CONTROLES DE PRECIOS DE COMBUSTIBLES, UN CASO DE ESTUDIO DEL FONDO DE ESTABILIZACIÓN DE PRECIOS DE COMBUSTIBLES
EN COLOMBIA: ANÁLISIS DEL DISEÑO INSTITUCIONAL, IDENTIFICACIÓN DE FALLAS ESTRUCTURALES Y PROPUESTA DE REFORMA
(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 RENOVABLES: UN ESTUDIO DE CASO PARA EL URUGUAY
SUPPLY AND DEMAND OF BIOMASS-BASED ENERGY IN BRAZIL: ESTIMATES USING TIME SERIES ANALYSIS AND CURRENT POTENTIAL
Volumen 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 Vega
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 Vega
COORDINADOR DE PRODUCCIÓN
Pablo Garcés
CONSULTORES INDEPENDIENTES
Octavio Medina
2
REVISORES
José Antonio La Cal Herrera
Universidad de Jaén - BIOLIZA
Patrícia Machado Sebajos Vaz
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-TecNM/ITSM México
Fabio García
Olade
Ivan Alejandro Trujillo Acosta
Cancillería Colombia
Mauricio Medinaceli
Consultor
Luisa Rivas
Independiente
Vinicius Santos Pereira
PUC-RIO
Mónica Banegas Williams
Universidad de Brasilia-Instituto Pólis
Aldren Vernersbach
Universidade Federal do Rio de Janeiro (UFRJ) - Instituto de Economia
3
INDICE
Editorial OLADE
Controles de precios 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 reforma (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 renovables: 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 transferencia 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 profundas
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, disciplinares 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 decisores
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 respuestas integradas.
Hay actores clave que deben ser considerados como: la academia que ofrece 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 abordar el problema desde sus múltiples dimensiones.
Una colaboración fructífera y amplia potencia las ganancias: políticas basadas en evidencia y
consulta amplia, proyectos renovables 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 investigadores de la región.
Estamos seguros de que, para generar un futuro 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
ESTABILIZACIÓN DE PRECIOS DE COMBUSTIBLES
EN COLOMBIA: ANÁLISIS DEL DISEÑO
INSTITUCIONAL, IDENTIFICACIÓN DE FALLAS
ESTRUCTURALES Y PROPUESTA DE REFORMA
(2008-2022).
IX ELAEE - FUEL PRICE CONTROLS, A CASE STUDY OF THE FUEL PRICE
STABILIZATION FUND IN COLOMBIA: ANALYSIS OF INSTITUTIONAL DESIGN,
IDENTIFICATION OF STRUCTURAL FAILURES AND REFORM PROPOSAL
(2008-2022).
Nelson Armando Rocha1, Nelson Armando Rocha2
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, creado en 2007,
busca amortiguar las uctuaciones internacionales 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 precios 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 formuladores 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 reform options and identies structural deciencies. This
analysis may be useful for policymakers, economists, and energy experts interested in fossil fuel
subsidies and scal sustainability.
PALABRAS CLAVE: Estabilización de precios, Recursos combustibles, Recursos energéticos, Política
energética, Economía energética, Abastecimiento de energía, Política scal
KEYWORDS: Price stabilization, Fuel resources, Energy resources, 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
representan una fuente scal signicativa, lo que
hace que los gobiernos estén interesados en
regular este mercado 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 productores, impactando el bienestar y la
rentabilidad (Leaf Group, 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
renadores 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 ahorro. Posteriores reformas, como la Ley
1819 de 2016, restablecieron la contribución
parascal para el fondo.
El décit del FEPC, que ha incrementado el décit
scal nacional, representa un desafío para la
economía colombiana y la sostenibilidad scal.
El FEPC, aunque protege de cierta forma a los
consumidores, no protege 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 reforma, 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 entre 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 reformas
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 formuladores 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 reforma, además de mejoras para
asegurar una mayor soberanía energética.
11
Los autores 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 entre 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
regresivos, beneciando más a quienes consumen
más combustibles —generalmente los sectores
de mayores ingresos—, 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 mercado interno. Para ello, el FEPC
subsidia o cobra la diferencia entre el precio
interno y el precio internacional a los renadores
o importadores de combustibles, nanciándose
a través de recursos del presupuesto 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 LITERATURA
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 recursos
que podrían destinarse a otros programas
sociales o productivos. Mantener precios 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 alternativas 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 interno
y el precio 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 entre 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 relación 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 renadores 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 precio calculado
por el Ministerio de Minas y Energía (MME) basado
en el precio diario de combustibles en el mercado
de la Costa Estadounidense del Golfo de México
u otros mercados competitivos.
Ingreso al Productor (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: Representa la
diferencia entre el IP y el PP. Cuando el PP
supera al IP, el FEPC compensa a los renadores
por esta diferencia multiplicada por el volumen
de combustible vendido, lo que representa un
mecanismo de desahorro del Fondo.
Diferencial de Participación: Es también la
diferencia entre 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 renadores 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 precio local no se
desvíe del internacional, considerando el costo
de oportunidad de Ecopetrol S.A. en la venta
interna versus la externa. Así, el gobierno regula
los precios a través del ingreso al productor,
ajustándolo a la tendencia del precio de paridad.
La estructura de control de precios del FEPC es:
Precio Interno > Precio Externo (IP > PP): El
FEPC ahorra fondos que se transeren de los
renadores.
Precio Interno < Precio Externo (IP < PP): El FEPC
desahorra fondos, otorgando compensaciones a
los renadores.
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 Tabla 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 productor de la gasolina
motor corriente en la estructura de precios
(50%). Además, el Ingreso al Productor 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 precio interno 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 desahorros, 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%.
Tabla 1. Límites de aumento GMC según Resolución 18-1602 de 2011
Es destacable que la fórmula actual para GMC
incluye un promedio ponderado entre UNL87
(cotización del índice UNL 87 Ron 92 en la U.S
Gulf Coast Waterborne de la publicación PLATT’s
de Standard & Poor’s, expresado en US$/Gal) y la
Naftat (cotización del índice de la Nafta en la costa
del Golfo de EEUU de la publicación PLATT’s de
Standard & Poor’s, expresado en US$/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 reeja 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 NAFTA PAAAC00, 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 Ecopetrol
S.A. Esto ha afectado la sostenibilidad scal
del país y ha limitado la inversión en sectores
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 Ecopetrol
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 CEPAL (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 reto de obtener recursos
signicativos en un entorno 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. Entre 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 Tesorería (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 registrados 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 trimestre de 2022:
15
Figura 1. Impacto scal del FEPC 2008 a cierre último
trimestre de 2022
Fuente: Datos del 2022 preliminares. (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 crear
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 crecimiento de los
precios. Además, realiza 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 desarrollo
económico en el país. Su trabajo abarca diversas
áreas temáticas, como el crecimiento 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 (FAEP) y el Fondo de
Ahorro y Estabilización (FAE).
En este contexto, los autores 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 precio de mercado y el precio subsidiado.
Si este dé cit no se paga, Ecopetrol S.A. puede
enfrentar problemas 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 brecha 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 representa un desafío
nanciero para Ecopetrol S.A., sino que también
Ante los problemas generados por el FEPC, se han
planteado diferentes propuestas 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 otro
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 precios internacionales
del petróleo y los combustibles renados. Tiene 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 precios
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 introducir 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 gobierno, evitando la aplicación
discrecional de la fórmula a los combustibles,
ya que, según el CARF, esta discrecionalidad
representa 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 renadores 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 otro 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 consumidores más vulnerables,
promover la transparencia y la rendición de
cuentas, y facilitar la transición hacia una
economía baja en carbono. Sin embargo, también
requieren una mayor capacidad administrativa e
institucional, enfrentan problemas de información
y focalización, y pueden generar efectos
redistributivos no deseados. Este último es el
enfoque que parece proseguir el nuevo gobierno.
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 requiere un consenso político
y social para su implementación. Actualmente, la
opción más prometedora es el uso de sistemas
de bandas de precios, subsidios directos 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), Ecopetrol S.A.
vende hidrocarburos en el mercado internacional
y a nivel interno en dólares, pero el precio interno
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 reducidas 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 reportó
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 Tensiones nancieras y estructurales en Ecopetrol S.A bajo la actual estructura del FEPC
3. METODOLOGÍA
economía baja en carbono. Se requieren 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 respaldan
reformas estructurales, las cuales se abordarán a
continuación.
el Ministerio deben endeudarse para cubrir el
excedente.
Los autores procedieron mediante un derecho
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 Tabla 2 y 3:
18
Tabla 2. Emisiones Externas de deuda aprobadas y materializadas por Ecopetrol S.A
en el periodo 2009 a 2023
Tabla 3. Emisiones Internas 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 logre este nivel
de endeudamiento, especialmente en un sector
petrolero 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 enfrenta desafíos que
se reejan en indicadores de apalancamiento,
liquidez, solvencia y actividad. El modelo Z-Score
de Altman, que predice la probabilidad de
quiebra, muestra que ECP tiene un Z-Score de
1.72 al cierre de 2022, ubicándola en una zona
de distress 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 retos 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 producción,
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 petroleras internacionales: Un análisis comparativo
Los autores procedieron 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, TotalEnergies, 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 petroleras seleccionadas para 2021 y 2022
Fuente: Elaboración propia
Fuente: Elaboración propia
20
A nales de 2022, ECP presentó un nivel de
endeudamiento nominal relativamente cercano
al de empresas petroleras internacionales 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 TotalEnergies
(que ha diversi cado sus ingresos más allá
de los hidrocarburos 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 intereses para
mantener su producción de hidrocarburos. Esto
indica que su costo real no es bajo, ya que debe
asumir gastos nancieros adicionales.
Figura 4. Cambio en Deuda de empresas petroleras seleccionadas entre 2021 y 2022
Fuente: Elaboración propia a partir de los datos extraídos de (El País, 2023) y (Ecopetrol, 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 rentabilidad de la venta
de combustibles al precio actual en Colombia, lo
que podría requerir una reducción de impuestos
o apoyo nanciero para mantener su viabilidad.
Desde 2007, la empresa ha vendido hidrocarburos
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 ingresos en pesos
y dólares, las utilidades de ECP disminuyeron
en un 14%. Esta caída se atribuye a mayores
21
Los datos respaldan la idea de que el incremento
de ingresos por sí solo no garantiza un aumento
proporcional en las ganancias, ya que existen
otros factores y costos asociados que deben ser
considerados. En el caso de ECP los problemas
estructurales y los desafíos en el sector petrolero
Se pueden identi car falencias en la administración
de recursos y la productividad 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 reversiones deberían haber
impulsado un aumento neto en la producción
del operador, pero en cambio resultaron 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 Tendencias 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 crecieron 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 trimestre 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 ingresos no se traducen
directamente en mayores utilidades. Por ejemplo,
la Figura 5 muestra cómo ECP lleva casi 10 años
reduciendo su producción.
caída neta. Esta situación indica que no se podía
esperar un aumento apreciable de producción
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 operadores privados.
Aunque estos operadores recuperaron parte de
la producción cedida mediante nuevos campos
22
u optimizaciones, la producción agregada
del país disminuyó netamente, empujada
principalmente por las caídas de ECP durante
el periodo. Este efecto agregado 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 rojo) coincidieron con las
reversiones de contratos/campos (indicadas en
azul), pero no se re ejó un aumento proporcional
en la producción recuperada. 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 febrero 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 operadores 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 correlacionado
con resultados negativos en el primer trimestre
de 2013, donde se reportaron 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. entre 2013 y 2023
podría representar más de 110 mil millones de
dólares en pérdidas 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 petroleros 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
petroleros 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 gobierno 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 representando 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 petrolero en
Colombia
3.6 Cambios principales del sector hidrocarburos 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 reporte ganancias
inadas. Esto lleva a la empresa a endeudarse, al
igual que el Estado sobre ujos no materiales, ya
que no tienen restricciones presupuestarias para
el FEPC.
Aumento de Deuda y Costos: A pesar de décits
menores del FEPC y precios 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 petroleros. 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 (Texas) no es válida. Mientras
Colombia produce menos e importa más, Texas
ha incrementado su producción y competitividad
en renación.
Diferencia en Referencias de Precios: ECP exporta a
precios Brent, que han sido generalmente más altos
que los precios WTI de Texas entre 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 problemas
del FEPC a factores estructurales dentro de ECP
y el sector petrolero, 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 petrolero 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 entre 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 Tesorería 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. RESULTADOS
y aumentar las importaciones de combustibles. En
general, el precio del combustible ha funcionado
como un índice abstracto garantizando un
ingreso al productor fuera de las condiciones
locales de mercado, 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 llevaron a cabo un análisis
detallado para determinar las variaciones que
contribuyeron al décit del FEPC, enfocándose
en las uctuaciones del precio de la gasolina
nacional en función de los escenarios de ajuste
o estabilidad del precio equiparado en Texas.
