ogía
de
carbón
(elegida
por ser la m
ás eco
nómica)
, el reempl
a
zo de
la gene
ración renovable por e
sta tecnología
prov
o
ca
un
au
mento
sign
icativo
e
n
el
costo
de
la ene
rgía, alcanz
ando los valo
res indicados e
n
la
la
“Rel
ación
C
osto
V
aria
ble
D
espacho”
de
la
ta
b
l
a 3.
operativos, sino que tambié
n subraya la necesid
ad
de considerar alternativas más sost
enible
s para
satisfacer la dem
anda en
ergética de man
era
eciente y económi
ca.
para una
op
eración que dependa e
x
clusivame
nte
de la ge
neración térmi
ca, tal como s
e ilustra en
la tabla 2.
106
En este apar
tado, r
ealiza
remos un eje
rcicio para
estimar el
ah
orro
pot
encial en
el
Sistema
Elé
ctrico
Nacional In
t
erconectado (
SENI)
, considerando
una penetración d
e gene
ración supe
rior a
l 1
0
%
que se ha ana
lizado hasta a
hora.
Utilizando el concepto
de cost
o marginal t
o
pe,
podem
os
obse
r
var
en
la
gura
9
que
la
valorizac
ión
real de la e
nergía (
V
al. Energ Real) asci
ende a
3,
1
8
7
.36 millones de dólar
e
s, corr
espondient
e al
despac
ho real del a
ño 202
4.
Por o
tro lado
, la valor
ización d
e la ene
rgía según
el
costo
marginal
tope
(
V
al.
En
erg
_Con
T
ope)
es
de 3,3
7
0.80 millones de dó
lares; mientras que el
sobrecosto de operació
n sin un 1
0.
2 % de ene
rgía
renovable (
solar y eó
lica) se sitúa en u
n 5.
8%
.
Est
o se traduce en que e
l sobrecosto (
SC) es la
diferencia e
ntre la v
aloriz
ación de l
a energía se
gún
el
costo margina
l tope
(
Val
.
Ene
rg_Con
T
o
pe) y
la
valorizaci
ón real de la e
nergía (
V
al. Energ Real), lo
que da com
o resultado un sobre
costo de 1
83.
60
millone
s de dóla
res para una ge
neració
n del
1
0
.2% de energía renovable.
Si se duplic
ara la ge
neración d
e fue
nt
es renovables,
podríamos suponer que la v
alor
ización de la
energía se redu
ciría a la mi
tad, asumiendo que
los demás parámet
ros de generación
, operación
,
disponibilidad y cost
os se mantuvieran constant
es
en relació
n con el a
nálisis p
revio
.
En
este
contexto
teórico,
la
ta
bla
4
ilustra
el
pot
encial
de
ah
orro
para
distint
os
ni
veles
de
penetra
ción de generación r
enov
able
.
6.1.4 Potencial de ahorro en el SENI: un ejer
cicio práctico
T
abla 4.
Ahorro potencial derivado del incremento en la pr
oducción de energía renovable a partir de fuentes solar
es y
eólicas.
Fuente: Evaluación propia fundamentada en los supuestos señalados.
En resumen: el análisis revela que una mayor
penetración de e
nergías renovables e
n el Sistema
Eléctrico Nacional
Int
erconectado podría generar
un
aho
rro
signi
cativo
,
c
on
un
sobrecosto
actual
de 1
83.
60 mil
lones d
e dólares a
l alca
nzar un
1
0
.2% de gene
ración renovable, lo que subraya
la importancia de incrementar esta pr
oporción
para
optimizar
c
ostos
y
m
ejorar
la
e
cie
ncia
de
l
sistema.
La proyección sugi
ere que dupli
car la ge
neraci
ón
renovable podría reduci
r conside
rable
mente la
valorizaci
ón de la e
nergía, destac
ando el p
ot
e
ncial
de
ahor
ro
a
me
dida
que
se
avanza
hacia
un
modelo ene
rgético más sost
enible.
El estudio destac
a la impor
tancia de la
s energía
s
eólic
a y solar e
n la gen
eración d
e energía
renovable en 202
4, subra
yando la nec
esidad d
e
duplica
r la capac
idad instalada para a
lcanz
ar las
metas de sost
e
nibilidad establecidas para 2030
,
lo
que
representa
un
de
safío
signi
cativo
para
el
Sist
ema Eléctrico Nacion
al Int
erconectado
.
107
A par
tir de lo
s resultados obtenidos en la
operació
n del sistema el
éctrico d
e la Repúbli
ca
Dominicana durante el año 2
02
4, se estimar
on
los sobrecost
os asociados a
la generación de
energía me
diante combustibles fósile
s.
Est
e análisi
s se llevó a cabo al ree
mpla
za
r la
gene
ración de e
nergía eó
lica y sol
ar por la
generación térmica disponible, siguiendo el orden
de des
pacho que e
stablec
e la norm
ativa.
Se consid
eraron dos esc
enar
ios: uno que se
adhiere
a
l
a
normativa
actual
y
ot
ro
que
contempla
la liberaci
ón de los co
st
os de gen
eración d
e las
unidades generadoras
.
Para diciembre de 202
4
, la c
apacidad insta
lada de
gene
ración renovable, que incluye energía sol
ar y
eólic
a, representa el 20% de la matriz eléctric
a del
país. Esta capacidad renovable gen
eró el 1
0
.2
%
de la dem
anda to
tal de el
ectrici
dad, equivalente a
2
,55
1 GWh
, dentr
o de un to
tal de 25
,
0
1
1
.20
GWh
del Sistema Eléctri
co Nacion
al en es
e año.
Con base en las condiciones opera
tivas y de
costos de 2
02
4
, se e
stimó el sobrecosto que
habría
enfrentado
e
l
SENI
si
no
hu
biera
c
ontado
con
e
sta
capac
idad
renovable
y
hu
biera
tenido
que satisfacer la de
manda ú
nicam
ente con
generación a par
tir de combust
ibles fósiles.
De acuerdo co
n la normativa vige
nte en la
República Dominica
na en 202
4
, se estimó que
el potencial sobrecosto en la valoriz
ación de l
a
energía al
canz
aría los 1
83.
6 millone
s de dóla
res,
lo que represe
nta un 5.
8% del costo real
.
No obstante
, e
l análi
sis indicó q
ue este
sobrecosto
podría
ha
ber
s
ido
un
1
3.
1
%
más
al
t
o
en un mercado d
onde se libe
raran los c
ost
os de
gene
ración.
Reempl
a
zar e
l 1
0
.2
% d
e la gen
eración so
lar y
eólic
a de 202
4 po
r su equivale
nte en generació
n
térmica disp
onible en e
l SENI resultaría e
n un
incremento del costo operativo del 889
.30
% en
comparación con el cos
t
o operat
i
vo r
e
al bajo las
7. CONCLUSIONES
condiciones del sis
t
ema eléctrico na
cional
.
Los
ha
lla
zgos
indica
n
que
al
duplicar
la
capacidad
de gen
eración so
lar y eó
lica de
l Sistema Eléctrico
Nacional Interconectado (SENI)
, se podr
ía
satisfacer el 20% de la demanda e
nergética,
lo
que
generar
ía
un
ahorro
signi
cativo
e
n
la
valorizaci
ón de la e
nergía, al reducir ta
nt
o el costo
marginal
co
mo
el
o
perativo
.
Este
ahor
ro
p
odría
ascender
a
aproximadament
e
367
.2
millon
es
de
dólare
s
a
nuale
s,
el
do
ble
de
lo
que
se
ha
bía
esti
mad
o p
revi
am
ente.
Además
de
los
benecios
económicos,
como
la autonomía energética y la redu
cción d
e las
emisio
nes
de
dióxido
de
ca
rbon
o
,
la
expans
ión
de la ge
neración d
e ene
rgías renovables presenta
desaf
íos conside
rable
s en la ge
stión diar
ia del
despac
ho
, debido a las características inherentes
de este tipo de producción.
La imp
leme
ntación de tecnolo
gías como l
os
sistemas de almace
namie
nt
o de ene
rgía es
funda
mental para facili
tar una mayor int
egración
y
operación
e
xible
de
los
sist
emas
eléctricos
que dep
ende
n en gran me
dida de f
uentes de
gene
ración varia
ble, así como para ga
rantizar
la
estabilidad,
se
guridad
y
a
bilidad
del
sistema
eléctrico
.
Sin embargo, se enfrentan a obstáculos
signic
ativos
en
términos
de
leg
islación
y
en
la infraestructura de l
a red elé
ctrica, que no
ev
olucionan al mismo rit
mo que la generación
de ene
rgía renovable
. Est
o puede impacta
r
negativamente en la continuidad, calidad y
asequibilidad de la energía para todos los
sectores del país, lo que subraya la nece
sidad de
una coordin
ación más e
fectiv
a entre las polít
ic
as
energética
s y el des
arrollo d
e la infraestruc
tura
eléctrica.
108
Los
ha
lla
zgos
de
este
e
studio
evidenci
an
la
viabilidad económica de incorporar energí
a
prov
eniente de fuentes renovables en la matriz
energética de la República Dominica
na.
Para incrementar la pa
r
ticipació
n de la en
ergía
renovable
, es fund
amental ll
evar a cabo
investigaciones que d
et
ermin
en la ca
ntidad de
energía so
lar
, e
ólica y otras fue
nt
es renovables
variable
s que el Si
stema Eléctrico Nacio
nal
Int
erconect
ado
(SENI)
,
qu
e
h
asta
a
hora
ha
funcionado de manera aislada, puede manejar
sin po
ner e
n r
iesgo
la se
gurid
ad y l
a abil
idad de
l
sist
ema eléctrico
.
Est
os aná
lisis deben ir acompañados de
ev
aluaciones de
viabilidad
t
écnico-económica
sobre la imple
mentación d
e sistemas de
almacen
amiento de energía, así co
mo del
for
tale
cimiento de la red de transmisió
n para
facilitar la integración d
e estas fu
entes.
Asimismo, es nece
sar
io actualizar l
a normativa
actual para fomentar y facili
tar la inversión e
n
tecnologías e
nergéticas qu
e contribuyan a
robust
ece
r el sistema elé
ctrico, garantizando el
acceso a e
nergía ase
quible para toda la pobl
ación.
Un aspe
cto a
diciona
l que merec
e at
enció
n es el
estudio
de
la
inter
conexión
de
l
sistema
eléctrico
con otros sist
e
mas de la reg
ión, analizan
do
los
benec
ios
y
ventajas
tanto
técnicas
c
omo
econó
micas qu
e podría
n der
ivarse de e
sta
int
erconexión
.
Aunque la ge
neración d
e ene
rgía renovable
presenta oportunidades tant
o económicas como
ambie
ntales, su operaci
ón con un al
to niv
el de
penetración
c
onlleva
des
afíos
signicativos
que
deben ser abordados
.
Se recomienda
realizar i
nv
e
stiga
ciones adicionales
sobre los ret
os operativos que enfrentó el SENI
durante el año 202
4, y
a que los resultados d
e
estos estudios ofrecerán informaci
ón valiosa para
la formula
ción de políticas energé
ticas, normat
ivas
y la difusión del co
nocimient
o
.
8. RECOMENDACIONES
Es fundamental establecer una colabor
ación
efectiva entr
e todos los act
ores del se
ctor
energético, el gobier
no y la ciudada
nía para
diseñar las estr
at
egias ene
rgét
i
cas necesarias
para el desar
rollo y crecimient
o sostenible del
sistema eléctrico en la República Dominic
ana.
Esta coordinación as
egurará un s
istema eléctric
o
que
se
a
ta
nt
o
conab
le
c
omo
se
guro
,
capa
z
de
satisfacer la dem
anda en
ergética de todos los
sectores, lo que es ese
ncial para su p
rogreso
product
ivo y
la vida co
tidiana de la
población
.
Además, se sugie
re promov
e
r el intercambio de
experie
ncias
y
conocimie
nt
os
entre
los
paíse
s
de
la región a través de la realizaci
ón de estudio
s
similares a
l que se prese
nta en este documento
.
Esta iniciativa facilitará la dif
usión d
e las le
ccione
s
aprendida
s y contribuirá al de
sar
rollo de
estrat
egias e
nergéticas más ec
aces.
La co
laboraci
ón entre los diferentes act
ores del
sector energético y la promoci
ón del i
nt
ercambio
de conocimient
os son pasos cruciales para
garantizar un si
stema eléctric
o robust
o y
sost
enible en la República Domini
cana, lo que
a
su
vez
beneci
ará
a
todos
los
se
ctor
es
de
la
sociedad.
109
9. REFERENCIAS
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111
MUJERES EN ENERGÍAS RENOV
ABLES: UN
ESTUDIO DE CASO P
ARA EL URUGUA
Y
WOMEN ON RENEW
ABLE ENERGIES: A CASE OF STUDY FOR
URUGUA
Y
T
eresa Per
eira Monzón
1
, Franciele Weschenfelder
2
Priscila Silveira Ebert
3
, María Eugenia Fedele
4
Josena Andrade
5
Recibido: y Aceptado:
15/11/2024 - 13/6/2025
1.- teresa.per
eira@estudiantes.utec.edu.uy
2.- franciele.weschenfelder@utec.edu.uy
3.- priscila.silveira@utec.edu.uy
4.- maria.fedele@estudiantes.utec.edu.uy
5.- josena.andrade@estudiantes.utec.edu.uy
112
113
Uruguay es un país líder en la incorporación de energías renovables en su matriz eléctrica. Con la primera
fase
de
su
transición
energética
completada,
aproximadamente el
97%
de
su
energía
proviene de
fuentes
renovables. Ahora,
el
país
se
enfoca
en
su
segunda
transición energética,
orientada
a
la
descarbonización
de los sectores de transporte e industria y al desarr
ollo de una economía basada en la producción de
hidrógeno
verde.
Esta
nueva
transición
plantea
importantes
retos
y
una
creciente
necesidad
de
mano
de
obra especializada.
Para responder a esta demanda, se cr
eó la carrera de Ingeniería en Energías Renovables (IER) en la
Universidad
T
ecnológica
del
Uruguay
(UTEC).
UTEC,
una universidad
pública
de
perl
tecnológico,
orientada
a la investigación e innovación, está comprometida con los lineamientos estratégicos del país y tiene como
objetivo hacer más
accesible la oferta universitaria,
especialmente en el
interior del país. Los
estudiantes de
IER
están
capacitados
para
satisfacer
las
exigencias
de
un
mercado energético
más
limpio.
Sin
embargo,
la inclusión de las mujeres sigue siendo un r
eto importante tanto para la carrera como para el sector de las
energías renovables en general. Actualmente, el curso tiene una tasa de participación de mujer
es de sólo el
24%. Este desafío se
reeja también a nivel global, donde
las mujeres repr
esentan
una minoría en el
sector
de energía, enfrentando barr
eras en el acceso a empleos técnicos y de liderazgo en energías renovables, a
pesar de
que se
ha
demostrado que
su inclusión
promueve
mejores
resultados
en sostenibilidad
y
equidad.
Este artículo presenta los r
esultados de una encuesta realizada entre estudiantes, abar
cando las barreras
percibidas
para
el
ingreso
y
el
avance
profesional,
así
como
las
motivaciones
y
desafíos
especícos
que
enfrentan
las mujeres
interesadas
en el ámbito
de las
energías renovables
(EERR), con
el n de
comprender
las razones de su baja repr
esentación y proponer acciones que puedan contribuir a cambiar esta realidad.
Uruguay
is
a
leading
country
in
the
incorporation
of
renewable
energy
into
its
electricity
matrix.
W
ith
the
rst
phase
of
its
energy
transition
completed,
approximately 97%
of
its energy
now
comes
from
renewable
sources. The country is now focusing on its second energy
transition, aimed at decarbonizing the
transport
and
industrial sectors
and
developing
an
economy
based
on gr
een
hydrogen
production.
This
new
transition
presents
signicant
challenges
and
a
growing
need
for
specialized
labor
.
T
o
meet
this
demand,
the
Renewable
Energy
Engineering
(IER)
program
was
created
at
the
T
echnological
University
of
Uruguay
(UTEC).
UTEC,
a
public
university
with
a
technological
prole,
oriented
towards
resear
ch
and
innovation,
is
committed
to
the
country’
s
strategic
guidelines
and
aims
to
make
university
programs
more
accessible,
especially
in
the
country’
s
interior
.
IER
students
are trained
to
meet
the
demands
of
a
cleaner
energy
market.
However
,
the
inclusion
of
women
remains
a
major
challenge
for
both
the
program
and
the
renewable
energy
sector
in
general.
Currently
,
the
course
has
a
female
participation
rate
of
only
24%.
This
challenge
is
also
reected
globally
,
where
women
repr
esent
a
minority
in
the
energy
sector
and
face
barriers
in
accessing
technical
and leadership
positions in
renewable
energy
, despite
evidence showing
that their
inclusion pr
omotes better
outcomes
in
sustainability
and
equity
.
This
article
presents
the
results
of
a
survey
conducted
among
students,
covering perceived
barriers
to
entry and
professional
advancement,
as well
as
the
motivations
and
specic
challenges faced by women
interested
in r
enewable energy (RE), with
the aim of understanding
the r
easons
for their low repr
esentation and proposing actions that could help change this reality
.
P
ALABRAS CLA
VE:
mujeres; energías r
enovables; desafíos.
KEYWORDS:
economic
impact,
renewable
energy
,
cost
overruns,
fuel
prices,
energy
regulations,
energy
policies, energy infrastructure.
Resumen
Abstract
114
1. INTRODUCCIÓN
2. EST
ADO DEL AR
TE
La ind
ustria de la e
nergía, en su co
nstante pr
ogreso
y relevancia dentro del pano
rama ene
rgético
global,
ha
generado
cambios
s
ignicativos
,
creando opor
tunidades impor
tant
e
s en términos
de emple
o y des
arrollo. Es fundame
ntal destaca
r
que este sector
, qu
e emple
a a más de 1
1
.5
millone
s de per
sonas a ni
vel global, enfrenta una
marcada disparidad de género
. Est
e d
esequilibrio
en la represe
ntación feme
nina en la f
uer
za la
boral
de las en
ergías renovables co
nstituye un desafío
impor
tante que r
equiere at
ención inmediata y una
ev
aluación de
tallada.
Identicar
l
os
desafíos
qu
e
enfrentan
las
muje
res
en la indust
ria energét
ica permite
proponer
recomendaciones y soluciones prá
cticas
. Estas
soluciones buscan
, principalment
e, f
ome
ntar
un entorno laboral má
s diverso e inc
lusivo para
t
odas las personas in
volucradas en est
e sector
en
constante
expansió
n.
Este
trabaj
o
n
o
so
lo
pret
ende de
stacar los probl
emas cr
íticos, sino
tambié
n
se
ntar
la
s
base
s
pa
ra
la
reexión
y
la
acción, con el obj
etivo de impulsar ca
mbios
positivos y sost
enible
s en la par
ticipación de
las muje
res dentro del cam
po de las e
nergías
ren
ova
bl
es.
El presente estudio
, se s
umerge en u
n enfoque
cualitativo a tra
vés de encue
stas diri
gidas
especialmente
a
un
gr
upo
demográco
par
ticular
:
mujeres qu
e actualmente están curs
ando la
carrera d
e Ingeni
ería e
n Energías Renovables e
n el
Inst
itut
o T
ecnológico Regional (
ITR)
Centr
o Sur de
la
ciudad
de
D
ura
zno.
Esta
foca
lización
hac
ia
un
grupo
especíco
pe
rmite
capt
urar
de
manera
más
precisa
y
detallada
las
experiencias
vi
vidas
por
estas estudian
t
es, pr
oporcionando inf
ormación
valiosa que pu
eda contribuir a l
a formulación d
e
estra
t
egias y políticas p
ara fomen
tar una ma
yor
par
ticipaci
ón
y
éxit
o
de
las
mu
jeres
en
la
Ingenie
ría
en Energías Re
novables.
De este modo
, se espe
ra que este trabajo no
solo cont
r
ibuya
al conocimien
t
o y comprensión
de
un
grupo
dem
ográco
e
spec
íco
dentro
de la Inge
nier
ía en Energías Re
novables, sino
que tambi
én sir
va de base para desa
rrollar
iniciativas que promuevan la igual
dad de gén
ero
y la diversid
ad en discipli
nas y profesiones
hist
óric
ament
e dominadas
por hombres
.