Este análisis se realizó relacionando 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 Texas (TRCGD),
el equivalente en pesos colombianos por galón en
Texas (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 abarcaron
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 regular
convencional en Texas (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 previsible del FEPC,
dado el mayor precio interno equivalente respecto
al precio equiparado en Texas, situación que se
revirtió completamente en el segundo trimestre
de 2021 debido al aumento global de precios
Figura 7. Relación de los valores cambio mensuales precio promedio de la gasolina en Bogotá
(GMCBP) vs equivalente en pesos colombianos por galón en Texas (GEPT) para el año 2020
Figura 8. Relación de los valores cambio mensuales precio promedio de la gasolina en Bogotá
(GMCBP) vs equivalente en pesos colombianos por galón en Texas (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 precio promedio de la gasolina en Bogotá
(GMCBP) vs equivalente en pesos colombianos por galón en Texas (GEPT) para el año 2022
Figura 10. Relación de los valores cambio mensuales precio promedio de la gasolina en Bogotá
(GMCBP) vs equivalente en pesos colombianos por galón en Texas (GEPT) para el año 2023
Fuente: Elaboración propia
Fuente: Elaboración propia
de -21,6%. Estos resultados indican que el precio
del combustible equivalente en Texas 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 referencia
representativa en Texas y sus efectos en los
escenarios de ajuste o estabilidad del precio en
Colombia, los autores procedieron a comparar los
Del análisis de los datos, se observaron picos
signi cativos en enero de 2021, atribuibles a la
incertidumbre política relacionada 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 observaron
picos signi cativos en julio de 2022, nuevamente
atribuibles a la incertidumbre política.
Figura 11. Cambio porcentual mes a mes de los precios de la gasolina regular convencional en
Texas (TRCGD) en equivalente en pesos colombianos por galón en Texas (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 Texas y Colombia
valores mensuales y anuales (mm-aaaa) del precio
de la gasolina regular convencional en Texas
(TRCGD) en su equivalente en pesos colombianos
por galón (GEPT) en la Figura 11.
Además, considerando la relación estrecha
entre las variaciones en el precio de la gasolina
de referencia en Texas en su equivalente en
pesos y los efectos en los escenarios de ajuste
o estabilidad del precio en Colombia, los autores
realizaron un análisis estadístico de una variable
descriptiva, resumido en la Figura 12.
Figura 12. Box Plot Cambio Porcentual respecto al mes anterior precios de la gasolina regular convencional en Texas
(TRCGD) en equivalente en pesos colombianos por galón en Texas (GEPT).
Fuente: Elaboración propia usando stats.blue
28
Procediendo a una prueba de valores 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 resumido en la Tabla 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:
Tabla 4. Valor atípico hallado mediante Dixon Cambio Porcentual en datos de
cambios respecto al mes anterior de los precios de la gasolina regular convencional
en Texas (TRCGD) en equivalente en pesos colombianos por galón en Texas (GEPT)
Fuente: Elaboración propia
Figura 13. Box Plot Cambio Porcentual respecto al mes anterior de los precios de la gasolina regular convencional en Texas
(TRCGD) en equivalente en pesos colombianos por galón en Texas (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 Tropical 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 hidrocarburos en
Colombia y en un mundo interconectado.
Es imperativo realizar cambios rigurosos en
la fórmula y los procedimientos que regulan
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 precio de la gasolina local tomada de referencia
(GMC Bogotá febrero 2020 a 2023).
Fuente: Elaboración propia
precios de manera efectiva. El mismo análisis
puede realizarse con el precio de la gasolina local
tomada como referencia, 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 mercado que se eligió como
referencia 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
repercusiones. 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 transparencia 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 proteger la sostenibilidad
scal. Además, el fortalecimiento de la producción
nacional de hidrocarburos 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 promover la
renación privada para mejorar la competitividad
y reducir subsidios. También sería necesario
subsidiar combustibles de forma más focalizada,
especialmente para grupos vulnerables, y abordar
fallas estructurales del sector de hidrocarburos,
como la falta de mecanismos de ahorro
contracíclico y la baja recuperación en campos
revertidos.
Por último, los autores proponen 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 promoviendo
un desarrollo sostenible.
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35
A GERAÇÃO DISTRIBUÍDA NO BRASIL E
SUA RELAÇÃO COM AS DIMENSÕES DO
DESENVOLVIMENTO SUSTENTÁVEL
DISTRIBUTED GENERATION IN BRAZIL AND ITS RELATIONSHIP WITH THE
DIMENSIONS OF SUSTAINABLE DEVELOPMENT
Welinton Ferreirai1
Recibido: 17/11/2024 y Aceptado: 16/6/2025
1.- welintonconte87@gmail.com
36
37
Desde 2019 o Brasil está apresentando um rápido crescimento 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 renováveis 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) sources. 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.
PALAVRAS CHAVE: 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 preocupações da sociedade
mundial no século XXI estão as mudanças
climáticas e os esforços para a redução das
emissões de gases de efeito estufa (GEE). Tais
preocupações têm levado os países a buscarem
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 renováveis e de
menor impacto ambiental. A Transição 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 crescimento maior
do que 1500%, saindo de 2,195 MW para 36,109
MW (Absolar, 2025).
Diante do elevado crescimento recente 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, examinaremos
o impacto da GD na economia através de dados
sobre investimento, geração de empregos 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 presentes
no setor elétrico brasileiro e que são claramente
destinados à população de baixa renda.
O artigo está dividido em quatro seções, incluindo
a presente introdução. 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 diretamente 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. DESENVOLVIMENTO SUSTENTÁVEL
Adam Smith, em “A Riqueza das Nações” de 1776,
abordou o desenvolvimento como sinônimo de
crescimento econômico. Tal 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 entre desenvolvimento e meio ambiente
foi iniciado em 1972 com o relatório “os limites do
crescimento” apresentado 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 (preservação
do meio ambiente e oferta de recursos naturais
necessários à sobrevivência 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, Boutros-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.
Tal 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 pobreza 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 promover 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 provenientes
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).
Tabela 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 “Tarifa 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 “Tarifa 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 fornecida 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
Brasil1 e à queda do preço dos sistemas de GD2,
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 reduziria
a demanda das distribuidoras e levaria a reajustes
tarifários, fato que estimularia a demanda por GD
e reiniciaria o processo.
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 cerca de 66% (ANEEL, 2024b).
2.-O LCOE (Levelized cost of energy) representa 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% entre 2010 e 2022, sendo tal redução de cerca de 83% entre 2010 e 2018 (IRENA, 2023b). Boa parte desta
redução se deu por conta da queda dos preços
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 preço
dos sistemas de GD3 e ao aumento do preço
da eletricidade no Brasil4, 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):
Talvez 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 regras
que de certa forma dividiu os sistemas de GD em
três grupos:
• Descreveu as quatro 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 consumidores da
Subclasse Residencial Baixa Renda; e
• Modicou o SCEE, reduzindo 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 reduziu 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 cerca de 31% (ANEEL, 2024b).
43
O quadro 1 apresenta um resumo dos três grupos
e ainda adiciona a proposta de SCEE apresentada
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 Tarifa 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 entre 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. DESENVOLVIMENTO SUSTENTÁVEL 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 aparentemente positivo
na dimensão econômica, uma vez que os
investimentos nesse setor geram renda, emprego
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 cerca 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 setores 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 gerou uma
sobreoferta de eletricidade5 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
públicas6, vem crescendo desde o início dos anos
2000 de tal forma que atualmente o aerogerador
produzido no Brasil possui, em média, 80% de
conteúdo local7. 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 produção 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 comercial, 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
recorde anual de instalação com cerca de 2,9 GW (EPE, 2021; ABSOLAR, 2025). De 2021 a 2024 o crescimento da potência solar FV via GD
foram sempre superiores 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 internamente equipamentos do aerogerador que juntos
representam 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 número de unidades consumidoras (UC) que entraram
em operação.
9.- Segundo a Greener (2024), o preço médio de um sistema de GD residencial 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 responsável
por quase a metade da potência de GD instalada
no Brasil e se o juntarmos com o setor comercial
teremos uma participação de cerca 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 KWp8. Segundo dados da
Greener (2024), em janeiro de 2022 o custo de
um sistema FV de GD com potência de 5 KWp
seria de R$24,400.009. Quando comparamos tal
valor com os dados sobre o rendimento 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$1,824.00 (IBGE, 2024).
Portanto, é preciso ter em mente que, em geral,
quem tem acesso à sistemas de GD são famílias
de renda mais elevadas e empresas em boa
situação nanceira. Por outro lado, os subsídios
dados à GD são pagos em grande parte por
consumidores cativos que possuem capacidade
nanceira limitada e diculdades para ter acesso
a um sistema de GD. Portanto, trata-se de uma
distribuição de renda às avessas ou, no mínimo,
de uma má alocação de recursos, onde poucos
agentes em boas condições nanceiras recebem
subsídios bancados por uma parte considerável
da população de menor renda.
Para exemplicar a má alocação de recursos
relacionados à GD descrita no parágrafo anterior,
podemos comparar o valor dado em subsídios
para a GD nos últimos anos com o valor destinado
a outros propósitos. A tabela 2 apresenta os
valores dos subsídios existentes no setor de
energia elétrica no Brasil entre os anos 2020 e
2023.
46
Tabela 2. Valor dos Subsídios no setor de energia elétrica no Brasil entre 2020 e 2023.
Fonte: ANEEL (2024c). Elaboração própria.
O primeiro ponto a se destacar é o crescimento
substancial dos subsídios à GD a partir de 2021.
Podemos observar que os subsídios à GD saem
de R$ 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 Tarifa 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 rede
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. Dentro da conta
Universalização se encontram o Programa Mais
Luz para a Amazônia, o Programa Luz para Todos
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 Tarifa 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
Tarifa Social, até que em 2023 passou a ser maior.
Em 2020, por exemplo, o valor destinado à Tarifa
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 Tarifa Social.
É preciso ainda destacar que o valor destinado
à Universalização e à Tarifa social de baixa renda
podem reduzir no futuro, o que não ocorrerá
com os subsídios à GD. No que se refere à
Universalização, quanto mais famílias tiverem
acesso à eletricidade, menor será a necessidade
de recursos para esta conta. Quanto à Tarifa 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 direito 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 gerou uma
distorção social, uma vez que está fazendo com
que os benefícios dados às famílias e empresas
de maior renda superem 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 arrecadação do governo, a mesma
resultou em problemas 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 preço
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 reduziu 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 reduzido
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 acordo
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 relacionados
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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49
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Nobel, 1993.
SEN, Amatya. Desenvolvimento como Liberdade. São Paulo: Companhia das Letras, 2010.
51
ESTIMATIVA DE CUSTOS E POTENCIAL DE
ABATIMENTO DE EMISSÕES DE METANO NO
TRANSPORTE POR GASODUTOS NA CADEIA DO
GÁS NATURAL
COST ESTIMATES AND METHANE ABATEMENT POTENTIAL IN NATURAL
GAS TRANSMISSION PIPELINES
Harnon Martins Ramos1, Ana Claudia Sant’Ana Pinto2, Bruna Guimarães3,
Claudia Bonelli4, Gabriela Nascimento da Silva5, Henrique Rangel6
Marcelo Alfradique7, Rafael Lemme8, Regina Fernandes9
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 reduzir
essas emissões e o cálculo do potencial e dos custos de abatimento. Como resultados, as emissões
fugitivas representaram 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 apresentaram essas
características para todos os níveis de preços de gás natural considerados. Além disso, todas as
medidas trouxeram 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 measures. To achieve
this, a generic case study was developed for the natural gas transport stage, involving three pipelines
of 113 km each and three compression stations. The methodology included infrastructure sizing, which
was conducted using the Que$tor software, estimating methane emissions, evaluating abatement
measures capable of reducing these emissions, and calculating the abatement potential and costs. As
a result, fugitive emissions represented more than 72% of methane emissions, while 28% were venting
emissions. The case study showed that there are emission reduction measures with potential economic
returns from the recovered 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.
PALAVRAS CHAVE: 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 representar 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 processo de
emissões de metano na atmosfera é acentuada
por seu elevado potencial de aquecimento global
(GWP – Global Warming 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 terrestre 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
representatividade 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 (EPA, 2024; IEA, 2024a; ICF,
2014) sobre emissões de metano na cadeia do
gás natural, incluindo: as principais fontes e os
fatores de emissão; as propriedades 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 WebMap1
da EPE e dos documentos das empresas
transportadoras de gás natural no Brasil TBG
(Transportadora Brasileira Gasoduto Bolívia),
TAG (Transportadora Associada de Gás),
GasOcidente, NTS (Nova Transportadora do
Sudeste) e TSB (Transportadora Sulbrasileira
de Gás).
3) Modelagem: Nessa etapa foi utilizado
o software Que$tor2, 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 pressões de saída de gasodutos
e as pressões de sucção de estações de
compressão, bem como entre 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$tor é um software desenvolvido pela S&P Global, focado na estimativa de custos de projetos de óleo e gás, com detalhamento de
CAPEX e OPEX para infraestruturas onshore, oshore e de regaseicação de GNL. O software possui uma base de dados de custos robusta
e detalhada em tecnologias, mão de obra, materiais, equipamentos, entre outros. O software também é útil no dimensionamento dessas
infraestruturas, na fase conceitual, e permite modelar o escoamento do gás natural nos gasodutos, auxiliando na estimativa preliminar de
parâmetros como pressão, temperatura, perda de carga, diâmetro do duto, potência dos compressores, emissões etc. Mais informações em
https://www.spglobal.com/commodityinsights/en/ci/products/questor-oil-gas-project-cost-estimation-software.html
56
Figura 1. Trecho da infraestrutura de transporte analisado. O trecho dentro da
linha tracejada representa a infraestrutura analisada.
Tabela 1: Fatores de emissão de metano para fontes selecionadas.
Fonte: elaboração própria no software Que$tor.
Fonte: Elaboração própria, com dados de EPA (2024).