La infra
rreprese
ntación de las mu
jeres en l
a fue
rz
a
laboral g
lobal de e
nergías renovables, es un
desaf
ío notable. Según el informe de l
a Agencia
Int
ernaci
onal de Ene
rgías Renovables (IRENA) de
202
0, en 20
1
9
, e
l sector emplea
ba a 1
1
,5 millones
de per
sonas a nivel mun
dial, de las cuale
s solo
el 32
% e
ran muje
res. Esta baja representación
femenina es especialment
e not
or
ia en t
ecnologías
menos de
sar
rolladas, aunque es má
s alta en l
a
fuer
z
a laboral d
e la ene
rgía solar fot
ov
oltaica, e
n
comparación con o
tras t
ecnologías reno
vables.
2.1 Antecedentes
Divers
as
inv
e
stigacione
s
han
demostrado
qu
e
el empo
derami
ento f
emenin
o en el se
ctor de las
energías
reno
vables
apor
ta
be
necios
signicat
ivos
no solo para las
personas inv
olucradas, sin
o
tambié
n para la industria e
n su conju
nt
o
. Por un
lado
, la inclusi
ón de una f
uer
za la
boral diver
sa
en términos de g
énero promueve una variedad
más amplia de perspectiv
as,
enfoques y
mét
odos
de resolución de pr
oblemas. Por
ot
ro la
do
, la
diversidad no solo impu
lsa la innov
ación
, sino que
tambié
n
mejo
ra
el
de
sempe
ño
nanc
iero
de
la
s
empresas, mostrando r
esultados superiores en
115
En Uruguay
, l
a formación e
n energías ren
ovables
pre
se
nta c
ar
acter
ís
tic
as p
ar
ticu
la
re
s A di
fe
ren
cia
de otr
os países, el sistema educ
ativo uruguayo
ofrece programas que i
nt
egran ta
nt
o la teoría
como la práctic
a y cuentan co
n centros de
formación ubi
cadosen e
l interior del pa
ís. Est
os
cursos,
conuna
duración
má
xima
de
cinco
años,
están disponibles en modalidades presencial y
mix
ta,
l
o
cua
l
facilita
el
acce
so
a
una
e
ducaci
ón
completa y adaptada a las ne
ces
idades d
el sector
en
erg
étic
o.
Uno de los program
as destac
ados en el paí
s es
la car
rera de Ingen
iería e
n Energías Re
novables
de la Univers
idad T
ecno
lógic
a (UTEC)
. Este
programa gra
tuito y pr
e
sencial, de cinco
años de duraci
ón, tiene como objetivo formar
prof
esiona
les co
mpetent
e
s para promover
,
diseña
r
, imple
mentar y ge
stionar el u
so de
energías limpias para un desar
rollo sost
e
nible.
2.2 Situación en Uruguay
.
entornos que valoran y promueven la igua
ldad de
géner
o
.
El
avance
hacia
una
i
ndustria
energética
más
limpia y sost
enible no es solo un imperativo
ético
, s
ino tambié
n estrat
égico. Al integrar a más
mujeres e
n la industria, se for
ta
lece e
l potencial de
innovación y se optimiza la t
oma de de
cision
es.
Los equipos diversos logran una may
or c
apacidad
para enfrentar de
safíos co
mplej
os en la transici
ón
hacía
un
futur
o
de
sostenibilidad
,
logrando
un
crecimie
nt
o a largo pla
zo
. Con los esf
uer
zos
conjuntos de t
o
das las pa
r
tes interesadas,
podem
os
c
erra
r
l
a
brecha
de
gé
nero
y
crear
un
futuro sost
enible impuls
ado por el talento div
e
rso.
A lo largo de la ú
ltima década, la
s mujeres
han
incrementado
su
prese
ncia
en
role
s
clav
e
dentr
o del sect
or
, ocupando posiciones como
ingenieras, in
vestigador
as, t
écnicas, direct
ivas y
empresa
rias.
Esta
t
ende
ncia
po
sitiva
hacía
un
a
may
or
diversidad
de
género
ha
sido
promovida
por empresas y or
ganizaciones que reconocen
el valor de las con
tribuciones femeninas. E
stas
instit
ucione
s
han
implementado
programas
de
mentoría, becas y otras iniciativas para ale
ntar a
las jóvenes a ingres
ar
, y ma
nt
ener
se, en carreras
relacionadas
con la energía.
Sin embargo, uno de los obstáculos pe
rsistentes
en
este
ca
mino
hacia
la
igu
aldad
de
gé
nero
es
la
falta
de
u
n
p
lan
regional
sóli
do
y
e
specí
co
para fomentar el d
esa
rrollo profesional en
energías reno
vables, especialment
e en áreas
prácticas. A
ctualment
e
, los cursos y programas
de formación e
n la región tie
nden a ado
ptar un
enfoque
general, cub
riendo diversas t
ecnologías
sin
un
énfasis
suci
ente
e
n
la
práctica.
Además,
estos programas suele
n estar loc
alizados e
n
áreas urbanas, limitando así el acceso a quiene
s
residen en z
onas periféricas. P
ara mejorar la
capacitac
ión y atraer a más muje
res al sector
, es
fundamental desarrollar pr
ogramas de f
ormación
que
consideren
las
necesidades
e
specícas
del
capita
l
humano
y
que
incluyan
t
ecnol
ogías
de
formación a
distancia,
capacitación docent
e
especializada y act
ualización cont
inua de
conocimientos
.
Su plan de e
studios compren
de 1
0 semestres,
incluyendo unidades curriculares práct
i
cas y
laborat
orios
e
specícos
en
energías
renov
able
s,
con
una
c
arga
total
de
2334
horas
de
clase
y
1
86
6
horas
de
trabajo
autónomo.
L
a
UT
EC
cuenta con ins
talaciones modernas y equipos
avanzados, como el La
boratorio de Montaje de
Sist
emas de
Generac
ión Dis
tribuida
, en el ITR
Centro-Sur de Dura
zno, diseñado para ca
pacitar
a los estud
iant
e
s en t
ecnologías fo
to
voltaicas
,
t
érmicas y eólicas.
La pa
r
ticipació
n de mujere
s en car
reras como IER
ha desper
tado un crecient
e interés en los últ
imos
años, impulsada po
r la nec
esidad de fome
ntar la
diversidad d
e géne
ro en áreas tradiciona
lmente
dominadas
por
hombres.
En
este
cont
ex
t
o
,
se plantea una cuestión rel
evant
e: ¿
cuál es la
repr
esentaci
ón f
emenin
aen es
ta ár
ea
? Con el
n
d
e
resp
onder
a
esta
pregunta,
se
recop
ilaron
116
dat
os proporcionados por el equipo administrat
ivo
del programa, los c
uales b
rinda
n una per
spectiva
precisa y actual
izada de la pa
r
ticipació
n femenina
en esta c
arrera. Estos dat
os resulta
n cruc
iale
s
para evaluar la situació
n actual y para de
sarrolla
r
estrat
egias qu
e fomenten la equidad de gé
nero
en la formaci
ón y práctica de la i
ngeni
ería de
energ
ías r
enov
ables
.
En la Figura 1
, se pre
sentan datos reales sobre
los cupos ocu
pados por muje
res en la c
arrera de
IER. En
tre los años 20
1
6 y 20
22 solo el 23
% de
los matriculados f
ueron muje
res, al analiza
r los
dat
os de egres
ados, tant
o de tecnólogos co
mo
de inge
nieros entre 20
1
9 y 2022
, se obser
va
que las muj
eres represe
ntan el 27
% y el 25
%,
respectivame
nte
.
Por
otro
lado,
al
examinar
las de
svinculacio
nes entre 20
1
6 y 20
2
1
, la
s
mujeres pres
entan un índi
ce de de
svinculaci
ón
menor
, alcanz
ando el 1
6%
. Analiz
ando los c
asos
de estudiantes activos en 202
4, las mujeres
constituyen el 2
4
% del to
tal.
Se obser
va una carencia e
n la formación d
e
prof
esiona
les
cuali
cado
s
e
n
e
nergías
renovables,
par
ticularment
e en las áreas de operación y
mantenimiento
.
Esta
de
cienc
ia
ha
llevado
a
la
dependencia de pr
of
e
sionales int
ernacionales y
pone de reli
eve la falta de clari
dad en los obj
etivos
de polític
as a largo pla
zo en el s
ector energético.
Estudios recientes indica
n que el se
ctor privado
reconoce esta lim
itación y aboga por un
a mejora
en la ca
pacitación e
n ene
rgías renovables, así
como por l
a integración de estas temáticas en
ot
ros planes de est
udio pr
of
e
sionales.
E
xisten,
ade
más,
diversos
factor
es
que
di
culta
n
el crecimi
ento de las energías renovables e
n
Figura 1 -
Datos sobre los cupos de la carr
era ocupados por mujeres
Fuente: Elaboración propia
la región, siend
o uno de los má
s relevant
e
s la
ausenci
a de un plan e
ducativo sólido y bie
n
estructur
ado
, respaldado por el gobierno y el
sect
or privado
. La par
ticipación de ins
tit
uciones
clave en la evaluación y regulació
n de los pla
nes
de estudio a ni
vel nacional e internacio
nal, como
el Ministerio de Educ
ación y Cultura (MEC)
, el
Ministerio de T
raba
jo y Segur
idad Socia
l (MTSS)
y el Acu-Sur (Sist
e
ma de Acreditació
n Regiona
l
de Carreras Un
iversita
rias pa
ra el MERCOSUR)
,
resulta fun
damental p
ara garantizar l
a calidad
y competencia profesional en e
l campo d
e las
energ
ías r
enov
ables
.
117
Figura 2 -
Medidas para mejorar la participación de las mujeres en el despliegue de las energías r
enovables
para el acceso a la energía
Fuente: Encuesta de género en línea de IRENA, 2018.
Un informe de la Agen
cia Internacional d
e
Energías Renovables (IRENA) titulado “Energía
s
Renovables: Una P
erspe
ctiva de Géne
ro
” analiza
el pape
l de las muj
eres en e
l sector
. Basado e
n una
encue
sta que inclu
yó 1
.500 re
spuestas, el informe
rev
ela que, aunque las mu
jeres represe
ntan el
32
% de l
a fuer
z
a laboral e
n ene
rgías renovables,
aún
exist
en
de
sequilibrios
signi
cativ
os
en
comparación
con el sect
or energét
ico tra
dicional.
La de
sce
ntralización de la p
roducción d
e energía
renovable está brindado a l
as muje
res una voz
más fuer
te en las decisiones comunit
arias.
Se destac
a la impor
tancia de
l acceso a l
a
educac
ión y la formaci
ón para las muj
eres en
programas de acc
eso a la e
nergía. L
a capacit
ación
debe adapt
arse a las responsabilid
ades
y limitacion
es que e
nfrentan las muj
eres,
como
lo
d
emue
stra
el
éxito
de
programa
s
implementados por
organizaciones como H
ivos
en Áfri
ca y el sud
este asiático
. M
ejora
r el acce
so
a
l
a
nanciació
n
y
p
romov
er
una
per
spectiva
de
géne
ro en todas las etapas de los proyect
os son
medida
s
clave
para
ce
rrar
esta
brecha.
Ejemplos
exit
osos
incluyen
iniciativas
como
la
Asociación
de Mujeres T
rabajadoras por Cuen
ta Pr
opia
2.3 Perspectiva global
El inf
orme destaca la impor
tancia de inv
olucrar
a más muje
res y promov
er su par
ticipación
para satisfacer las c
recientes dema
ndas de
habilidade
s
en
este
ca
mpo.
L
a
igual
dad
de
g
énero
es fund
amental pa
ra lograr resul
tados positivos
en términos de d
esar
rollo socia
l y econó
mico.
IRENA se compromete a a
vanzar en e
ste aspecto
y proporcionar una ba
se sólida pa
ra futuras
inv
e
stigaciones y
políticas basadas
en evidencia
empíric
a.
en la India y SE
W
A, que e
mplea mu
jeres e
n la
comercialización de s
oluciones de energía solar
.
Para abordar las bar
reras de gé
nero
, es ese
ncial
incorporar la perspectiva
de género en polít
icas
y
proy
ectos
energéticos.
Este
enf
oque
ya
ha
demostrado ser efectivo en inic
iativas como las
implem
entadas en la C
omunidad Económi
ca de
los Estados de Áfri
ca Occ
idental y e
n auditorías
de gén
ero realizadas e
n varios paíse
s.
La conciencia sobre las cuest
iones de género
en el se
ctor de las energías ren
ovables parece
118
estar impul
sada en gra
n medida po
r las muje
res,
como
lo
sugie
re
e
l
hecho
de
qu
e
casi
el
7
0%
de
los encu
estados en e
l estudio de IRENA f
ueran
mujeres.
Este
halla
z
g
o
subraya
la
nece
sidad
de
abordar activame
nt
e los obstáculos qu
e enfrentan
las muje
res en este campo.
En cuanto a la par
ticipación de l
as mujere
s en áreas
STEM y en roles administrativos
, s
e reconoc
e que
exist
e
n desafíos signi
cativos.
La baja proporción
de
mujeres
en
carreras
STEM
en
mucho
s
pa
íses
desarrollados plant
ea preocupaciones sobr
e la
equidad de g
énero en e
ste sect
or
. Se men
cionan
Figura 3 -
Percepciones de las barr
eras de género en el sector moderno de las energías renovables
Figura 4 -
Porcentaje de mujer
es en puestos de trabajo STEM, no STEM y administrativos en el sector de las
energías renovables
Fuente: Encuesta de género en línea de IRENA, 2018.
Fuente: Encuesta de género en línea de IRENA, 2018.
algunas
iniciat
ivas
e
xit
osas,
pero
queda
claro
que
aún
hay
mucho
por
h
acer
para
l
ograr
una
ver
dadera ig
ualdad de
género
.
119
Finalme
nt
e, en relación con la e
quidad sal
aria
l de
géne
ro en el sector de las e
nergías renovables,
aunque
hay
percepciones
optimis
tas
sobre
la
igualdad
de
remuneració
n
e
ntre
hombres
y mujeres, investigaciones mu
estran que aún
exis
t
en
brechas
salariales
sign
i
cativas
.
Se
Figura 5 -
Creencias sobr
e la equidad salarial entre hombr
es y mujeres
Fuente: Encuesta de género en línea de IRENA, 2018.
sugieren medidas como la
transpar
encia salarial
y el apoy
o a las negociaciones salariales de las
mujeres para abordar esta desigualdad
.
3. METODOLOGÍA
Un
estudio
mix
to
tanto
cualitativo
como
cuantit
ativ
o, median
t
e encuestas permit
e ob
t
ener
respuestas de
talladas y enriquecedoras
. Las
respuestas abier
tas brindan información valiosa
y pro
funda sobre percepciones,
opiniones y
experie
ncias de l
os encue
stados.
El estudio se diri
ge a muje
res que se encu
entran
cursa
ndo la ca
rrera de Inge
nier
ía en Energías
Renovables de la Un
iversidad T
e
cnológ
ica de
l
Uruguay
,
al
s
er
un
grup
o
de
mográ
came
nt
e
espe
cí
co,
s
e
ca
pturan
experi
encia
s,
des
afíos
y
persp
ectivas únic
as que podr
ían no se
r evidentes
en grup
os de investigaciones m
ás amplia
s o
generales.
El mét
odo utilizado
permite
llegar a las
par
ticipa
ntes
, obt
e
nien
do una visi
ón gen
eral de l
as
opiniones,
actit
udes
y
experiencias
de
un
grupo
diverso de mujeres que estudian esta disciplina.
Es impor
ta
nte la f
ormulaci
ón de preguntas qu
e
sean cl
aras, relevant
e
s y no sesg
adas, además de
3.1 De
nición del alcance
tener en cue
nta la representatividad de l
a muestra
para obt
ener c
onclusi
ones si
gni
cativas.
Comprend
er las ne
ces
idades e intereses de
las muje
res en las Ene
rgías Renovables pu
ede
aumentar la m
otiv
ación para par
ticipar en la
investigación, lo que a su vez mejora la tasa de
respuesta y l
a calidad d
e dat
os recopilados. Se
implement
ó
l
a
identi
cación
de
los
canales
de
comunic
ación más efectivos para alc
anza
r a las
posible
s par
ticipa
ntes
, lo cual me
jora el proce
so
de
reclutami
ento
y
resulta en
un ahorro
de
tiempo
y recursos dura
nt
e la recopil
ación de datos.
120
El procedimie
nt
o para la recol
ecció
n de datos se
lleva a cabo a trav
és de una e
ncuesta e
n líne
a.
Esta encuesta se distribuye utilizando medi
os
ociales
de
comun
icación
inst
itucional
,
con
el
propósito
explícito
de
cumplir
los
o
bjetivos
de
la
inv
e
stigación
.
Estas
e
studian
t
es
han
colaborado
de
mane
ra
signi
cativa
al
re
sponde
r
una
encue
sta breve compuesta por diez preg
untas.
Es
impor
tante
de
stacar
que
l
a
en
cuesta
ha
sid
o
diseñada
para
preser
var
la
condencialidad
y
el
anonimato de las par
ticip
antes, garantizando así
la privacidad y pr
otección de su ident
idad
. Esta
medida
asegura
la
libre
expresió
n
de
opinione
s
y
experiencias,
fomentando respuestas
honestas
y
relevant
e
s para el e
studio. La valiosa contribuci
ón
de estas estud
iant
e
s permitió ob
t
ener informa
ción
funda
mental para e
l desa
rrollo y aná
lisis de la
inve
sti
g
ac
ió
n.
Dentro de las preguntas cl
ave diseñadas para
explorar
diversos
aspe
ct
os
relacionados
con
la
par
ticipación del sector
. Se incluyen aspectos
funda
mentale
s como la e
dad de las par
ticipantes,
igualdad l
aboral e
n el sector
, los motivos que
impulsaron a la
s encue
stadas a estudia
r energía
s
reno
vables y sus
percepciones sobre
las posibles
3.2 Diseño de la encuesta
4.1 Perl general de las encuestadas
ra
zones de la baja repre
sentación feme
nina en
esta área de c
onocimi
ento
.
Otra área de interés en la e
ncuesta e
s el efecto
del reco
nocimie
nt
o de las muje
res en e
l sector
y cómo esto podría impacta
r en la atracción de
más
muj
eres
h
acia
la
car
rera.
T
amb
ién
explorar
las posibl
es caus
as que afectan l
a ret
e
nción d
el
talento femenino en la
s Energías Ren
ovables y
las motivaciones que im
pulsan a l
as mujeres a
desa
rrollar sus c
arrera
s prof
esiona
les e
n este
campo
es
pecí
co.
La
dicul
tad
pa
ra
ret
en
er
el
talento femenino en e
ste sect
o
r son aspe
ctos
cruciales que emergen de la in
vest
igación pre
v
ia.
Estas
cue
stiones
pl
antean
des
afíos
signi
cativos
que merec
en una atención detall
ada y un anális
is
ex
ha
u
s
ti
vo.
Finalmente
, se solicitó propuestas para f
omentar
y
atraer
el
talento
feme
nino
hacia
las
Energías
Renov
a
bles, r
econociendo la impor
tancia
de promover la par
ticipació
n equitativa y el
crecimie
nt
o prof
esiona
l de las muje
res en esta
área en constan
t
e ev
olución.
4. RESUL
T
ADOS
La
muestra
rev
ela
una
di
versidad
signic
ativa
en cuanto a edades. Los dat
os recopilados se
presentan e
n la Figura 1
, mu
estran que e
l 36
%
de las par
ticipantes tienen entre 1
9 y 21 años
,
mientras que un 20% se encuentra en un rango
de 22 a 2
4 años. Además, el 20
% se s
itúa en
el
gr
upo
de
2
5
a
29
años.
E
xi
ste
tambi
én
una
presenci
a menos c
omún de par
ticipantes en
rangos de e
dades mayores, siendo el 1
6% de
las encu
estadas qui
enes tie
nen e
ntre 38 y 4
1
años, y un 4
% q
uiene
s tienen 58 a
ños o más.