Conforme mostra a Figura 1, foram modeladas
três estações de compressão (ECOMP
UPGN, ECOMP 2 e ECOMP3) necessárias
para que o gás natural pudesse percorrer três
trechos de 113 km cada, dentro das pressões
especi cadas. Adicionalmente, foi incluído
um trecho de gasoduto de 0,1 km, somente
para transportar o gás natural da Unidade
de Processamento de Gás Natural (UPGN)
(origem do gás modelado) para a primeira
estação de compressão, representando
um uxo que no caso real ocorreria dentro
da própria unidade de processamento. Foi
considerada a entrega do gás em um Citygate
no nal do sistema (Onshore sink 1). No
entanto, somente gasodutos de transporte e
estações de compressão foram consideradas
para o cálculo de emissões de metano, ou
seja, a parte da Figura 1 delimitada na linha
tracejada. Partindo dos parâmetros mapeados
na Figura 1 e realizando um processo iterativo
na modelagem, foram obtidos os seguintes
parâmetros de dimensionamento do gasoduto:
4) Estimativa do potencial de redução das
emissões das medidas de abatimento: para
esta etapa, foi necessário também estimar
as emissões de metano provenientes da
infraestrutura analisada. Os cálculos foram
feitos a partir dos fatores de emissão médios
de infraestruturas típicas dos EUA (EPA, 2024),
devido à escassez de dados públicos desse
tipo para o Brasil. A Tabela 5 apresenta as
fontes de emissão identi cadas e os dados de
fatores de emissão utilizados.
• Vazão de entrada de gás natural: 9 milhões
de m3/dia
• Extensão do gasoduto: três trechos de
113 km cada
• Diâmetro nominal do gasoduto: 20”
• Pressão de sucção das ECOMPs: 60,3 –
76 bar
• Pressão de descarga das ECOMPs: 97,8
– 106 bar
• Potência dos compressores das ECOMPs:
2,24 – 4,2 MW (dois compressores em cada
ECOMP)
Notas:
1.- Os valores se referem à média aritmética
dos fatores de emissão disponibilizados pela
EPA nos anos de 2018, 2019, 2020, 2021 e
2022 (EPA, 2024).
2.- As fontes de emissão identi cadas
neste estudo não são exaustivas, ou
seja, representam apenas exemplos de
possíveis fontes de emissão na infraestrutura
selecionada.
57
No cálculo das emissões totais da infraestrutura
analisada, multiplicou-se os fatores de emissão
da Tabela 5 por 1,3 para adaptar os valores
para a realidade brasileira (tropicalização),
conforme procedimento adotado pela Agência
Internacional de Energia, na plataforma
Methane Tracker (IEA, 2024a)3. Em relação
aos dispositivos pneumáticos, cabe ressaltar
que no mercado norte-americano existem, em
média, 3 dispositivos de alta emissão (high
bleed) e 3 de baixa emissão (low bleed) a
cada 2 ECOMPs (EPA, 2024), o que signi ca
um total entre 4 e 5 dispositivos de cada
tipo para o sistema modelado neste estudo.
Considerando que algumas atividades só
podem ser desempenhadas por dispositivos
high bleed (ICF, 2014), optou-se por simular a
troca de apenas 2 dispositivos high bleed por
low bleed no sistema, para ns ilustrativos.
Para as emissões de venting nos gasodutos,
considerou-se que a infraestrutura é composta
de 15 segmentos de gasodutos de 22,5 km (14
milhas), separados por válvulas. Dessa forma,
assume-se que é feita uma manutenção em
um segmento por ano, também para ns
ilustrativos. A de nição dos segmentos do
gasoduto teve como referência o cálculo
conservador da distância mínima média entre
válvulas, que é de 10 a 20 milhas (16 a 32 km)
(MJB&A, 2016).
5) Cálculo do custo marginal de abatimento:
o custo marginal de abatimento é um indicador
muito útil para avaliar a viabilidade técnico-
econômica de projetos de mitigação de GEE.
O indicador se refere ao custo nanceiro
de se abater uma unidade (de massa ou
energia, por exemplo) de GEE. Nesse estudo,
foram avaliadas medidas de abatimento
capazes de reduzir as emissões de metano
da infraestrutura e posteriormente calculados
seus custos marginais de abatimento. Os
cálculos levaram em consideração: os custos
de investimento e de operação e manutenção
(O&M) das medidas de mitigação; o potencial
de mitigação de cada medida; e os ganhos
econômicos4 resultantes do gás recuperado.
Seguindo a metodologia da IEA (2024b),
utilizou-se o custo de investimento (CAPEX)
anualizado, adicionado aos custos anuais de
O&M e subtraído das receitas anuais. O valor
obtido, ao ser dividido pelo potencial anual de
mitigação de emissões de metano, resultou
no custo marginal de abatimento, conforme as
equações apresentadas abaixo:
Onde:
Cabat: custo marginal de abatimento, em US$/
milhão de BTU de metano
Canual: custo anual líquido5, em US$/ano
P: potencial de abatimento anual, em milhão de
BTU de metano/ano
K: custo de capital (CAPEX) anualizado, em US$/
ano
O&M: custo de O&M (OPEX), em US$/ano
R: receita anual do gás natural recuperado, em
US$/ano, obtida mediante P e o preço da molécula
do gás natural
I: investimento inicial (CAPEX), em US$
FRC: fator de recuperação de capital
r: taxa de desconto, considerada 8% para esse
estudo (taxa real)
m: tempo de vida útil do equipamento, em anos6
3.- O Methane Tracker obtém os fatores de emissão dos países a partir de um escalonamento dos fatores de emissão da infraestrutura dos
Estados Unidos. Para o downstream 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 proveniente da recuperação do gás
natural não emitido é considerada.
6.- Seguindo a metodologia de Natural Gas STAR Program, foi adotado um padrão de 5 anos para os equipamentos referentes a todas as
medidas de mitigação, que é também o tempo em que se espera um retorno do investimento (EPA, 2014).
58
Os dados7 de custos de capital (CAPEX),
os custos de O&M (OPEX) e o potencial
de mitigação das emissões de metano (%)
relacionados à implementação das medidas
de mitigação selecionadas foram obtidos do
ICF International (ICF, 2014) e da EPA (2024).
conforme Tabela 7:
Para ajustar o CAPEX aos valores de 2023,
foram utilizados os índices de custo de
engenharia e construção (CEPCI)8 de 2014 e
2023 e para o ajuste dos custos de O&M, foi
utilizado o INPC de 2014 a 2023. Ainda, aos
custos de investimento da Tabela 7, que são
baseados no mercado dos EUA, foi adicionado
50%, com o objetivo de tropicalizar os custos.
Para o cálculo da receita do gás natural
recuperado, foi considerado como preço
de referência a média da parcela “molécula”
dos preços do gás natural Petrobras para
as distribuidoras para 2023, com valor de 12
US$/milhão de BTU (MME, 2023).
Tabela 2: CAPEX, OPEX e potencial de mitigação para medidas selecionadas.
Fonte: Elaboração própria, com dados de ICF (2014) e EPA (2024).
Notas:
1.-LDAR: Leak Detection and
Repair são programas de
detecção e reparo de vazamentos
7.- É importante destacar que não foi realizada cotação com empresas de equipamentos e serviços para estimativa de custos. Dessa forma,
os custos de CAPEX e OPEX são provenientes da literatura, com uma incerteza associada referente à etapa conceitual de projetos, de -50
a 100%.
8.- Disponível em https://toweringskills.com/nancial-analysis/cost-indices/.
59
Tabela 3: Principais fontes de emissões de metano, suas características
e as medidas de mitigação identicadas.
Fonte: Elaboração própria
3. RESULTADOS
A Tabela 3 mostra as principais fontes9 de
emissões de metano identicadas, os valores
correspondentes de emissão calculados e
A maior fonte emissora do estudo de caso foram
os seis compressores 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,
representaram 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 referência do gás.
No grá co da Figura 2, cada medida de
mitigação é representada por uma barra: sua
extensão horizontal (eixo x) mostra o potencial
de abatimento anual, e sua altura (eixo y) ilustra
seu custo marginal de abatimento, com medidas
abaixo do eixo x apresentando custo marginal
de abatimento negativo (com retorno econômico
a partir do gás recuperado, pois as receitas
superam os custos conforme a equação do custo
marginal de abatimento, Canual). Por outro lado,
as medidas acima do eixo x apresentam custo
marginal de abatimento positivo (sem retorno
econômico a partir do gás recuperado).
Conforme mostra a Figura 2, o potencial total de
abatimento das medidas analisadas refere-se a
no máximo 938 tCH4/ano, 87% das emissões
das fontes avaliadas no estudo de caso. Ressalta-
se que pode haver sobreposição do potencial
de abatimento das medidas relacionadas às
emissões fugitivas do estudo de caso, LDAR e
sistema de recuperação de degasei cação, de
forma que o abatimento total na prática pode ser
menor que o indicado.
Em termos de toneladas de CO2 equivalentes
(tCO2e), a Tabela 4 apresenta os valores de custo
marginal de abatimento e potencial de abatimento
correspondentes, para um GWP do metano10 de
27,9 (IPCC, 2023).
10.- Para um horizonte de 100 anos.
61
Foi construída uma análise de sensibilidade para
entender como variações no preço do gás natural
afetam o custo marginal de abatimento das
medidas mencionadas. A análise foi desenvolvida
considerando a faixa de preço de gás natural de 8
– 16 US$/milhão de BTU, conforme apresentado
na Figura 3.
Tabela 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 preço do gás natural
Fonte: Elaboração própria
Fonte: Elaboração própria, com dados de MME (2023).
62
A Figura 3 mostra que, para todas as medidas de
mitigação, o custo marginal de abatimento reduziu
na medida em que o preço da molécula de gás
natural aumentou. Isso se deve ao aumento da
receita anual do gás natural recuperado em níveis
maiores de preço do gás. As medidas de mitigação
“Sistema de Recuperação de Degaseicação”,
“Trocar por dispositivos de baixa emissão
(Low Bleed)” e “Captura de gás” apresentaram
custo marginal de abatimento negativo para
todos os níveis de preços considerados no
estudo de caso. Isso signica que há retorno
nanceiro, mesmo em níveis menores de preço
de gás natural, caracterizando a viabilidade
econômica da implementação destas medidas.
As medidas “LDAR” e “Esvaziamento antes da
manutenção” apresentaram custo marginal de
abatimento positivo para todos os níveis de
preços considerados no estudo de caso, ou seja,
não houve ganho econômico mesmo em níveis
maiores de preço.
Cabe notar que alterações nos parâmetros
utilizados no cálculo do custo marginal de
abatimento, como a evolução tecnológica de
algumas medidas de mitigação e até mesmo
um futuro desenvolvimento de mecanismos de
precicação de carbono, podem modicar a
viabilidade técnico-econômica das medidas e o
seu correspondente deslocamento na análise de
sensibilidade.
4. CONCLUSÃO
Este artigo buscou contribuir para as discussões
de emissões de metano na cadeia de gás natural
no Brasil, trazendo um estudo de caso com
uma proposta de metodologia de quanticação
de emissões robusta e baseada em referências
da literatura consolidadas no assunto. O objeto
do estudo de caso foi uma infraestrutura de
transporte de gás natural, simulada com base
em parâmetros típicos da malha de gasodutos
brasileira, com objetivo de estimar as emissões de
metano e avaliar a viabilidade técnico-econômica
da implantação de medidas de mitigação. Apesar
de se tratar de uma infraestrutura de transporte,
a mesma metodologia pode ser aplicada a outros
elos da cadeia do gás natural.
O estudo de caso mostrou que existem medidas
de redução de emissões com um potencial
retorno econômico a partir do gás recuperado.
Especicamente no caso estudado, três medidas
apresentaram essas características para todos
os níveis de preços de gás natural considerados.
Por outro lado, outras duas não apresentaram
viabilidade econômica para os níveis de preço
de gás natural adotados e dentro do conjunto
de premissas e parâmetros considerados. No
entanto, todas as medidas trouxeram 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. É importante notar que os custos
relacionados a instalações reais podem divergir
das médias consideradas nesta análise, devido
às diferenças dos dados disponíveis na literatura
e aos parâmetros de projeto escolhidos. Dessa
forma, ressalta-se a importância de conduzir
estudos especícos para cada infraestrutura, de
modo a identicar e priorizar medidas, que vão
ter resultados especícos para cada projeto,
tanto em potencial de mitigação quanto no custo
marginal de abatimento.
63
6. REFERENCIAS
Balcombe, P., Anderson, K., Speirs, J., Brandon, N., & Hawkes, A. (2016). The natural gas supply chain: The
importance of methane and carbon dioxide emissions. ACS Sustainable Chemistry & Engineering, 5(1), 3–20.
https://doi.org/10.1021/acssuschemeng.6b00144
Environmental Protection Agency (EPA). (2024). Inventory of U.S. greenhouse gas emissions and sinks. Annex
3.6: Methodology for estimating CH₄, CO₂, and N₂O emissions from natural gas systems. Disponível em https://
www.epa.gov/ghgemissions/natural-gas-and-petroleum-systems-ghg-inventory-additional-information-1990-
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Empresa de Pesquisa Energética (EPE). (2023). Estudos do Plano Decenal de Expansão de Energia 2032
– Gás Natural. Disponível em https://www.epe.gov.br/sites-pt/publicacoes-dados-abertos/publicacoes/
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https://www.globalmethanepledge.org/. Acesso em abril de 2024.
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statistics/data-tools/methane-tracker. Acesso em maio de 2024.
International Energy Agency (IEA). (2024b). Global Methane Tracker Documentation. Disponível em https://iea.blob.
core.windows.net/assets/d42fc095-f706-422a-9008-6b9e4e1ee616/GlobalMethaneTracker_Documentation.
pdf. Acesso em abril de 2024.