Esta diversidad, destaca
ndo tanto la presencia
de par
tic
ipantes jóv
enes, lo cual e
s común e
n
estudiant
es universitarias, como
la inclusión de
algunas mu
jeres mayor de edad. Esta distribución
de edade
s ofrece una pe
rspe
ctiva int
e
gral para
la investigación en el c
ampo de l
a Ingeni
ería de
Energías R
enov
ables, permit
iendo considerar
distin
tas
experiencias
y
enfoques
se
gún
las
diferentes etapas de la vida d
e las par
ticipant
es.
121
Como se prese
nta en la Figura 2, al preguntar
qué las motivó a estudiar Energías Re
novables,
el 44
% me
ncionó que su mo
tivación principal fue
el interés persona
l en el c
ampo, el 40
% manifestó
que fue l
a concie
ntización amb
iental y el d
eseo
de contribuir a la sost
e
nibilidad
, el 8
% indicó que
fue pr
incipalm
ente la percepción d
e una buena
salida p
rof
e
siona
l en el se
ctor
, u
n 4
% qu
e se
Figura 1 -
Resultado de la consulta: Edad
Figura 2 -
Resultado de la consulta: ¿Qué te motivó a estudiar EERR?
Fuente: Elaboración propia
Fuente: Elaboración propia
basó en referencias c
ercanas. Por último
, otro 4
%
indicó qu
e fueron motivadas por interés persona
l
y conciencia ambiental.
122
4.2 Percepción individual del pr
oblema
Cuando se consult
ó sobre las po
sibles razones
por las cuales las mujer
es podrían no estudiar la
carrera d
e Energías Ren
ovables, se obt
uvie
ron
las respue
stas prese
ntadas en la Figu
ra 3
; e
l 40%
de las en
cuestadas c
onside
ra que las ba
rreras
int
erna
s como la pe
rcepció
n de un sec
t
or muy
masculinizado
, po
dría ser la ra
zón cla
ve que
desa
liente a las mujeres a in
gresar e
sta área. El
36%
m
encio
nó
qu
e
l
a
in
ue
ncia
de
la
tradición
cultural y estereotipos de género podr
ían ser
fact
ores
sig
ni
cativos
que
impact
an
en la
elecci
ón
de las muje
res en relac
ión con e
sta car
rera, el 1
2%
señaló q
ue las bar
reras internas, como la falta d
e
con
anza
en
sí
mismas,
podría
n
se
r
obstácu
lo
.
Un
4
%
expresó
que
las
mujeres
podr
ían
n
o
visualizarse realizando tar
eas relaciona
das con
Se
consul
t
ó
sobre
su
pe
rcepción
si
existe
igualdad
laboral
entre
h
ombres
y
mu
jeres
e
n
el
área de las Ene
rgías Renovables, se caracteriz
a
por ser una p
regunta cer
rada, lo que implic
a
que está diseñada para recopilar dat
os precisos,
Figura 4, el 80
% de las en
cuestas res
pondió
negativ
ament
e,
expresando
que
no
perciben
igualdad laboral ent
re hombr
es y mujeres en est
e
ámbito
. El 20% r
estante indicó que si pe
rciben
equidad la
boral en e
l camp
o
, lo cual sugie
re una¡
percepc
ión gen
eralizad
a de desi
gualdad e
n este
las Energías Re
novables. Finalmente
, otr
o 4
%
no propor
cionó respuesta clara. Es
t
e resulta
do
evidencia diversidad de percepciones sobre los
posible
s obstáculos que p
odrían e
star frena
ndo la
par
ticipaci
ón femeni
na de la ca
rrera, abordand
o
fact
ores
ex
ternos
e
internos,
in
uen
cias
culturales
y personales, así
como la percepción del ent
orno
laboral e
n esta área e
spe
cí
ca.
Figura 3 -
Resultado de la consulta: ¿Por qué crees que las mujer
es no estudian la carrera?
Fuente: Elaboración propia
ámbit
o
la
boral
.
Las encuesta
das
ha
n
demostr
ado
una percep
ción ace
r
tada, respal
dada por los
dat
os de los informe
s de IRENA, que c
oincid
e con
la t
endencia global
.
123
4.3 Identi
cación de causas
En la Figura 5 se prese
ntan los result
ados sobre
la creenc
ia sobre si visib
ilizar a la
s mujeres e
n el
sector
, podría atraer a un mayor grupo de muj
eres
a estudiar e
sta carrera, el 8
4
% de las encue
stadas
respondió
a
rmativamente.
Un
1
2%
indicó
“T
AL V
E
Z” como respu
esta, mostrando cie
r
ta
incer
tidumbre o consideración adicional sobr
e la
in
u
encia
de
la
visibili
dad
de
l
as
muj
eres
e
n
este
campo
. El 4
% restant
e respondió nega
tiv
ament
e
,
Figura 4 -
Resultado de la consulta: ¿Cree usted que los hombr
es y las mujeres tienen igualdad laboral en las
EERR?
Figura 5 -
Resultado de la consulta: ¿Crees que el visibilizar a las mujer
es en el sector puede atraer mayor
grupo de mujeres a estudiar la carr
era?
Fuente: Elaboración propia
Fuente: Elaboración propia
manifestando que no creen que la visibilizació
n
de las muje
res en e
l sector t
enga impacto a atraer
a más muje
res a estudiar la c
arrera.
124
Al preguntar s
obre la percepc
ión de la mayor
causa po
r la cual no se retiene e
l talento femenino
en el sector
, dich
a pregunta presentaba la opción
múltiple respuesta, se presentan los r
esultados
en la Figu
ra 6, el 40
% de las encu
estadas se
ñaló
que
el
acoso
sexual
es
pe
rcibido
como
la
principal
causa, un 56% indicó que la ause
ncia de otras
mujeres e
n el sec
t
or es una ra
zón fund
amental
para la falta d
e ret
e
nción d
el tale
nt
o femenino.
El 2
4
% me
ncionó l
a carenci
a de instalaci
ones
adecuadas pa
ra mujeres c
omo un factor
impor
t
ante
, un 1
6% consideró que la co
nciliació
n
familiar
entre la
vida
fami
liar
y
laboral
in
uye
en
la
ret
e
nción d
el tale
nt
o femenino. Finalmente
, el 48
%
indicó la existencia de una cultura empres
aria
l sin
identi
cació
n,
es
f
undam
ental
que
l
as
emp
resas
recono
zcan y
aborden act
ivament
e las cuestiones
de gén
ero en su cultura organiz
acional, como una
causa
sig
ni
cativa
para
la
fal
ta
d
e
ret
e
nción
de
talento femenino en la
s Energías Ren
ovables. Las
par
ticipant
es tienen algunas respuestas claras
al moment
o de responder
, sobre las posi
bles
causas q
ue podr
ían estar c
ontribuyendo a la fal
ta
de ret
ención d
el tale
nt
o femenino, abordando
aspect
os como el ambient
e laboral, la p
resencia
femenina, el ac
oso
, la infraestructura y la cu
ltura
empr
esarial
.
Figura 6 -
Resultado de la consulta: ¿Cuál crees que sea la mayor causa por la que no se r
etiene el talento
femenino en las EERR?
Fuente: Elaboración propia
4.4 Diversi
cación por sector dentro de la currícula
Se consulta a l
as par
ticipant
es en la etapa d
e
decis
iones d
entro de la carrera, Fig
ura 7
,su prim
era
opción, donde e
l 68% de las encuestadas m
ostró
una
inc
linación
hacia
la
energía
sol
ar
,
mientras
que
el
32
%
re
stante expresó
una
pref
erencia
hasta
la
energía e
ólica.
125
Figura 7 -
Resultado de la consulta: Etapa de decisiones dentro de la carr
era, tu primera opción es…
Fuente: Elaboración propia
4.5 Opiniones y propuestas
Por
último
,
las
estudiant
es
expresaron
diversas
propuestas pa
ra atraer el talento femenino
en el se
ctor de las Energías Renovables;
“Recono
cimiento y visibilizac
ión de la pa
r
ticipació
n
y
experi
encia
s
de
mu
jeres
e
n
Energía
s
Renovables”
, “Promoció
n de proy
ectos liderados
por muje
res y difusi
ón de informació
n basada en
experiencias
femeninas”
,
“Me
jora
de
condiciones
laboral
es y entornos para el d
esa
rrollo femen
ino
en el se
ctor”
, “Creación d
e plane
s que acerque
n
mujeres,
propor
cionando espacios p
ara discut
ir
problemá
ticas de género y
buscar soluciones
”
,
entre o
tras. En r
esume
n, las propuestas busca
n
for
tale
cer la pre
sencia y pa
r
ticipaci
ón de las
mujeres e
n las ene
rgías renovables a trav
és de
la sensibilización, la igualdad de opor
tunidades,
la visibi
lización d
e su labor y p
romoción de un
ent
orno laboral equitativ
o e inclusivo
.
5. CONCLUSIONES
La
trans
ición
hacia
las
e
nergías
renovables,
ha
generado tant
o opor
tunidades como desafíos
para la inclus
ión de gé
nero. A
unque esta
s energías
representan una opción sost
enible, la dist
ribución
equitativa
de
benecios
y
par
ticipación
e
ntre
hombres
y
mu
jeres
si
gue
si
endo
un
desafío
evidente
. Es crucial recon
ocer la brecha existent
e
en
la
comprensión
de
las
experiencias
especícas
de las muje
res que trabaja
n en la industri
a, la
realizació
n de más e
studios centrados en los
roles, desafíos y c
ontribucion
es de la
s mujeres
en este ámbito resulta fundam
ental para una
comprensi
ón más com
pleta de la inclu
sión de
géner
o en las
energías r
enov
ables
.
La verdadera inc
lusión d
e las muje
res en la indu
stria
de las en
ergías renovables no so
lo fomenta la
equidad de género
, sino que también enr
iquece
la diversidad
de perspectivas
, gene
rando
ideas innovadoras y soluciones sost
enibles.
Para lograr esto
, se resa
lta la ne
cesi
dad de
implementar programas educativos
, estrat
egias
de contra
tación inclusivas y opor
tunidades de
ment
oría que impulsen la par
ticipación femenina
en este campo.