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Report Working Group I (AR6 WGI). Disponível em https://www.ipcc.ch/report/ar6/wg1/downloads/report/IPCC_
AR6_WGI_Chapter07_SM.pdf. Acesso em abril de 2023.
Methane Guiding Principles (MGP). (2023). Methane Guiding Principles. Disponível em https://
methaneguidingprinciples.org/. Acesso em maio de 2024.
M.J. Bradley & Associates LLC (MJB&A). (2016). Analysis of Pipeline and Hazardous Materials Safety Administration
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edf.org/energyexchange/wp-content/blogs.dir/38/les/2016/07/PHMSA-Blowdown-Analysis-FINAL.pdf.
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Settler, A., et al. (2022). Review of well-to-wheel lifecycle emissions of liqueed natural gas heavy goods vehicles.
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 Pereira1, Edmar Luiz Fagundes Almeida2
Marco Antonio Haikal Leite3, Sergio Luiz Pinto Castiñeiras Filho4
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 reducir la variabilidad del suministro, lo que se traduce en un abastecimiento más
able y económico.
Este artículo pretende 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 red 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 resumen, las centrales híbridas representan una estrategia prometedora para
afrontar los retos de la transición energética, ofreciendo 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 more 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 third 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
research agenda related to hybrid plants, highlighting a pilot project being developed by the Energy Institute
of PUC-Rio. In summary, hybrid power plants represent a promising strategy for meeting the challenges of
the energy transition, oering a exible and economically viable solution for electricity generation.
PALABRAS CLAVE: 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 energy transition is reshaping the
electricity sector, driven by economic, regulatory,
and technological transformations. One of the key
developments in this transition is the increasing
deployment of hybrid power plants, which integrate
multiple energy sources to enhance reliability,
optimize costs, and reduce environmental
impacts. Hybrid power plants play a crucial role
in addressing the intermittency of renewable
sources while maximizing the eciency of existing
energy infrastructure.
Hybrid power plants combine dierent primary
energy sources, such as solar, wind, hydro,
biomass, and fossil fuels, often incorporating energy
storage systems to improve supply stability. This
integration allows for better adaptation to uctuating
energy demand, reducing supply disruptions
and optimizing the utilization of transmission and
distribution networks. Consequently, hybrid power
plants contribute to system resilience, economic
eciency, and the overall sustainability of electricity
generation (Wichert, 1997; Manwell, 2004; Lazárov
et al., 2005).
The Brazilian electricity sector is undergoing
signicant changes to incorporate hybrid power
generation. The regulatory framework established
by the National Electric Energy Agency (Aneel),
particularly Normative Resolution No. 954,
provides guidelines for implementing hybrid and
associated power plants in the country. These
regulations aim to facilitate the integration of
renewable energy sources, improve grid stability,
and reduce costs associated with energy
generation and distribution. In this context, hybrid
power plants have emerged as a strategic solution
for both interconnected and isolated power
systems.
This article aims to assess the role of hybrid
power plants in the energy transition by analyzing
their technical, economic, and regulatory
aspects. Specically, it explores how hybridization
strategies can be optimized to improve
energy reliability, reduce costs, and support
decarbonization eorts. The study also examines
how hourly energy pricing, network usage costs,
and regulatory incentives inuence the adoption
of hybrid power plants, providing insights into
their economic competitiveness and potential for
widespread implementation.
To achieve this objective, the article is structured
around the following key topics:
• Denition and regulatory framework of
hybrid power plants in Brazil – An overview
of hybrid power plant congurations and
their regulation under Aneel’s Normative
Resolution No. 954.
• Impact of renewable energy penetration
on dispatchable generation – Analysis of
how the expansion of variable renewable
energy sources aects the demand for
dispatchable energy and grid stability.
• Hourly energy pricing and hybrid power
plants – Investigation of how hybrid
generation systems can optimize energy
sales and system operation under hourly
pricing mechanisms.
• Reduction of network usage costs
through hybridization – Assessment of
how hybrid plants can lower transmission
and distribution costs by optimizing energy
generation proles.
• Decarbonization potential of hybrid power
plants in isolated systems – Evaluation of
how hybridization can replace fossil-fuel-
based generation in remote areas, reducing
carbon emissions and operational costs.
• Economic competitiveness and feasibility
of hybrid power plants – Examination of
key factors inuencing the nancial viability
of hybrid systems under dierent market
conditions.
69
2. CONCEPT OF HYBRID POWER PLANTS
A variety of technological combinations may be
employed to facilitate the hybridization of existing or
novel generation systems. Potential combinations
include a wind power plant with photovoltaics and
batteries; a hydropower plant with photovoltaics;
a biomass thermal power plant with a gas power
plant and photovoltaics; among others. The
specic combinations to be pursued will depend
on the opportunities for reducing generation
costs by leveraging common infrastructures
and the complementarity of generation sources.
Furthermore, there may be signicant gains
associated with the ability to adapt energy supply
to the characteristics of demand.
The generation hybridization strategy can
be adapted to the specic characteristics of
the demand curve of a region or consumer,
considering the availability of natural resources
and local needs. The combination of dierent
energy sources in a single installation has the
potential to enhance operational eciency,
improve the reliability of electricity supply, and
reduce dependence on a single energy source.
For a power-generating plant to be considered
hybrid, the project must contain a single metering
• Case studies of hybrid generation projects
in Brazil – Presentation of real-world hybrid
power plant implementations, highlighting
their benets and challenges.
• Research agenda and pilot projects –
Discussion on ongoing research initiatives,
including the pilot hybrid power plant project
at the Energy Institute of PUC-Rio, which
aims to validate hybridization models and
assess their performance under real-world
conditions.
The article is organized into seven sections.
Following this introduction, Section 2 provides an
in-depth discussion on the concept and regulatory
landscape of hybrid power plants. Section 3
examines the impact of variable renewable energy
sources on dispatchable generation requirements
and explores the role of hybrid plants in adapting
to hourly energy pricing structures. Section 4
discusses how hybridization can reduce network
usage costs. Section 5 evaluates the potential
of hybrid power plants in decarbonizing and
reducing the costs of generation in isolated
systems. Section 6 outlines the research agenda
on hybrid power plants, with a particular focus
on experimental models and pilot projects being
developed to advance this eld. Finally, Section 7
presents the study’s conclusions.
By providing a comprehensive analysis of hybrid
power plants, this study contributes to the
understanding of their potential to accelerate
the energy transition, enhance grid stability, and
improve economic eciency in electricity markets.
system and a single license (Aneel, 2021). There
are also associated generating plants that also
integrate two or more energy sources, but with
dierent licenses and metering, which share the
same energy transmission system.
In Brazil, the National Electric Energy Agency
(Aneel) enacted Resolution regarding hybrid and
associated plants in 2021 through Normative
Resolution No. 954. This regulation involves power
plants with a capacity exceeding 5 MW, including
associated plants. A hybrid power plant is dened
as a facility that produces electricity from a
combination of dierent generation technologies,
with dierent metering per generation technology
or not, subject to a single grant. In contrast, an
associated generating plant is dened as a facility
that produces electricity from a combination of
dierent generation technologies, with dierent
licenses and metering systems, which physically
and contractually share the infrastructure for
connecting to and using the transmission system.
Figure 1 provides a schematic representation of
the hybrid and associated plant concepts.
70
Figure 1 - Hybrid and Associated Plant Arrangements (Aneel, 2021).
As illustrated in the initial chart of Figure 1, the
associated plants are organized according to a
scheme that encompasses two or more licenses
and the shared utilization of the connection.
Consequently, the aforementioned plants are
subject to two distinct metering but have a single
contract regarding the use of the transmission
system. In contrast, hybrid plants, as illustrated
in the second table, possess a single license
but employ two or more power generation
technologies. These plants can be classi ed in
two distinct manners: rstly, each technology is
associated with a distinct meter; secondly, a single
meter is utilized, with the technologies sharing the
same transmission system.
It is also important to note that separate
measurements by generation technology are
required for hybrid power plants that employ
technologies centrally dispatched by the
National System Operator (ONS). Furthermore,
it is imperative to underscore that in instances
of hybridization or association of generating
plants, there must be no compromise in meeting
contractual obligations within the regulated
framework. This is to ensure the stability and
reliability of the electricity supply.
As stated by EPE (2018), the primary advantages
of hybrid plants can be summarized as follows:
• Increased utilization of available
transmission and/or distribution system
capacity
• Optimized use of available land area
• Enhanced logistics and implementation
planning through synergies
• Operational synergies
• Shared utilization of system equipment of
restricted interest
• Reduction of generator costs with network
usage tari s
One of the rst projects to receive approval from
Aneel was the Neoenergia Renewable Complex,
comprising the associations of Neoenergia
Chafariz and Neoenergia Luzia in Figure 2.
These two solar and wind renewable energy
generation facilities are associated with the
objective of supplying energy to Paraíba. The
plants have an installed capacity of approximately
620 MW, distributed between solar panels and
wind generators connected to the National
Interconnected System, which integrates the
production and distribution of electricity in Brazil.
The total output is su cient to supply 1.3 million
homes per year (Neoenergia, 2022).
71
Figure 2 - (a) Neoenergia’s Chafariz Wind 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 - Veredas Sol and Lares oating solar power plant, in Minas Gerais (Cemig/Divulgação, 2023)
The Companhia Energética de Minas Gerais
(Cemig) has announced plans to invest over R$1.8
billion in the construction of oating photovoltaic
plant projects within the reservoirs of hydroelectric
facilities in the state of Minas Gerais as can be
seen in Figure 3. The aforementioned photovoltaic
plants will be installed at Três Marias, Cajuru,
Theodomiro Carneiro Santiago, and another yet
to be announced, with the latter scheduled for
installation in the middle of the year. The projects
are scheduled to commence in 2024 and are
anticipated to become operational between the
end of 2024 and the beginning of 2026 (Eixos,
2023).
72
The photovoltaic panels will serve the function of
integrating the hydroelectric plants into a hybrid
system. The main advantage of this system is its
capacity to generate energy during the daytime,
thereby enabling the hydroelectric plant to serve
as a form of energy storage during periods of
heightened demand that exceed the capacity
of the modules. Moreover, given the inherent
variability in the supply of photovoltaic panels, it is
essential to utilize hydroelectric power as a means
of supplementing this instability.
Another noteworthy consequence is the
prevention of evaporation from the reservoir bed.
The capture of solar radiation by photovoltaic
panels has the potential to signi cantly reduce this
phenomenon. According to a recently developed
research method by the National Water and
Basic Sanitation Agency (ANA), launched in
2021, evaporation in the South and Southeast is
estimated to be around 300 to 1000mm/year. The
implementation of oating plants has the potential
to reduce this evaporation by approximately 70%,
according to ANA studies.
The potential of hybrid plants to facilitate the
acceleration of the energy transition is well
documented. A primary characteristic of the
energy transition process in the electricity sector
is the proliferation of intermittent renewable energy
sources. In other words, these are sources whose
generation cannot be controlled and depends on
the primary source of energy, such as the sun or
wind. In particular, the signi cant proliferation of
distributed solar generation has a considerable
impact on the load curve characteristics of
electricity systems. The generation of electricity
from distributed solar sources results in a
signi cant reduction in centralized energy
3. INTRODUCTION OF HOURLY ENERGY PRICING
AND HYBRID POWER PLANTS
demand during the daytime hours. However, this
has led to a notable challenge in the ramping up
of centralized generation between 4 p.m. and
8 p.m. This alteration in the demand curve has
become known as the Duck Curve (Figure 4). The
illustration of the transformation in energy demand
characteristics with the spread of distributed
solar energy is provided by the evolution of the
daily energy demand curve in California. As solar
capacity in California continues to grow, the
midday drop in net load is decreasing, presenting
challenges for grid operators, as can be seen 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
Another illustrative case of the transformation
of the electricity demand curve is that of Spain.
Figure 5 illustrates the emergence of a negative
residual demand in May 2023. In other words, the
supply of renewable energy exceeded total energy
demand for a few hours of the day. Indeed, the
residual public electricity load reached -1.3 GW on
the afternoon of May 16. Just a few hours later, the
In addition, the case of Australia can be referenced
as a further example. As reported by the Australian
Energy Market Operator (AEMO), on December
31, 2023, negative demand was observed in
South Australia and Victoria. As illustrated in
Figure 6, distributed solar generation surpassed
total demand by 26 MW. This phenomenon
occurred on a day with temperate 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 load (total load minus energy generated
from variable renewable sources) increased to
almost 15 GW, with renewables only covering
62% of demand.
and clear skies, providing optimal conditions for
solar energy generation by photovoltaic panels.
Daily wholesale electricity prices on the same day
exhibited negative values, averaging -$66.54 ($/
MWh) and -$73.02 ($/MWh) in South Australia and
Victoria, respectively.
74
In the case of Brazil, the proportion of solar and
wind energy in the system remains insu cient to
meet the total load. Nevertheless, the in uence
of renewable energy sources on residual energy
demand is already considerable. The report,
entitled “Deep Dive Petrobras 2024,” examined the
The advent of the Duck Curve has had a profound
impact on the design of electricity markets, with a
consequent shift towards a greater emphasis on
the valuation of generation exibility and energy
storage. In other words, di erent countries have
altered how energy is priced on the wholesale
market, with the implementation of hourly pricing
systems. In this system, the price of energy tends
to uctuate in accordance with the load curve,
with the greatest uctuations occurring during
periods of peak demand (i.e., the duck’s neck).
This is due to the necessity of dispatching more
expensive sources of energy or storing energy
during these periods. The introduction of new
data provided by the National Electricity System
Operator (ONS) regarding energy demand and
consumption in Brazil on November 23, 2023.