Es esenci
al una acci
ón proactiva de diversas
par
tes
int
e
resadas,
desde
gobier
nos
hasta
empresa
s y la socie
dad en ge
neral, para elimin
ar
las bar
reras de gén
ero
, promov
er la igua
ldad
de opor
tunidades y respald
ar el crec
imiento
prof
esiona
l de las muj
eres en la i
ndustria de la
energía eólica. Destacando la
impor
tancia crucial
de
polít
icas
públ
icas
deni
das,
programas
de
formación especializados
y ent
ornos laborales
inclusivos
, se busca garant
iz
ar una representa
ción
equitativa y un
av
ance sostenible en la industria
de las en
ergías renovables, así como e
n el se
ctor
de las en
ergías renovables e
n su conjunto
.
El estudio sobre las motivaciones d
etrás de la
elec
ción de e
studiar Ene
rgías Renovables revela
una varied
ad de ra
zones entre las encue
stadas.
Un alto porcentaje muestra un interés perso
nal
en el c
ampo, así como una destac
ada concie
ncia
ambiental y preocupación por la sostenibilidad
.
Además
, un porcen
taje menor mencionó
opor
tunidades pro
fesionales como fact
or de
atr
acción
,
mientras
que
otras
citaron
inuencias
personales y ref
e
rencias cercanas
. A
lgunas
encuestadas rev
ela
ron una mo
tivación combinada
de interés personal y c
oncie
ncia amb
iental. Est
o
s
halla
zgos
subrayan
la complejidad
de los
factores
que
inu
yen
en
la
deci
sión
de
e
studiar
Energías
Renov
a
bles, r
esaltando la importancia de las
mot
i
vaciones individuales y las
preocupaciones
ambientales pr
ofesionales
.
En cuanto a la r
et
enció
n del tal
ento f
emenin
o en el
sector de las Energías Re
novables, los resultados
de
la
inv
e
stigación
identican
una
seri
e
de
factores
signic
ativos
que
contribuyen
a
esta
problem
ática.
El
acoso
sexual,
la
es
casa
presenci
a
de
muj
eres
en el se
ctor
, la fa
lta de instal
acione
s adecuadas,
las
dicultades
en la
conciliación
familiar
y laboral
,
y una cultura empres
aria
l sin ide
ntidad de género
emerge
n como los p
rincipa
les obstácul
os. Es
crucial que las empresas r
econoz
can y aborden
activamente estas cuestione
s de gén
ero en su
cultura
organizacional p
ara pr
omov
e
r la igualdad
de gén
ero y la inclusi
ón en el lu
gar de trabaj
o
.
T
r
abaj
os futur
os
Las recomendaciones para mejorar la
par
ticipaci
ón de muje
res en e
l sector de las
Energías Renovables p
odrían i
ncluir diver
sas
soluciones práct
icas, como
la implementación de
programas que br
inde
n orie
ntación y formació
n
espe
cializ
ada para mujeres i
nt
eresadas e
n
ingresar al campo, impulsando así su desarrollo
pro
fesional.
Asimismo
,
ser
ía
benecioso
estable
cer p
olíticas qu
e fomenten la equidad de
géne
ro y la diversidad en l
os lugares d
e trabajo,
asegurando oportunidades equitat
ivas para
las
mujeres e
n roles clave.
Estimular el interés de las niñas y mu
jeres e
n
áreas STEM (
Cienci
a, T
e
cnol
ogía, Ingeni
ería
y Matemát
icas) desde edade
s tempranas,
cultivando una base sólida para su in
volucramient
o
en la en
ergía eóli
ca. Destac
ar y vis
ibilizar l
os
logros
de
muje
res
exitosas
e
n
el
se
ctor
de
la
s
energías ren
ovables para ser
vir de inspiraci
ón y
127
motivación a nuevas generacion
es. Establec
er
redes
p
rof
esiona
les
y
grupos
de
ap
oy
o
esp
ecíc
os
para mujeres e
n la ene
rgía eólic
a proporcionan
do
espacios
para
el
intercambio
de
exper
ienc
ias
y
opor
tunidades.
Fomentar
ent
or
nos laborales inclusiv
os que
aborden e
l sesgo d
e géne
ro y brinden i
gualdad
de opor
tunidades y recon
ocimie
nt
o a mujeres y
hombres
por
i
gual. Facilitar
e
l
acceso
d
e
mujeres
a opor
tuni
dades en e
l sector de las en
ergías
reno
vables mediant
e políticas de cont
rat
ación
equitat
iva y pr
omoción basada en méritos
.
Estas sol
uciones práct
icas pueden contribuir
signic
ativamente
a aumentar la par
ticipac
ión y el
desa
rrollo profesional de l
as mujeres e
n el ámbi
to
de las en
ergías renovables.
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Gap Report 2022. Recuperado
de https://www
.weforum.
org/publications/global-gender
-gap-report-2022/
129
SUPPL
Y AND DEMAND OF BIOMASS-BASED
ENERGY IN BRAZIL: ESTIMA
TES USING TIME
SERIES ANAL
YSIS AND CURRENT POTENTIAL
Marcelo dos Santos Guzella
1
, Ana Car
olina de Albuquerque Santos
2
Joäo Flávio de Freitas Almeida
3
Recibido: y Aceptado:
13/11/2024 - 26/6/2025
1.- marceloguzella@codemig.com.br
2.- anaorestaufv@gmail.com
3.- joao.avio@dep.ufmg.br
130
131
In
this
work,
we
developed
estimates
of
the
supply
and
demand
of
biomass-based energy
in
Brazil.
This
type
of energy
is r
eceiving increasing attention
due to its benets
in terms of sustainability
and trade balance. W
e
applied time series analysis to
forecast
demand based on historical data
and vector autor
egressive models.
As
regressors,
we
included
total
energy
consumption,
electricity
prices,
air
temperature,
population,
local
stock
market
size,
industrial
growth,
FDI
and
GDP
.
The
energy
potential was
estimated
based
on
agricultural,
livestock,
urban
solid
waste
and
forestry
production.
The
projections
indicate
that
the
demand
in
2032
can
reach 187
million
tons
of
oil
equivalent,
which
is
ar
ound
41%
of
the
457
million
tons
of
national
energy
potential
based
on
the
pr
oduction
of
2022.
The
r
esults
show
a
signicant
gap
between
the
projected
use
and the
potential supply of
this type
of energy
in the
country
. A
national energy
planning aimed
at exploring
this
gap,
while
considering
its
eects
with
respect
to
inputs,
costs
and
other
uses,
may
lead
to
a
higher
share
of alternative energy sources, better diversication and improved eciency
.
KEYWORDS:
Biomass, Energy Potential, Bioenergy
, Alternative Sources, Autoregr
essive Models.
Overview
132
1. INTRODUCTION
Global ene
rgy demand has gr
own
by
a
round 69
%
from
1
990
t
o
202
0
,
in
line
with
a
population
gro
w
th
of
48%
in t
he same period,
espe
cially in emerging
countries
(
Zeb
et
al.
,
20
1
7)
. M
ost
of this
e
nergy
is
used for elect
ricity ge
nerat
ion and tr
anspor
tation
.
Despite the increasing awar
eness
with respect
t
o
the
h
armful
eects
of
the
excessive
use
of
fossil
fuel
s
over
the
last
decade
s,
the
rupture
of
global
chains
wi
th
the
C
ovid-
1
9
pande
mic
and
the
war
in
Uk
raine
have
,
at
least
temporaril
y
,
shif
t
ed
the
conce
rn
to
avoiding
s
upply
decits
(IE
A,
2022
)
.
Nev
er
theless,
countries
par
ticipating
in
COP2
6
in
202
1
,
including
Bra
zil,
agreed
to
minimize
the
use
of
coal and
other
fossil fuels t
o reduce
c
arbo
n
dioxide e
missi
ons
and
their
eects o
n the
clim
at
e
change,
a
s
well
as
human
and
anima
l
he
alth
and
w
e
ll-being
(Wang
et
al
.
,
2022
)
.
T
his
st
udy
seeks
to contribu
te to this p
rocess
by d
eveloping
projections of supply a
nd dema
nd for energy f
rom
biomas
s,
a
resource
that
still
acc
ounts
for
only
1
0
%
of
the
globa
l
e
nergy
production,
but
whic
h
has
sev
eral
advantages
in
t
er
ms
of
availabilit
y
,
cost
, inclusion and sustainabilit
y
.
Biomas
s
is
a
ren
ewable
e
nergy
source
de
rived
from
four
basic
source
s
:
woody
plants
(timber)
,
non-w
ood
y
plants
(saccharides,
cellulose,
starch
and aqua
tic
)
, or
ganic w
ast
e
(
agricultural,
indust
rial
and
urban)
and
biouids
(vegetable
oils)
(Field
et
al.
,
2008)
.
In
B
ra
zil,
sug
arcane
bagasse
is
t
he
most
wid
ely
used
biomas
s
resource
for
ene
rgy
gene
ration,
given
the impor
tance o
f the
sugar and
alcoho
l
sector
a
nd
high
levels
of
wast
e
generation.
Palm
oil,
wood
ch
ips,
food w
a
ste
and e
ven
an
imal
manure are also used (Hofsetz & Silva, 20
1
2)
. The
main biomass conversion processes are direct
combustion,
in
ovens
and
st
ov
es;
g
asic
ation,
u
sing
hot
steam
and
air
wi
thout
causing
c
ombustion
;
pyr
olysis
or
carbonization
;
t
ransest
e
rication
,
converting vegetable oils int
o gl
ycerin or biodiesel;
anaerobic
digestion,
decomposing
thr
ough
the
action of bact
eria (gene
rating biogas an
d, a
f
ter
purication
,
biomethane
,
e
quivalent
to
natu
ral
gas)
;
and
ferm
entation, in
whic
h
yeasts
conver
t
sugar
s
int
o
alc
ohol
(Hu
et
al.
,
2020
)
.
Biomass-based
gene
ration syst
e
ms can als
o include c
ogene
ration
processe
s,
in
whic
h
the
he
at
gene
rat
ed
in
the
product
ion
of
electricit
y
is
incorporat
ed
int
o
the
production
process
in
the
form
of
steam,
saving
fuel a
nd increas
ing the ecien
cy of the s
yst
em.
One
of
the
mai
n
ad
vantages
of
bio
mass
en
ergy
gene
ration
is
its
availabili
ty
.
All
the
time,
we
gene
rat
e
organi
c
waste
in
an
int
e
nse
a
nd
distribut
ed
wa
y
.
A
lmost a
ll ex
traction
,
production,
transportation and consu
mpt
ion units
produce
wast
e
that
can
be
conver
ted
into
he
at
a
nd
electricit
y
.
In
terms
of
sustaina
bility
,
the
release
of
c
arbo
n
into
the
atmosphe
re
f
rom
the
use
of
fuel
s
f
rom
pl
ant
b
iomas
s
is
limi
ted
to
what
was
absorb
ed
by
the
plants
durin
g
their
li
fe
cycle
(
Win
chester
&
Re
illy
,
20
1
5)
.
In
addition,
s
ince
the
wast
e
gene
rat
ion
is
decentraliz
ed,
transportation
costs from gene
ration units t
o consumption units
tend
to
be
lower
.
Bio
mass
a
lso
doe
s
not
require
the
hi
gh
extraction
costs
t
y
pical
of
the
oil
an
d
gas industr
y a
nd can rep
resent a supple
mentar
y
income for
exist
ing indust
rial units.
Finall
y
, the use
of
solid
waste
for
e
nergy
ge
neration
reduce
s
the
volume depos
ited in landlls.
On
the
other
hand,
the
use
of
bio
mass
ene
rgy
also
has
disadvantages
(
V
assilev
et
a
l.
,
20
1
5)
.
Despite
signicant
research
and
technological
innova
tions,
the
energy
ecie
ncy
of
bi
ofuels
is
still
limited
when
compared
to
fossil
f
uels.
Fur
thermore,
the
use
of
biomas
s from
human
or animal
was
t
e lead
s t
o an
increase
in
m
ethane
e
missio
ns,
which
are
a
lso
harmful
to
the
environment
.
Pollution
from
burning
wood
an
d
other
materials
can
be
as
ha
rmful
as
that
f
rom
the
use
of
c
oal
and
similar
resources.
The
biomass-based
e
nergy
generat
ion
should
be
combined
with
the
development
of
solutions
t
o
overcome
these
disadvantages,
as
well
as
av
oiding
increasin
g
levels
of
deforestation
for
the
use of wood
.
A
key
challe
nge
for
e
nergy
supply
and
de
mand
planning
is
the
developme
nt
of
proje
ctions
with
adequate degrees of reliabili
t
y (Moreira, 2006;
133
Senoc
ak & Goren, 202
2
). Regarding biomas
s-
based
e
nergy
,
this
issue
is
even
mo
re
cr
itical
due
t
o
the
fragme
ntation,
informal
it
y
a
nd
less
regulation
(M
afakher
i
&
Nasir
i,
20
1
4
).
A
iming
at
overcoming
this
proble
m,
i
n
this
stud
y
we
developed
both
su
pply
and
d
emand
proje
ctions
for biomass e
nergy
, year by y
ear
, in B
ra
zil. Our
approach
encom
passes
the
denition
of
supp
ly
and demand determinants
, data collection in
previous
literat
ure
,
a
nd
the
use
of
autoregressive
vect
or
mo
dels
with
a
bootstrapping
technique
to
ov
ercome sa
mple size problems.
The
estimated
supply
and
d
emand
forecasts
are
useful for planning and operating pr
ocesses of
producers, industries, consumers and regulat
ors.
With
greater
predic
tabilit
y
,
there
is
a
tendency
for
reduction in transact
ion costs and risk premiums,
as w
ell as
in t
he uncer
ta
inties o
f
projects aimed at
increasing
supply
and
projects
that
will
demand
this
supply
(Rosill
o‐Call
e,
20
1
6)
.
T
hus,
despite
its
limitations
and
room
for
improv
ements,
this
work
contributes to the development and
improv
ement
of national e
nergy
plans, c
apturing the
benets
of
biomass-based supply
.
W
e
se
lected
the
ma
in
crops
an
d
so
urces
of
waste
that
are
inputs
for
the
ge
neration
of
bi
omass
energy
, using production a
nd gene
ration data
from 202
2
. We collected consumption and
speci
c
en
ergy
para
meters
from
variou
s
sources
and estimat
e
d a pot
ential supply of biomass-
based en
ergy of 45
7 million tons of oil equivalent
(t
o
e)
. Regarding con
sumption, our pro
jections a
re
based
on the time se
rie
s publi
she
d by the Energy
Resea
rch
C
ompany
(EPE)
,
a
publi
c
company
linked
to
the
Bra
zilian
Ministr
y
of
Mine
s
a
nd
Energy that develops studies and research aim
ed
at
supp
or
ting
the
plann
ing
of
the
ene
rgy
s
ector
.
W
e also used se
rie
s of typi
cal macroe
conomi
c
determinants of energy consumption. Using data
from
200
0
to 202
1
,
we develope
d
autoregressive
vect
o
rs
that
indicate
that
co
nsumpt
ion
may
reach
1
8
7
mil
lion
toe
in
2032
,
4
1
%
of
the
current
estimat
ed suppl
y pot
e
ntial
.
In
the
nex
t
section,
we
desc
ribe
the
data,
parameters,
a
nd
methods
use
d
for
the
resea
rch
goals.
Finall
y
,
we
a
naly
ze
the
results
and
make
nal
comm
ents,
pre
senting
limitations
of
our
study
and recomm
endations for future work.
134
2. METHODS
First
,
we estimat
ed
biomass
e
nergy
consumption
in
B
ra
zil
from
2022
to
2032
,
a
pplyin
g
hi
st
oric
al
data from 2000 to 20
2
1 to V
A
R (vect
o
r
autoregressive
) model
s. Hist
o
rica
l consumption
data of t
otal ene
rgy and of biomas
s-based ene
rgy
were
ex
tracted
f
rom
a
pe
riodi
c
repor
t
release
d
by E
PE
. Biomass-based
energy corresponds t
o
the
one from
sugar
cane bagasse
, rew
ood, bla
ck
liquor
,
bioga
s
and
other
recoverie
s,
in
tons
of
oil
equivale
nt (t
oe)
. T
otal ene
rgy compr
ises e
lectri
cit
y
,
ethanol,
fossil
f
uels,
solar
and
other
renewables,
also
in
t
oe.
We
a
lso
co
llected
varia
bles
that
Samue
l
e
t
al
.
(
20
1
3
)
identied
as
determinants
of ener
gy consump
tion
: t
otal
country population
,
real
gross
domestic product
grow
th
a
nd
industrial
growth,
relea
sed
by
the
IBGE
(Bra
zilian
Institute
of
Geo
graphy
a
nd
Statistics)
;
m
arket
cap
of
listed domestic compa
nies a
nd foreign direct
W
e
then
veried
whether
sta
tionarity
r
equir
ements
are met applyi
ng augmented Dickey
-Fuller t
ests.
W
e
pe
r
formed
log
trans
format
ion
and
took
rst
and
secon
d
di
erences
of
the
ser
ies
until
they
become
stationary
,
result
ing
in
the
variables
presented
in
T
a
ble
2
.
O
rigi
nally
,
we
cons
idered
per capita real GDP
, capital st
ock, domestic cr
edit
t
o
the
privat
e
sect
or
a
nd
the
number
of
list
ed
domestic
companies,
but
they
did
not
become
stationar
y af
ter the transformations.
investment
,
release
d
b
y
the
World
Bank
(WB)
;
residential
ele
ctricit
y
pric
es,
available
at
the
CEIC
(Global
Economi
c
Data,
Indi
cat
ors,
Char
ts
&
Forecasts
)
website
;
an
d
ai
r
temperature,
m
easured
by
the
INME
T
(National
Institut
e
of
M
et
eorology)
.
The
variab
les
and
cor
respondin
g
sources
are
describe
d in T
a
ble 1
.
T
able 1 -
Descriptive Statistics
Note: BOE stands for barrels of oil equivalent.
135
Af
ter
that
,
we
a
pplie
d
autoregressi
ve
mode
ls
of
order
3
,
sin
ce
i
t
s
howed
better
results
with
respect
t
o
the
A
kaike
information
criterion
(AIC)
.
Du
e
to
the
sm
all
sample
size
,
instead
of
a
m
odel
with
all
the
variables,
we
combined
the
biomass-based
energy
and
the
eight
other
regre
ssors
in
28
m
odels
with three v
ariable
s and st
ored the for
ecasted log
of
the
second
dierence
of
bioma
ss-based
energy
consumption
.
Finally
,
we
calculated
predicted
biomass-based ener
gy consump
tion based
on
these
forecasts.
Model
ou
t
come
s
resulted
i
n
a
biomass-based consumption in 2
032 ranging
from 39 t
o 1
87 million toe
.
The
sec
ond
par
t
of
our
an
alysis
comp
rised
the
estima
tion
of
the
pot
ential
for
production
of
biomass-based
e
nergy
in
Brazil.
Whenev
e
r
we
f
ound
more
than
one
parameter
value
in
the
li
terat
ure
,
we
chose
the
l
ower
one
to
have
co
nse
r
vative
esti
mati
ons.
F
ir
stly
, we
es
timated
the
pot
ential for
energy generat
ion based on biomass
from
crops
in
Bra
zil.
W
e
ex
tract
ed
data
of
the
Municipal Agr
icultural Production (P
AM) in 2022
,
release
d b
y
IBGE (Brazilian Institut
e o
f Geo
graphy
and
Statistics
)
.
We
consid
ered
all
products
with
national product
ion above
one million tons in
202
2
,
both
p
erma
nent
and
t
emporar
y
crops.
W
e
estimated
the
e
nergy
in
t
oe
bas
ed
o
n
the
methodology
presented
by
G
onzalez
-Salaz
ar
et
al.
(20
1
4
)
,
whic
h
is
ba
sicall
y
the
produc
tion
of
the
agricul
tural
product
mul
tiplied
by
waste
t
o
product
ratio
,
adjusted
by
the
moi
sture
c
ontent
,
and
na
lly
multipli
ed
by
the
lower
cal
oric
value.
T
able 2 -
Results of the Augmented Dickey-Fuller T
ests
Note: The alternative hypothesis of the Augmented Dickey-Fuller T
est is stationarity
.
Among
the
27
p
roducts
(tha
t
to
ta
l
1
.
1
billion
tons
in
Bra
zil
in
2022
)
,
we
d
id
not
nd
the
parameters
only
for
papaya
(
1
.