Figure 7 illustrates the uctuations in demand for
thermal generation throughout the day.
Figure 7 - Residual demand for thermoelectric generation on November 23, 2023 (Petrobras, 2024).
Figure 8 - Hourly energy prices on the spot market in Portugal and Spain - February 21, 2024 (OMIE, 2024).
pricing mechanisms for ancillary services to
guarantee supply during periods of high demand
represents an additional aspect of the trend to
revise electricity market designs.
Figure 8 illustrates the hourly energy prices on the
spot market in Portugal and Spain on February
21, 2024. The graph demonstrates that the price
of energy in the early morning, late afternoon, and
early evening can be more than double the price
of energy during the daytime, when solar energy
generation is high.
75
In January 2021, the Brazilian electricity market
introduced hourly pricing, with the CCEE
calculating the daily Di erence Settlement Price
(PLD) for each hour of the following day. This was
based on the Marginal Operating Cost (CMO),
considering the application of the maximum (hourly
and structural) and minimum limits in force for
each calculation period and for each submarket.
The PLD serves as a reference price for the
settlement of discrepancies between contracted
and actual energy generation and consumption.
However, due to the prevailing surplus of structural
generation capacity in Brazil, the hourly PLD has
exhibited minimal variation over the past two
years. PLD values have consistently remained at
the minimum level for all hours of the day.
The advent of hourly energy pricing has caused
a signi cant economic impact on electricity
generation. Generation systems that are capable of
o ering energy at times of higher prices possess a
markedly di erent economic value than those that
are only able to generate at times of low prices.
One method of increasing the value of electricity
generation plants is to hybridize the system,
which entails integrating generation capacity from
A signi cant bene t of generating and distributing
energy through hybrid systems is the reduction
in the cost of utilizing the transmission and
distribution system (TUST, or Tari for Use of the
Transmission System, and TUSD, or Tari for Use
of the Distribution System). The aforementioned
tari s are calculated based on the contracted
transmission and distribution capacity. It is
imperative that the contracted capacity is su cient
to meet the generation peak. A generator with a
low capacity factor will result in an increased cost
of TUST and TUSD per MWh produced.
The combination of two energy sources, such
as wind and solar, whose generation curves are
considered to be almost opposite, especially in
the case of Brazil, allows the generator to produce
a greater amount of energy with the same
disparate technologies or even energy storage
systems Hybridization can facilitate the provision
of continuous energy supply, enhancing resilience
and enabling the sale of energy at times of high
prices.
One of the primary advantages of hybrid power
plants is their capacity to generate energy during
periods of peak demand, when energy prices are
typically higher. For instance, solar energy can be
generated during the daytime, when electricity
demand is typically high and prices are elevated,
considering local climate variations and the time
of day. Similarly, wind energy can be generated
at night, when demand still exists. This ability to
generate or store energy at strategic times allows
hybrid power plant owners to optimize energy
sales, supplying excess energy precisely when
prices are highest or saving it when the price is
lowest. This not only increases revenue but also
enhances the pro tability of the venture. Therefore,
hybrid power plants represent an attractive option
for investors seeking to maximize their return on
renewable energy investments.
4. HYBRID SYSTEM AS AN OPTION TO REDUCE NETWORK
USAGE COSTS
contracted transmission and distribution capacity.
Figure 9 illustrates de coupling of solar and wind
power generation. Solar power generation exhibits
a distinct diurnal pattern, with the highest output
occurring during the day, starting around 9:00
a.m., and declining around 5:00 p.m. In contrast,
wind power generation occurs between 6:00 p.m.
and 6:00 a.m. the following day.
76
Figure 9 - Average 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 records from July 1, 2019 to September 20, 2021) (LAMPS PUC-Rio).
It is thus possible to combine the two technologies
in a hybrid plant in order to create an optimized
energy curve, which demonstrates that it is feasible
to meet daily demand throughout the 24 hours
of the day, rather than just at speci c times. By
optimizing the generation process, it is possible to
enhance the Transmission System Usage Amount
(MUST), thereby facilitating an optimized demand
for energy production and distribution.
Another potential avenue for exploration is the
integration of batteries in conjunction with solar
and wind technologies. This approach could
lead to a reduction in the Distributed Energy
Power provided for in the Transmission System
Use Contract (CUST), with the surplus energy
being stored in batteries. This would allow for the
optimization of energy sales throughout the day,
irrespective of the time.
Furthermore, an increased capacity factor directly
contributes to a reduction in transmission and
distribution costs. This phenomenon occurs
because the infrastructure utilized for transmission
and distribution is sized to accommodate peak
generation. Consequently, a generator with a
low capacity factor incurs costs associated with
a substantial contracted capacity that is only
utilized during limited periods. By enhancing the
capacity factor through hybridization or integration
with storage technologies, the same contracted
infrastructure is more e ciently utilized, thereby
reducing the cost of energy transported per
unit. This enhanced e ciency in network asset
utilization leads to a reduction in the per-MWh
cost of TUST and TUSD, thereby enhancing the
overall economic viability of hybrid power plants
and contributing to an improvement in grid stability
and resilience.
77
Another signicant application of hybrid power
plants is their use in the decarbonization of isolated
electricity systems. The prevailing technological
standard for meeting energy demand in isolated
systems is the utilization of fuel oil or diesel-based
generation. Hybrid power plants can play a crucial
role in the decarbonization of isolated systems
by integrating renewable energy sources with
storage solutions. These systems can reduce
diesel dependency, lower operational costs, and
contribute to sustainability goals.
The Ministry of Mines and Energy (MME) has
established the “Energias da Amazônia” program
with the objective to reduce the utilization of
diesel oil in the isolated power systema in the
Amazon Region, which will consequently lead to
a diminution in greenhouse gas emissions. These
systems provide electricity to cities and towns that
are not connected to the National Interconnected
System (SIN), as is the case for the majority of the
country.
Moreover, the program strives to ensure the
reliability and security of the electricity supply for
over 3.1 million individuals who rely on isolated
systems. These systems provide electricity to
cities and towns that are not connected to the
National Interconnected System (SIN), as is the
case for the majority of the country. This measure
represents one of numerous actions undertaken
within the context of the energy transition, with the
dual objective of enhancing the quality of life for the
population and facilitating the development of the
Amazon region, while simultaneously contributing
to a reduction in greenhouse gas emissions.
The Ministry of Mines and Energy (MME) has
initiated a new auction process to contract supply
solutions for isolated systems, aiming to enhance
energy reliability while integrating more renewable
sources. The auctions, scheduled for December
2025, will contract 49 MW of power to serve
approximately 169,000 people in the Amazon
region. The contracts will be valid for 15 years,
5.HYBRID POWER PLANTS AS A WAY TO DECARBONIZE AND
REDUCE COSTS OF ISOLATED SYSTEMS
with energy delivery starting on December 20,
2027 (CanalEnergia, 2024).
A key innovation in this auction is the requirement
that at least 22% of the contracted energy must
come from renewable sources. This encourages
hybrid solutions that combine thermal generation
with solar, wind, or energy storage technologies.
Additionally, project developers must consider
load modulation, fuel logistics, and environmental
impact. Another provision allows for the
decommissioning of thermal plants after ve
years if the region is later connected to the SIN.
The auction will be conducted as a competitive
process where bidders submit technical and
economic proposals, with contracts awarded to
the most cost-eective and sustainable solutions
(CanalEnergia, 2024).
The initiative is of great importance for the
sustainability and energy eciency of the region,
and it also contributes to a reduction in the
costs of the Fuel Consumption Account (CCC), a
subsidy to cover all or part of the cost of the fuel
used to generate electricity in isolated systems,
thus guaranteeing aordable taris for consumers
in these remote regions.
The deployment of hybrid power plants
represents a promising approach for integrating
intermittent renewable energy sources and
storage technologies (solar, wind, biomass, mini-
hydro, batteries) with thermoelectric power. In
other words, the hybridization strategy can be
employed to minimize thermoelectric generation
and emissions, while guaranteeing energy security
and reliability for the system.
The competitiveness of hybrid systems with
batteries is contingent upon the cost of energy
storage, which can present a signicant challenge.
Nevertheless, there are locations where this
solution can be cost-eective due to the high cost
of thermal generation. In numerous locations, the
nancial and logistical costs associated with fuel
78
supply are considerable, while generation e ciency
is relatively low. This creates an opportunity for the
implementation of hybrid renewable solutions that
o er a cost-e ective alternative, as highlighted in
the report developed in partnership with World
Bank (WORLD BANK, 2023).
An example of this context can be found in the
Paci c Islands, the Caribbean, and Cayman, where
the price of energy ranges from approximately
$0.20 to $0.60 per kWh. It is also noteworthy that
sub-Saharan Africa represents another location
where the majority of energy generation is based
on fossil fuels, and where energy tari s are
comparatively favorable in comparison to those
observed in island contexts. In both cases, the
use of solar power plants with batteries, despite
their high cost, can be considered commercially
competitive in comparison to the energy provided
by fossil fuels (WORLD BANK, 2023).
The Barbers Point project in Hawaii, which is
coordinated by the Department of Hawaiian Home
Lands (2018), achieved a levelized tari of $0.112/
kWh. This was achieved under a single capacity
contract model that integrates 15 MWp of solar
energy with 15 MW/60 MWh of four-hour battery
storage capacity. In Morocco, the Noor Midelt
project, which combines solar photovoltaics with
concentrated solar power and ve-hour thermal
storage, achieved a tari of $0.07/kWh under a
mixed contract.
The energy supply on the island of Fernando
de Noronha is currently maintained by a variety
of sources, including diesel, fuel oil, and natural
gas. The primary source of energy is the diesel
thermoelectric plant, designated as UTE Tubarão.
It is comprised of three 1,286 kW generating units
and a 1,120 kW diesel generator set, resulting
in a total capacity of 4,978 kW. Furthermore, a
contingency generator park (capacity of 2,293
kW) may supply power when needed. In addition
to the energy generated by UTE Tubarão, the
island also bene ts from photovoltaic solar energy
(EPE, 2021).
The Noronha I plant commenced operation in July
2014, contributing with an installed capacity of 402
kWp. Subsequently, in July 2015, the Noronha
II plant was inaugurated, increasing the installed
capacity to 550 kWp. Currently, the Aeronautics
Command and the island’s administration are
responsible for the plants, respectively. Figure 10
illustrates the spatial distribution of photovoltaic
plants in Fernando de Noronha. The energy
generated by these plants is integrated into local
demand and deducted from the amount of energy
to be supplied by the local distributor, Neoenergia.
Figure 10 - Location of photovoltaic plants and solar panels in Fernando de Noronha (Iberdrola/Divugation, 2022).
79
Vila Restauração is a municipality located
on the border with Peru in the state of Acre.
Before the implementation of a more robust
electric infrastructure, the electricity supply was
characterized by signi cant de ciencies and
limitations. The town was previously supplied by
a diesel generator, the cost of which was borne
by the residents and the town hall of Marechal
Thaumaturgo (557 km from Rio Branco). The
lack of electricity resulted in signi cant challenges
for the 200 families residing in the village. These
challenges included the disruption of refrigeration
systems used to preserve food and the reliability of
healthcare systems in hospitals. In 2019, Energisa
assumed responsibility for the Vila Restauração
Microgrid project.
The hybrid microgrid addressed the supply
security concerns of a remote community through
the implementation of a photovoltaic solar energy
sy ste m (325 k Wp, 5 8 0 pan e ls) cou p l e d wi th l i th i u m -
ion batteries (3 modules, 828 kWh of storage
capacity), biodiesel emergency generators, and
biodigesters (RENEEGISA, 2023). This solution
has resulted in a 60% reduction in energy costs for
the community, along with a guaranteed supply
24 hours a day.
In summary, while the logistics of implementing
hybrid systems in isolated regions may be complex,
the aforementioned projects have demonstrated
Figure 11 - Remote system installed in Vila Restauração, Acre (REENERGISA, 2023).
Figure 11 depicts the hybrid system that was
implemented as part of this initiative. Given the
project’s location, it was necessary to transport
the system components by truck from ports in
the southern and southeastern regions of Brazil
to the city of Cruzeiro do Sul (AC). Subsequently,
the components had to be transported by ferry to
Vila Restauração.
e cacy in addressing energy reliability concerns,
reducing costs, and contributing to greenhouse
gas emission reduction.
80
6. TECHNICAL CHALLENGES FOR IMPLEMENTING HYBRID
POWER PLANTS AND PRACTICAL RESEARCH AGENDA
Implementing hybrid power plants across diverse
energy systems presents several technical
challenges. These include the integration of
multiple energy sources, the need for advanced
control systems to manage variability, and
the requirement for signicant infrastructure
investments. Pilot plants serve as experimental
strategies to address these challenges by
allowing for the testing and validation of hybrid
congurations under controlled conditions,
thereby facilitating the optimization of system
performance before large-scale deployment.
The integration of hybrid power plants into the
national electricity system presents a promising
avenue for innovation. This is because the optimal
hybridization strategy for generation systems
must be determined through an analysis of
demand characteristics, hourly energy prices,
and available generation sources. In light of the
ndings presented in this study, future research
should focus on rening hybridization models
to enhance energy eciency, environmental
attributes, and economic viability. Additionally,
further investigation of regulatory frameworks
in which plants may be inserted is necessary
to ensure that hybrid systems can be operated
optimally, facilitating their widespread adoption
and scalability. It is thus imperative to develop
simulation and optimization models that facilitate
the dimensioning of hybridization strategies.
Moreover, there is an opportunity to assess and
implement decarbonization strategies for the
hundreds of isolated systems throughout the
country.