1
mi
llion
tons)
and
wat
erme
lon
(
1
.9
million
tons
)
.
The
parameters
and
resulting
pot
ential o
f energy prod
uction f
or permanent and
temporar
y crops are prese
nts in T
a
bles 3 a
nd 4
,
as
well
a
s
m
ain
references
used
to
obtain
these
parame
t
ers.
136
T
able 3 -
Inputs and Outputs for Major Permanent Crops
T
able 4 -
Inputs and Outputs for Major T
emporary Crops
Note: 1: Algieri et al. (2019). 2: Silva et al. (2019). 3: Elauria et al. (2005). 4: Santos et al. (2020). 5: Ekinci (2011). 6:
Gonzalez-Salazar et al. (2014). 7: Y
erima & Grema (2018). 8: T
ahir et al. (2021). 9: Gravalos et al. (2016). 10: Citrus peel
waste. 11: Thousand tons of oil equivalent.
Note: 1: Filter cake, straw and stalks also included. 2: Silva et al. (2019). 3: Frear et al. (2005). 4: Khiari et al. (2019). 5:
Gonzalez-Salazar et al. (2014). 6: Avcıoğlu et al. (2019). 7: V
eiga et al. (2016). 8: May et al. (2013). 9: Santos et al. (2018). 10:
Pinto et al. (2021). 11: Energy potential calculated based on the area intended for harvesting of 554 thousand hectar
es. 12:
Thousand tons of oil equivalent.
Regarding
livest
ock
biomass,
we
obtained
data
from
the
Munici
pal
Agri
cultural
Production
(PP
M) in 202
2
, als
o from IBGE
. W
e conside
red
cattle,
swine
,
poul
tr
y
a
nd
e
quine.
W
e
estimated
the
ene
rgy
potential
of
the
wast
e
based
on
the
methodology
also
present
ed b
y
G
onzalez
-Sala
zar
et
al.
(2
01
4)
,
whi
ch
consid
ered
as
reference
the
amount
of
bioga
s
produc
ed
from
e
ach
animal’
s
manure
through
a
bio
digestion
process.
The
formula
rel
at
es
the
number
of
a
nimals
t
o
the
production
of
ma
nure
per
anima
l,
the
yiel
d
of
biogas
per
manure
and
a
lower
cal
ori
c
value
of
1
7
MJ per m3. W
e pres
ent parameters and resul
ting
pot
ential o
f energy prod
uction f
or liv
est
ock in
Ta
b
l
e
5
.
137
T
able 5 -
Inputs and Outputs for Major T
ypes of Livestock
Note: 1: Parameters collected from Gonzalez-Salazar et al. (2014), which is based on a literatur
e review
.
W
e
estimat
ed
the
ene
rgy
potent
ial
from
forest
biomas
s
using
the
sur
vey
c
arr
ied
out
by
IBGE
on
the
production
of
pla
nt
extraction
and
forestr
y
in
Bra
zil.
Th
e
production
volume
of
charcoal
and
c
ellulose
(
which
can
be
used
for
bl
each
production
)
in
2
022
was
7
.
1
million
and
2
5
.
0
millio
n
t
ons,
respe
ctively
.
We
also
consid
ered
the
52
.8
million and
1
58
.3 million cubic
meters of rew
ood
and
round
wood,
as
well.
T
hose
volumes
were
conver
ted int
o weight using an av
erage densi
t
y of
0.
33
ton/
cubic
meter
.
He
nce,
we
consid
ered
a
by
-
product to pr
oduct ratio of 0
.3 (
1
.4 for cellulose)
and
a
lower
calori
c
value
of
1
6.
7
kJ/kg
(
1
2
.0
kJ/
kg
for
ce
llulose)
.
Th
e
valu
es
of
those
param
et
ers
were
o
btained
an
d
prese
nt
ed
by
Gonz
alez
-
Sala
za
r et al. (
20
1
4
) and L
iebe
l (2
0
1
4)
, based on
a
li
terature
revi
ew
.
T
he
res
ul
ting
potenti
al
e
n
erg
y
was
854
thousand
and
1
0
,
03
1
thousand
toe
(k
toe)
for
charcoal and
cellulose,
respe
ctively
,
and
2
,088
thousand
and
6,2
63
k
toe
for
rew
ood
and
round
wood
, respectively
.
Finally
,
with
respe
ct
to
the
urban
soli
d
wast
e,
we
conside
red
the
e
stimat
e
made
by
IPEA
(Bra
zilian
Institut
e
of
Applie
d
Eco
nomic
Resea
rch
)
that
approximat
e
ly
1
60
thousa
nd
t
ons
of waste of this
ty
pe are gen
erated per day in Brazil, discou
nt
ed by
an
id
eal
recycling
rat
e
of
60%. We
conver
ted
this
weight of 35.
0 mil
lion tons into a landll
volume of
2
.4 billion cubic meters, using a ratio of 6
7
.9 cubic
meter
pe
r
ton
,
an
d
then
int
o
energy
potential
us
ing
a
l
ow
er
calo
ric
values
1
0.2
MJ
pe
r
cub
ic
met
er
,
as
ci
ted
by
G
onzal
ez
-Sala
zar
et
a
l.
(20
1
4
)
.
T
he
resulting potent
ial ene
rgy was 580 k
toe
.
138
3. RESUL
TS
According
t
o
the
hist
or
ica
l
data
,
t
otal
biomass
consumption
showed
a
rel
evant
in
crease
in
it
s
share
of
the
e
nergy
matrix,
equi
valent
to
86.5
%,
betwee
n
2000
and
2022
(2
.9
%
per
year)
,
going
from
34
to
6
4
million
t
oe.
This
energy
comes
mainly
from
the
u
se
of
sugarca
ne
bagas
se
in
coge
neration
systems
.
In
line
w
ith
this
growth
rat
e
, our mode
l predictions resul
ted in an av
erage
forecast of 68 million toe in 203
2 (ranging from 33
t
o 1
87 million)
, an increase of 6.2
% com
pared to
2
0
2
2.
With
res
pect
to
the
a
nnual
ene
rgy
pot
ential,
our
estimat
e
was
457 million
t
oe,
1
4
million
ba
sed
on
biomass from permanent cr
ops, especially orange
,
4
1
2 million based on biomas
s from t
emporar
y
crops, par
ticularl
y sugar c
ane, soybeans and c
orn,
1
1 million f
rom livest
ock farming, 1
9 million f
rom
plant
ex
traction
a
nd
forestr
y
,
an
d
57
9
thousand
t
oe
from
the
use
o
f
urban
solid
waste
.
Actual
biomas
s energy c
onsumption in Bra
zil in 2022
represents
1
4
%
of
this
co
nsolidated
e
stimat
e
of
pot
ential generat
ion.
A
verage pro
jected biomass
energy c
onsumption in Bra
zil in 2032 represents
1
5
%
of
this
s
ame
e
stimat
e,
rangi
ng
from
7
%
to
4
1
%. Figure 1 compare
s actual and projected
for
ecasts o
f biomass-
based energy consump
tion,
as well as the estima
ted pr
oduction pot
ential with
dat
a f
rom
2022
.
Figure 1
– Biomass-based energy in Brazil (million toe)
139
4. CONCLUSIONS
Our
a
nalysis
shows
that
the
re
is
still
a
conside
rable
gap
between
Brazil’
s
biomass-based
energy
consump
tion and it
s prod
uction capacity based
on
the
g
eneration
of
waste
and
c
o-products
in
agriculture, livest
ock, forestry a
nd urba
n activities.
Conside
ring the
advantages of
this typ
e o
f energy
in terms
of
carb
on
neutralit
y
, e
nergy
se
curit
y
with
local
product
ion
chains,
and
socioeconomic
dev
elopment
,
this
scenario
fav
ors
the
adop
tion
of
public
po
licie
s
to
stimulate
an
inc
rease
in
the
product
ion
,
thr
ough
ta
x
incentives
and
special
lines
of
nanc
ing
for
the
acquisition
of
machiner
y
and
t
he
d
evelopment
o
f
both
waste
and
co-
product
supply
chain
and
the
ow
of
the
produced
energy
.
Some
studies
abo
ut
these
topics
s
how
int
eresting analys
es (C
ansino e
t al.
, 20
1
0
; Zhao et
al., 20
1
6,
Mi
ng
y
u
a
n, 20
0
5
; K
he
n
n
a
s, 20
0
0; T
a
n
et
a
l
.,
2
019
)
Moreover
,
the
promotion
of
rese
arch
and
inn
ova
tion
initiatives
to
improv
e
the
eciency
of
wast
e-t
o-
energy
c
onversion
proces
ses
co
ntributes
to
this
goal,
as
well as
the moderniz
ation
of
the legal and
regulatory
fram
ework
related
to
the
use
of
waste
and to energy trade (Qazi et al.
, 20
1
8
; Ba
nja et al.
,
20
1
9)
.
Su
ch
policie
s
should
include
an
evaluation
of
the e
ects
of
any
stimulus
i
n
t
erms of
the
inputs
need
ed
t
o
intensif
y
the
p
roduction,
as
well
as
its
impact on other supply c
hains.
It
is
imp
or
ta
nt
to
highl
ight
that
our
cons
umption
projection
method
is
base
d
o
n
the
historical
gro
w
th
and
a
limit
ed
number
of
det
e
rminants,
and
that
actual
d
emand
coul
d
be
even
greater
due
to
the
contribution
of
supply
and
other
structural
shoc
ks,
su
ch
as
new
pub
lic
poli
cies
to
encourag
e
the
production
a
nd
us
e
of
this
t
ype
of
ene
rgy
,
or
to
reduce
the
use
of
fossil
fue
ls.
Furthe
rmore,
ou
r estima
tes
of po
tent
ial supply are
based
on
data
a
bout
waste
gene
ration
of
202
2
,
which
mea
ns
that
it
may
also
present
a
grow
th
projection
that
can
be
add
ressed
in
future
work.
Intra
-year for
e
casts, supply det
er
minants,
capital
expenditures
a
nd
present
value
estimat
es,
and
the
c
ross-eects
b
etween biomass type
s
are
also
promising venue
s for future research.
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Quito - Ecuador
T
el. (+593 2) 2598-122 / 2598-280 / 2597-995
enerlac@olade.org