The Energy Institute of PUC-Rio is dedicated to
making a signicant contribution to the research
agenda on hybrid power plants. Studies have
been conducted on the development of expert
systems capable of modeling their behavior and
performance under various load conditions and
tari modes. An investigation of the experimental
performance of a hybrid power plant pilot plant
with solar photovoltaic (SPV) generation, natural
gas (NG), battery storage, load banks, and grid
coupling, utilizing a variety of simulations and load
conditions has been carried out, to validate models
in specialized software, taking into account a
range of operational load scenarios. To this end,
a hybrid pilot plant is being constructed on the
premises of PUC-Rio in Xerém in collaboration
with GALP and Petrogal Brasil. This pilot plant
will be equipped with a 328 kWp SPV plant. A
320 kW load bank will be employed to simulate
dierent load proles, and a 138 kWh lithium-ion
battery bank with a Battery Management System
(BMS) that will communicate with the inverter and
the supervisory system will be utilized. In regard
to the natural gas system, a motor-generator of
approximately 320 kW in continuous operation will
be employed, which will also communicate with
the supervisory system. The supervisory system
is highly robust and will facilitate a multitude of
experiments, including those conducted in island
mode.
81
7. CONCLUSION
The increasing adoption of hybrid power plants
represents a strategic advancement in the
energy transition, providing a exible, ecient,
and economically viable solution for electricity
generation. The integration of dierent energy
sources within a single system helps mitigate
the intermittency of renewable sources, optimize
the use of existing infrastructure, and reduce
operational costs and environmental burdens.
The following conclusions can be drawn.
The Duck Curve has been identied as a
signicant prot opportunity for hybrid power
plants, as it underscores the necessity for exible
generation to meet demand during periods of
high consumption variability.During daylight
hours, high solar generation reduces the demand
for energy from other sources, resulting in low or
even negative electricity prices in certain markets.
However, in the late afternoon and early evening,
when solar generation experiences a decline
and demand surges, electricity prices undergo
a substantial increase. Hybrid power plants that
integrate renewable sources with storage or
thermal generation can optimize their prots by
strategically storing energy during low-cost periods
and releasing it during high-demand hours, when
electricity is more expensive. This operational
strategy enables revenue maximization, ensures
reliable supply, and contributes to grid stability,
making it a compelling solution from both technical
and economic standpoints.
Additionally, the capacity factor of hybrid power
plants plays a crucial role in reducing operational
costs and increasing the eciency of the electrical
system. By combining dierent energy sources,
such as solar, wind, thermal, and storage, these
plants can operate at a higher capacity factor
than standalone plants, optimizing the use of
installed infrastructure. This increased utilization
reduces the need for additional investments in
backup generation and lowers costs related to
transmission and distribution system usage fees.
Additionally, by improving generation predictability
and reducing dependence on intermittent
sources, hybrid power plants provide greater
stability to the electrical system, decreasing the
need for dispatching more expensive sources,
such as fossil fuel-powered thermal plants. As a
result, in addition to making energy generation
more competitive, these plants contribute to a
more ecient and sustainable power sector.
Additionally, hybrid power plants can play a
crucial role in decarbonizing isolated systems
by decreasing fossil fuel dependence and
promoting a more sustainable energy supply. The
technical, regulatory, and economic challenges
that remain can be overcome through improved
simulation models, optimized public policies, and
technological advancements, positioning hybrid
power plants as a denitive solution for future
power systems.
The study presented reinforces the importance
of research and the development of experimental
projects, such as the pilot plant at the Energy
Institute of PUC-Rio, to validate hybridization
models and strategies. Through controlled
experiments, it is possible to analyze the
technical and economic feasibility of dierent
hybrid congurations, ensuring their large-scale
application with more reasonability than just
counting on simulations already widespread in
literature. Furthermore, regulation must evolve
alongside these advancements, promoting
incentives for hybrid technology integration and
ensuring these systems remain competitive in the
energy market.
Thus, the adoption of hybrid power plants
can accelerate the global energy transition,
contributing to a more resilient, sustainable, and
accessible future for all.
82
8. REFERENCES
[1] AEMO Energy (@AEMO_Energy), 2022. Disponível em: https://twitter.com/AEMO_Energy/
status/1742022945785217158. Acesso em: 26 de fev. de 2024.
[2] ANEEL (2020). Resolução Normativa nº 875, de 2020. Brasília, DF, 2020. Disponível em: https://www2.
aneel.gov.br/cedoc/ren20231079.html. Acesso em: 20 de fev. de 2024.
[3] ANEEL (2020). Resolução Normativa nº 876, de 2020. Brasília, DF, 2020. Disponível em: https://www2.
aneel.gov.br/cedoc/ren20231079.html Acesso em: 20 de fev. de 2024.
[4] ANEEL (2021). 45ª Reunião Pública Ordinária ANEEL – 30/11/2021 – Parte 1. ANEEL. Sessão pública,
Brasília, 2021b.
[5] ANEEL (2021). Resolução Normativa nº 954, de 2021. Brasília, DF, 2021. Disponível em: https://www2.
aneel.gov.br/cedoc/ren2021954.html. Acesso em: 20 de fev. de 2024.
[6] ANEEL (2023). ANEEL aprimora resolução que trata do enquadramento e denição de faixa de potência
de centrais geradoras associadas. Disponível em: https://www.gov.br/aneel/pt-br/assuntos/noticias/2023/aneel-
aprimora-resolucao-que-trata-do-enquadramento-e-denicao-de-faixa-de-potencia-de-centrais-geradoras-
associadas. Acesso em: 24 fev. 2024.
[7] BRASIL. Ministério de Minas e Energia (MME). Decreto nº 11.648, 17 de ago. de 2023. Estabelece
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[8] CANALENERGIA (2024). Ventos de Santa Eugênia inicia primeira etapa da operação. Disponível
em: https://www.canalenergia.com.br/noticias/53235315/ventos-de-santa-eugenia-inicia-primeira-etapa-da-
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[9] CEMIG (2023). Cemig vai investir R$ 1,8 bi em usinas solares utuantes em hidrelétricas. Disponível
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[14] Ruddy, Gabriela. “Cemig Vai Investir R$ 1,8 Bi Em Usinas Solares Flutuantes Em Hidrelétricas.” Eixos,
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83
[16] EPE – EMPRESA DE PESQUISA ENERGÉTICA. Identicação do Potencial Energético de Fernando de
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[29] MONTENEGRO, S. Aneel abre consulta pública sobre edital do leilão dos sistemas isolados. CanalEnergia,
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84
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[35] REENERGISA (2023). Projeto Vila Restauração ganha premiação The Smarter E Award. Disponível em:
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[36] Statkraft aprova a construção de dois projetos Solares Híbridos na Bahia. Disponível em: https://www.
statkraft.com.br/sala-de-comunicacao/ultimas-noticias/2023/statkraft-aprova-a-construcao-de-dois-projetos-
solares-hibridos-na-bahia/. Acesso em: 27 fev. 2024.
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[38] WICHERT, B. (1997). PV-diesel hybrid energy systems for remote area power generation — A review of
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[39] WORLD BANK. Hybrid Power Purchase Agreements: A Guide to Solar-Plus-Storage Projects. Washington,
D.C.: World Bank, 2023.
85
IMPACTO ECONÓMICO DE LA ENERGÍA
RENOVABLE EN LA OPERACIÓN DEL SISTEMA
ELÉCTRICO NACIONAL DE LA REPÚBLICA
DOMINICANA 2024
ECONOMIC IMPACT OF RENEWABLE ENERGY ON THE OPERATION OF THE
NATIONAL ELECTRIC SYSTEM OF THE DOMINICAN REPUBLIC 2024
Peter Agustín Santana Ciprián1
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 desarrollo 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 renovable representó 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 entre políticas energéticas, desarrollo de infraestructura y colaboración entre
actores del sector para garantizar un sistema eléctrico seguro 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 renewable 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 represented 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 underscores the importance
of eective coordination between energy policies, infrastructure development, and collaboration among
industry stakeholders to ensure a secure and aordable electricity system.
PALABRAS CLAVE: impacto económico, energía renovable, sobrecosto, 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 climático se presenta como uno de los
retos más signicativos que enfrenta la humanidad
en el siglo XXI (Nations, s/f-a). Este fenómeno se
reere a las transformaciones a largo plazo en las
temperaturas y los patrones climáticos en todo
el planeta (Intergovernmental Panel on Climate
Change (IPCC), 2023a).
Si bien el cambio climático ha sido parte de la
historia de la Tierra, la intervención humana ha
acelerado este proceso de forma alarmante en los
últimos años (Intergovernmental Panel on Climate
Change (IPCC), 2023b).
Las principales causas incluyen las emisiones de
gases de efecto invernadero generadas por la
quema de combustibles fósiles, la deforestación
y prácticas agrícolas insostenibles (Un resumen
para Cambio Climático 2021: todo el mundo, s/f).
El cambio climático representa una amenaza
existencial para nuestro planeta, que exige
acciones inmediatas y decisivas (UNFCCC Nav,
s/f). En este contexto, la transición a sistemas de
energía renovable no es solo una opción, sino un
imperativo para reducir las emisiones de carbono
y garantizar un futuro sostenible (IRENA, 2019).
Los países de todo el mundo han reconocido
la urgencia de esta situación, y muchos de
ellos están llevando a cabo la implementación
de políticas nacionales que fomentan el uso de
energías renovables como una estrategia para
mitigar los riesgos asociados al cambio climático.
(Nations, s/f-b) ,(Khasru & Ambrizzi, s/f)
La República Dominicana se encuentra en
un proceso crucial de transición energética,
moviéndose hacia fuentes de energía más
sostenibles y adaptándose a las realidades
operativas del país. Este desarrollo se enmarca
en políticas energéticas que buscan asegurar
un suministro seguro y conable para todos los
sectores de la economía. (Energía y Minas, s/f),
(“Estrategia Nacional de Desarrollo Ley 1-12”,
2012) ,(Domingo, 2014)
El país ha comenzado a implementar una serie
de iniciativas que respaldan este objetivo,
reconociendo la importancia de lograr una
energía accesible y a precios justos para toda la
población. (“Estrategia Nacional de Desarrollo Ley
1-12”, 2012) ,(Tejada, 2023),(Instituto de Energía de
la UASD, 2024),(Tejada, 2023).
En línea con los compromisos internacionales
sobre descarbonización (Tejada, 2023), el país
se ha propuesto que para 2025, el 25% de su
energía provenga de fuentes renovables (Ley
No 57-07, s/f); y para 2030, este porcentaje
aumentará al 30% dentro del Sistema Eléctrico
Nacional Interconectado (SENI).(Análisis regional
prospectivo sobre los objetivos de RELAC, s/f),
(Declaración de principios RD rmada, s/f)
Sin embargo, la dependencia de combustibles
fósiles para la generación térmica hace a la
República Dominicana vulnerable a uctuaciones
geopolíticas y económicas. Esta situación
subraya la importancia de diversicar las fuentes
energéticas mediante la incorporación de energías
renovables. (Ley No 57-07, s/f), (“Estrategia
Nacional de Desarrollo Ley 1-12”, 2012)
Este estudio busca examinar el efecto económico
de las energías renovables en el Sistema Eléctrico
Nacional Interconectado (SENI) durante el año
2024. Se considerarán dos escenarios: (1) el
funcionamiento actual del sistema con su matriz
energética vigente y (2) una simulación económica
que no contemple la generación de energía
renovable.
La organización del trabajo se divide en cinco
secciones: esta introducción, la metodología
y el alcance del estudio, un análisis general del
SENI, la presentación de resultados y, nalmente,
conclusiones y recomendaciones clave para
facilitar la transición energética.
89
2.CONSIDERACIONES METODOLÓGICAS
Esta sección aborda las consideraciones
metodológicas clave que orientarán el análisis del
impacto económico de las energías renovables en
el funcionamiento del Sistema Eléctrico Nacional
Interconectado (SENI) para el año 2024.
Se detallan los criterios y supuestos establecidos
para garantizar la validez y consistencia de los
resultados, lo que es fundamental para una
evaluación precisa de la inuencia de las energías
renovables en la operación del SENI.
El objetivo es analizar el despacho derivado de
la operación real del Sistema Eléctrico Nacional
Interconectado (SENI), subrayando la validez
de dicho despacho a pesar de la existencia de
unidades generadoras en operación forzada1
(“Reglamento para la Aplicación Ley 125-01”,
s/f), es decir, aquellas que funcionan fuera de
su programación óptima.
Se sostiene que el despacho obtenido
es representativo y relevante en diversas
circunstancias, incluyendo escenarios en los que
la reserva2 (“Reglamento para la Aplicación Ley
En los periodos (horas) en que se observe una
ponderación3 (ORGANISMO COORDINADOR
Manual de Procedimientos Comerciales, s/f)
notable en el costo marginal, se aplicará el
siguiente criterio para identicar la unidad marginal
La metodología propuesta busca asegurar que
los resultados obtenidos no solo sean relevantes,
sino también aplicables a la realidad del sistema
eléctrico en el contexto de la transición hacia
fuentes de energía más sostenibles.
2.1 Despacho de Operación Real
2.2 Determinación de la Unidad Marginal
125-01”, s/f)disponible podría haber sustituido
la generación de fuentes renovables sin que ello
conllevara un aumento en los costos marginales y
operativos del sistema eléctrico.
Este enfoque facilita una comprensión
profunda de las dinámicas operativas del SENI
y su inuencia en la eciencia económica del
suministro eléctrico.
1.- Fuera del despacho económico, pero que son requeridas en el SENI, por diferentes restricciones propias 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 requerían que tuvieran operando en línea y por tanto deben ser
compensadas económicamente.
2.- Las condiciones de operación en tiempo real determinan la operación dentro de los parámetros dictado por la Normativa, primero de
seguridad y luego económico. Se debe mantener un cierto margen de reserva, respectar los tiempos mínimos de operación y tiempo mínimo
entre parada y arranque, así como las restricciones 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 referencia.
en el cálculo extendido (sustitución de generación
renovable por generación térmica):
90
• Se denirá como unidad marginal aquella
que haya registrado el costo marginal
durante el 80% o más del tiempo en la hora
de referencia. Esta unidad, que pudiera ser
la más cara o la más barata dentro de la
hora de referencia, será empleada para el
cálculo del costo marginal estimado.
• Si ninguna de las unidades cumple con el
umbral del 80%, se optará por seleccionar
• Cálculo con costo marginal tope4
(“Reglamento para la Aplicación Ley 125-
01”, s/f): se aplicará un límite máximo al
costo marginal.
• Cálculo sin costo marginal tope: se
realizará el cálculo sin restricciones en el
costo marginal.
1. Desabastecimiento (“Reglamento para
la Aplicación Ley 125-01”, s/f): En los casos
donde la generación térmica disponible no
sea suciente para suplir la demanda, se
asumirá un costo de desabastecimiento
equivalente al costo marginal tope.
2. Mercado Spot5 (“Reglamento para la
Aplicación Ley 125-01”, s/f): Se considerará
que toda la generación se despacha al
Mercado Spot.
como unidad marginal la que tenga el costo
de despacho más reducido en esa hora.
Este enfoque está diseñado para minimizar
la incertidumbre en la estimación del costo
marginal.
Se realizarán dos cálculos del costo operativo
(Avi-Itzhak, 1977)y marginal, en adición al costo
operativo real del despacho:
Para simplicar el análisis, se aplicarán los
siguientes supuestos:
La comparación de estos resultados con el costo
operativo real permitirá estimar el sobrecosto
2.3 Cálculo del Costo Operativo y Marginal
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 mercado: Spot y por Contrato.
potencial de la operación del sistema si la matriz
energética estuviera compuesta exclusivamente
por generación a base de combustibles fósiles.
El análisis se centrará en el efecto combinado de
la generación solar y eólica.
Los resultados se presentarán como
valores mensuales, calculados a partir de
los valores diarios resultantes.
91
• Informes Diarios de Operación6 (Informes
Diarios de Operación, 2024): Emitidos por
el Organismo Coordinador7 del Sistema
Eléctrico Nacional Interconectado (OC),
estos informes proporcionan datos sobre
el despacho de generación por fuente y la
demanda.
• Predespacho Diario de Operación
(Programación Semanal de Operación,
2024): También emitido por el OC, este
informe contiene las listas de mérito de
despacho.
La información para la realización de este análisis
provendrá de las siguientes fuentes:
Esta sección describe la metodología empleada
para estimar el impacto económico de la
generación renovable (solar y eólica) en el Sistema
Eléctrico Nacional Interconectado (SENI).
El análisis compara los costos marginales, la
valorización de la energía y los costos operativos
Con estas consideraciones metodológicas, se
busca asegurar un análisis riguroso y coherente
del impacto económico de las energías renovables
en el SENI.
La metodología se basa en la sustitución de la
generación renovable real por la generación
térmica disponible, conforme a la normativa
vigente.
Se recopilan datos horarios de generación,
demanda, costo marginal y costo operativo del
SENI.
Luego, se realiza un cálculo extendido donde
la generación renovable es reemplazada 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: registro de evento de generación e información de operación. Nota: Se requiere credenciales (usuario + clave) para poder accesar
a la plataforma. Plataforma manejada por el OC.
• Plataforma REGIO8 (Costo Marginal,
2024): Esta plataforma, manejada por el
OC, registra información preliminar sobre el
costo marginal.
• Costo Marginal Tope: Valor establecido
como límite máximo para el costo marginal.
3. METODOLOGÍA
resultantes de la operación real del sistema con
los costos estimados si la generación renovable
fuera sustituida por generación térmica.
generación térmica, utilizando criterios especícos
para seleccionar la unidad térmica sustituta.
Finalmente, se comparan los resultados obtenidos
con y sin generación renovable.
92
Se mantienen los siguientes supuestos:
• En caso de no haber su ciente generación
térmica para suplir la demanda, se asume
un costo de desabastecimiento equivalente
al costo marginal tope.
La valorización de la energía en el Mercado Spot
resultante de la operación (Vems) se calcula:
Para el cálculo del costo operativo (Cost Opr) , se
sustituye la generación renovable real (Genr) de
la ecuación (1) por generación térmica disponible
(Genrd).
En la normativa local, existe un tope marginal
que limita el valor máximo del costo marginal
y es establecido, por la Superintendencia
de Electricidad, por resolución anualmente y
actualizado mensualmente.
Es el valor máximo de costo marginal reconocido
en la operación diaria del sistema eléctrico
nacional.
Sustituyendo la ecuación (4) en la ecuación (1) se
deduce la ecuación.
Donde:
Vems: Valorización de la energía en el
Mercado Spot resultante de la operación.
Cmg: Costo marginal real resultante de la
operación.
3.2 Supuestos Clave
3.3 Cálculo de la Valorización de la Energía en el Mercado Spot (Vems)
3.4 Cálculo del Costo Operativo con Sustitución de Generación Renovable
3.5 Consideración del Tope Marginal
• Se considera que toda la generación se
despacha al Mercado Spot.
Gent: Generación preveniente de
generadores térmicos.
Genr: Generación preveniente de
generadores renovables.
CVD: Costo variable de despacho de
generadores térmicos.
CVP: Costo variable de producción de
generadores térmicos.
FD: Factor de nodo.
93
El procedimiento de cálculo consiste en lo
siguiente: el Cmg real, cambia por el Cmgr ya
que se está aumentado la generación térmica
requerida para suplir la demanda, al sustituir la
generación renovable por generación térmica
equivalente (en valor) para mantener el natural
equilibrio generación - demanda, requerido en la
operación del sistema eléctrico.
Sustituyendo Cmg de la ecuación (5) por Cmgr,
nos queda la ecuación :
En síntesis:
Se presenta una metodología para el cálculo del
costo marginal y el costo de despacho horario
diario en el sistemas de generación eléctrica de la
República Dominicana.
Se inicia con el cálculo basado en el despacho
derivado de la operación real, lo que permite una
evaluación precisa de los costos asociados.
Posteriormente, se introduce un cálculo extendido
que reemplaza la generación renovable por su
equivalente en generación térmica, utilizando
como referencia la última unidad térmica resultante
del despacho en tiempo real.
Esta aproximación busca proporcionar una mejor
comprensión de los costos en la operación de
sistemas eléctricos, facilitando una evaluación
más robusta de la viabilidad económica de
las fuentes de energía renovables frente a las
convencionales.
Donde:
Vemsr: es la valorización de la energía en
el Mercado Spot potencial sin la operación
de generación renovable.
Cmgr: es el costo marginal resultante
de sustituir la generación renovable por
generación térmica equivalente en valor.
Para ese caso, en la ecuación (6) se
considera el costo marginal resultante sin
ninguna restricción de costo.
3.6 Procedimiento de Cálculo Extendido
Este trabajo presenta un análisis exhaustivo de un
año completo de operación del Sistema Eléctrico
Nacional Interconectado (SENI) de la República
Dominicana, abarcando desde el 1 de enero
hasta el 31 de diciembre de 2024.
Se examinan todas las horas, días, meses y
estaciones del año para capturar la variabilidad
de la demanda y generación del sistema eléctrico.
El enfoque del análisis es económico, comparando
los costos operativos y marginales en condiciones
de despacho similares, tanto en escenarios que
incluyen generación renovable (eólica y solar)
como en uno hipotético donde estas fuentes
están ausentes.
4. ALCANCE
Este estudio se centra exclusivamente en la
evaluación del impacto de la generación eólica
y solar, excluyendo otras fuentes de energía
renovable, proporcionando así una visión clara de
su in uencia en el sistema eléctrico dominicano,
destacando la importancia de estas fuentes
renovables en la sostenibilidad y e ciencia del
sistema eléctrico del país.
94
La transformación del Sistema Eléctrico Nacional
Interconectado de la República Dominicana
constituye un proceso esencial en la evolución del
sector energético del país.
Se está trabajando en el proceso de transformación
del Sistema Eléctrico Nacional Interconectado de la
República Dominicana (SENI) con el n de alcanzar
el objetivo de satisfacer el 30% de la demanda
eléctrica nacional a través de fuentes de energía
renovables no convencionales para el año 2030.
(Declaración de principios RD rmada, s/f)
5. SISTEMA ELÉCTRICO NACIONAL INTERCONECTADO DE LA
REPÚBLICA DOMINICANA
A continuación, se examina la situación actual del
Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (SENI)
de la República Dominicana, abordando los
desafíos y benecios que enfrenta en un contexto
de creciente demanda energética y sostenibilidad.
El SENI ha experimentado un crecimiento9
promedio interanual de la demanda eléctrica
de 3.2% (Santana, s/f) , (Aquino et al., 2024),
acompañado de un aumento en la capacidad de
generación, principalmente a través de fuentes de
energía solar (Aquino et al., 2024).
En la actualidad (2024), el 16.6 % de la demanda
del SENI se suple con generación de energía
renovable, distribuido entre la generación
hidroeléctrica (5.7 %) y el 10.9 % restante
A continuación, desglosamos las estadísticas
subyacentes para ofrecer una comprensión
completa y matizada de los resultados de la
Operación 2024.
La gura 1 ilustra la demanda eléctrica de energía
suplida a lo largo de los 12 meses del año 2024,
que totalizó 25,011. 20 GWh.
Al analizar la gura, se puede observar que, entre
los meses de julio y octubre, el consumo de
5.1 Situación Actual
5.2 Resultado Operación 2024: Estadísticas Clave para Entender el Panorama
proveniente de fuentes eólicas, solares y biomasa.
(Aquino et al., 2024)
La capacidad10 instalada total del SENI es de
5,985.34 MW, con una proporción de 66.26 %
de generación térmica y 33.74 % de generación
renovable. De este último porcentaje, el 22.83 %
corresponde a capacidad instalada a base de
energía eólica y solar.(Aquino et al., 2024).
5.2.1 Generación Eléctrica
electricidad superó los 2,200 GWh, alcanzando
su punto máximo en octubre, con una demanda
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 analiza la demanda máxima del
Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (SENI)
durante el año 2024, destacando un pico de 3,812
MW registrado en octubre.
A lo largo de los 12 meses, la demanda se mantuvo
consistentemente por encima de los 3,000 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 Coordinador.
Fuente: Construcción realizada a partir de los informes diarios de operación del SENI, emitidos por el Organismo
Coordinador.
que sugiere un incremento notable en el consumo
energético.
Los resultados indican patrones estacionales y
picos de demanda, lo que permite identi car los
meses críticos donde se requerirá una mayor
capacidad de generación.
96
En la gura 3 se ilustra la contribución de las
fuentes de generación térmica y renovable en la
satisfacción de la demanda energética durante el
año 2024.
Los resultados muestran que el 83% de la
demanda fue cubierta por generación térmica,
La gura 3 ilustra que la matriz eléctrica del
Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (SENI)
se basa principalmente en la generación térmica.
Esta matriz está compuesta por fuentes de
energía como el gas natural, el carbón mineral y el
fuel oil (No. 6 y No. 2).
En el año 2024, la generación térmica a partir de
gas natural representó el 39.7 % del total, mientras
que el carbón mineral contribuyó con un 31.7 %.
El restante 11.7 % de la generación se originó del
fuel oil, tal como se detalla en la tabla 1.
Estos datos re ejan la estructura de la generación
eléctrica en el SENI, destacando la predominancia
5.2.3 Generación por Fuente
mientras que el 17% restante provino de fuentes
renovables no convencional.
Figura 3 - Participación (%) de la generación térmica y renovable en el Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (SENI)
durante el año 2024.
Fuente: Elaboración propia basada en los informes diarios de operación del SENI, proporcionados por el Organismo
Coordinador.
del gas natural y el carbón mineral en la matriz
energética del país.
97
En relación con el 17 % de la generación de
energía renovable generada durante 2024, se
observa que un 10.2 % de esta energía proviene
de fuentes eólicas y solares, siendo estas el eje
central de este estudio, proporcionando un marco
que permite analizar el impacto económico de
Tabla 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 proporcionados por el
Organismo Coordinador.
esta fuente en la evolución de la matriz energética
y su relevancia en el camino hacia un modelo más
sostenible.
En la gura 4 se analiza la curva de oferta de
generación eléctrica para el año 2024 en el
Sistema Eléctrico Nacional Interconectado
(SENI), evaluando tres escenarios de capacidad
instalada, máxima y promedio de generación.
Se presenta la demanda máxima estimada para el
año, junto con una curva de costos por tecnología,
clasicada desde la unidad más económica hasta
la más costosa.
Los resultados indican que, bajo los tres escenarios
analizados, la capacidad de generación disponible
es teóricamente suciente para satisfacer la
demanda máxima de potencia de 3,811 MW,
predominantemente utilizando generación a base
de gas natural.
Sin embargo, la realidad, reejada en los datos
presentados, revela que fue necesario recurrir a
5.2.4 Curva de Oferta Generación Eléctrica
todas las fuentes de generación disponibles para
cumplir con la demanda energética del año 2024.
Este análisis subraya la importancia de diversicar
las fuentes de generación para asegurar la
estabilidad y cobertura de la demanda eléctrica
en el sistema.
98
Figura 4 - Evaluación de la relación entre la oferta de generación y los costos variables de despacho en el SENI en el
transcurso de 2024.
Fuente: Elaboración propia basada en los reportes diarios de operación del SENI, así como en los informes mensuales de
operación real y los programas de operación semanal proporcionados por el Organismo Coordinador.
En la gura 5 se ilustra de manera grá ca la curva
de demanda junto con el costo de la tecnología
empleada para satisfacer dicha demanda.
Esta representación muestra que las tecnologías
renovables tienen un costo de despacho igual a
cero.
Para cubrir la demanda del Sistema Eléctrico
Nacional Interconectado (SENI) en el año 2024,
fue necesario recurrir a todas las tecnologías
térmicas disponibles, comenzando por la más
económica, que es el carbón, y nalizando con
la más costosa en términos variables, que es el
Fuel Oil No. 2.
A partir de la curva de costo variable de despacho
presentada en la gura 5, se concluyó que el costo
promedio anual de generación utilizando gas
natural es un 52% superior al de la generación a
partir de carbón.
5.2.5 Curva de demanda: claves para entender su costo
Además, el costo del fuel oil No. 6 es un 47.3% más
alto que el del gas natural, mientras que el costo de
generación con fuel oil No. 2 supera en un 188.4%
al costo de generación con fuel oil No. 6.
Estos datos in uirán en el costo marginal,
operativo y la valorización de la energía, aspectos
que se abordarán más adelante al comparar la
generación renovable (solar y eólica) con su
equivalente en generación térmica, según su
disponibilidad y orden de mérito.
La información presentada en la gura 5 es crucial
para entender la dinámica de costos en el sistema
eléctrico nacional, especialmente en el contexto
de la transición hacia fuentes de energía más
sostenibles.
La necesidad de integrar tecnologías térmicas
para satisfacer la demanda resalta la importancia
de evaluar los costos asociados a cada tipo de
generación, lo que permitirá una mejor plani cación
y optimización del sistema energético en el futuro.
99
Figura 5 - Costos de Despacho y Curva de Generación SENI 2024.
Fuente: Elaboración propia basada en los reportes diarios de funcionamiento del SENI y los planes de operación semanal
proporcionados por el Organismo Coordinador.
Dado que la República Dominicana es un país
insular sin interconexiones con otros sistemas
eléctricos regionales, la con abilidad y seguridad
del SENI dependen de su propia capacidad.
La alta penetración de energías renovables
presenta desafíos importantes para la operación
del sistema e infraestructura de transmisión,
incluyendo restricciones operativas, vertimiento
de energía y salidas forzadas de cargas, que
pueden reducir la con abilidad del sistema.
A pesar de estos desafíos, la energía renovable ha
contribuido a la reducción de los costos operativos
del SENI, disminuyendo la dependencia de los
combustibles fósiles y la exposición a la volatilidad
de sus precios.
Además, fomenta la independencia energética y
reduce la huella de carbono del país.
El marco normativo existente, diseñado hace más
de 20 años para una matriz energética basada
en generación térmica, necesita ser actualizado
para adaptarse a las nuevas tecnologías y a la
variabilidad de las fuentes renovables.
Se están realizando esfuerzos a nivel de políticas
energéticas, infraestructura, plani cación y
5.3 Desafíos y Bene cios
normativa para integrar una alta concentración
de energías renovables variables, asegurando
la continuidad del servicio de forma segura,
con able y asequible para toda la población y los
medios productivos del país.
Se espera que, en los próximos años, el sistema
eléctrico nacional de la República Dominicana
pueda reducir aún más la huella de carbono de la
matriz eléctrica, disminuir el uso y la dependencia
de los combustibles fósiles y reducir el costo de
la energía.
En síntesis: La transformación del Sistema
Eléctrico Nacional Interconectado de la República
Dominicana es un paso crucial hacia un futuro
energético más sostenible, donde se busca
satisfacer un 30% de la demanda eléctrica con
fuentes renovables para 2030.
A pesar de los desafíos que enfrenta, la integración
de energías renovables no solo promete
reducir costos operativos y la dependencia
de combustibles fósiles, sino que también
representa una oportunidad para modernizar la
infraestructura y normativa del sector energético
del país.
100
Este trabajo tiene como objetivo estimar
el sobrecosto asociado a la operación del
Sistema Eléctrico Nacional de la República
Dominicana (SENI) en un escenario hipotético en
el que la demanda de electricidad se satisciera
exclusivamente mediante fuentes de generación
de origen fósil.
A través de un análisis exhaustivo de los costos
operativos y la comparación con la actual matriz
energética del país, se busca determinar las
implicaciones económicas de una dependencia
total de combustibles fósiles.
6. IMPACTO ECONÓMICO DE LA DEPENDENCIA FÓSIL:
CUANTIFICACIÓN DEL SOBRECOSTO EN LA OPERACIÓN DEL
SISTEMA ELÉCTRICO DOMINICANO
Los resultados de este estudio proporcionan
una comprensión más profunda de los desafíos
nancieros y ambientales que enfrenta el SENI, así
como la importancia de diversicar las fuentes de
energía para garantizar la sostenibilidad y eciencia
del sistema eléctrico nacional.
A partir de los resultados presentados en la tabla
1 y la gura 3, así como de la disponibilidad de
generación y los costos reejados en las guras
4 y 5, se desarrolla el análisis que se aborda en
este estudio.
De la generación total, que representa un 17%
proveniente de fuentes renovables, se destaca
que un 10.2% corresponde a la energía eólica y
solar.
Esta porción de generación renovable será
reemplazada por la generación térmica disponible
para calcular el costo marginal, la valorización
de la energía y los costos operativos que
habría asumido el Sistema Eléctrico Nacional
Interconectado (SENI) en el año 2024, en caso
de que no se contara con la energía renovable
que operó durante todo ese año, manteniendo las
mismas condiciones operativas que se dieron en
el presente.
El análisis se centra en la relación entre la
generación de energía renovable y la térmica,
considerando que la energía eólica y solar
6.1 Evaluación de Costos en el Sistema Energético Nacional Resultado Operación 2024:
Estadísticas Clave para Entender el Panorama
representa una parte signicativa de la matriz
energética.
Se busca evaluar el impacto económico que
tendría la ausencia de estas fuentes renovables
en el sistema eléctrico, utilizando como referencia
los datos de generación y costos disponibles.
La evaluación se realiza bajo la premisa de que,
si las condiciones operativas se mantuvieran
constantes, se podría estimar el costo que el
SENI habría enfrentado sin la contribución de la
energía renovable.
Este análisis es fundamental para la planicación
futura y la toma de decisiones en el sector
energético, especialmente en un escenario donde
la sostenibilidad y la eciencia son cada vez más
relevantes.
101
De acuerdo con las consideraciones y la
metodología previamente mencionadas, así
como lo expuesto en la sección 6.1 , se presenta
en la gura 6 el resultado del costo marginal
promedio mensual del Sistema Eléctrico Nacional
Interconectado (SENI) para los doce meses del
año 2024.
La gura 6 muestra el resultado de tres (3)
escenarios de costo marginal promedio, donde:
A pesar de que el costo marginal promedio sin
energías renovables no convencionales (Cmg
sin Tope – Sin ERNC) suele ser superior al costo
marginal promedio sin ERNC con un límite
establecido (Cmg con Tope - sin ERNC) , la gura
6 revela que en los meses de enero, abril y junio
los resultados son equivalentes.
En otros meses, la diferencia observada es inferior
a 1 US$/MW. Esta situación puede atribuirse a la
escasez de generación disponible para satisfacer
la demanda, lo que llevó a utilizar el costo marginal
promedio sin ERNC con un límite (Cmg con Tope
- sin ERNC) como opción para realizar el cálculo.
Además, la gura 6 indica que el costo marginal
promedio real de la operación es más bajo cuando
se utiliza energía renovable en comparación con
su ausencia.
1. Cmg Real: Costo Marginal Real:
Costo marginal efectivo derivado de las
operaciones realizadas en el año 2024.
2. Cmg con Tope - sin ERNC : Costo
marginal resultante del escenario de
sustituir la generación de energía renovable
no convencional, ERNC – para este caso,
solar y eólica -, por generación térmica
de acuerdo con su orden de mérito y
disponibilidad diaria durante el año 2024.
Además, este costo marginal, se presente
con la restricción de coste marginal tope11,
(“Reglamento para la Aplicación Ley 125-
01”, s/f ).
3. Cmg sin Tope – Sin ERNC : Costo
marginal resultante del escenario de
sustituir la generación de energía renovable
no convencional, ERNC – para este caso,
solar y eólica -, por generación térmica de
acuerdo su orden de mérito y disponibilidad
diaria durante el año 2024. Este cálculo no
toma en cuenta el valor máximo de costo
marginal denido en la normativa vigente,
sino más bien, se deja que las condiciones
(simuladas) de demanda existente denan
su valor real.
6.1.1 Análisis Costo Marginal
11.- El costo marginal máximo, también conocido como Topese 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 resolución,
el Organismo Coordinador actualiza este costo de manera mensual. Para más información y como referencia, consulte la Resolución SIE-
141-2023-MEM.
102
Figura 6 - Resultado del costo marginal tres escenarios: el costo marginal real 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 acuerdo 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 resultados presentados en la gura 6.
El costo marginal real promedio anual se redujo en
un 12.8% al incorporar un 10.2% de generación
proveniente de fuentes solares y eólicas durante
el año 2024, al aplicar el criterio de costo marginal
sin ERNC.
Si se considera el criterio de costo marginal sin
ERNC con un límite, la reducción sería solo del
5.9%.
Es importante destacar que establecer un límite
en el costo marginal disminuye a la mitad el costo
marginal real que se habría generado al operar
exclusivamente con generación térmica en 2024.
Los resultados se ilustran de manera grá ca en la
gura 7, donde se puede apreciar claramente el
impacto de la inclusión de energías renovables en
la reducción de costos.
Esta información resalta la importancia de
las energías renovables en la optimización de
los costos operativos del sistema eléctrico,
evidenciando su papel crucial en la sostenibilidad
y e ciencia de este.
103
Figura 8 - Evaluación del valor de la energía en el Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (SENI) para el año 2024.
Fuente: Desarrollo propio 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 datos indican que, al incorporar
fuentes solares y eólicas, se logra una disminución
del 12.8% en los costos marginales.
La inclusión de energías renovables en el sistema
eléctrico no solo reduce signi cativamente el costo
marginal real de operación, sino que también
demuestra su importancia en la sostenibilidad
y e ciencia del sistema, evidenciando que su
implementación es clave para optimizar costos y
satisfacer la demanda energética de manera más
efectiva.
A partir de los costos marginales tanto reales
como calculados, así como de la generación del
año 2024, se procede a examinar los resultados
de la valorización de la energía en el Sistema
Eléctrico Nacional Interconectado (SENI) para
dicho año.
En la gura 8 se presentan estos resultados,
los cuales muestran conclusiones que son
coherentes con las observadas en el análisis del
costo marginal.
Se destaca que una generación del 10.2%
proveniente de fuentes solares y eólicas genera
un ahorro en el costo de la energía, siempre que
esta se valore en el Mercado Spot, conforme a las
consideraciones previamente expuestas en este
documento.
6.1.2 Análisis Valorización de Energía
Si no se hubiera contado con la generación solar
y eólica en el SENI durante 2024, el sobrecosto
en el precio de la energía habría ascendido a
US$ 418.16 millones y US$ 183.44 millones,
dependiendo de si se consideraba la valorización
de la energía con o sin un límite en el costo
marginal, respectivamente.
Esta información se puede extraer de la gura 8.
Es importante señalar que el costo marginal tope,
que representa el máximo que se paga, conlleva
una disminución de más del 50% en comparación
con el valor real de la valorización de la energía
que se habría registrado en el sistema eléctrico
nacional de la República Dominicana, según los
criterios analizados en este estudio.
104
Leyenda gura 8:
- Val. Energ Real: hace referencia a la
valoración de la energía en función del
costo marginal real promedio que se derive
de la operación a lo largo del año 2024.
- Val. Energ_Con Tope: se re ere a la
valoración de la energía generada durante
el 2024, sin la inclusión de la generación
a partir de energía solar y eólica, y
tomando en cuenta que el costo marginal
máximo es jado por una resolución de la
Superintendencia de Electricidad.
- Val. Energ_Sin Tope: el concepto anterior
se conserva, con la salvedad de que no
se impone un límite al costo marginal que
resulta de la operación. Esto signi ca que
no se tiene en cuenta el tope al costo
marginal que la normativa resolutiva vigente
en el sistema eléctrico nacional establece,
permitiendo así que se considere el valor
real del mercado.
El costo adicional que habría enfrentado el
SENI por la valorización de los 25 GWh de
energía demandada en 2024 se estimaría en
aproximadamente un 5.8% si se considera el costo
marginal máximo según la normativa vigente. En
cambio, este porcentaje ascendería a un 13.1% si
se toma en cuenta el costo marginal de la última
unidad térmica disponible.
Por otro lado, al igual que en el análisis del
sobrecosto relacionado con el costo marginal, la
valorización de la energía también muestra que
establecer un límite en el costo marginal disminuye
el valor real de la energía en cerca del 50%. Este
fenómeno se puede observar claramente en la
gura 9.
Estos resultados subrayan la importancia de
considerar las diferentes metodologías de
valorización de la energía, ya que pueden tener un
impacto signi cativo en los costos que enfrenta
el SENI. La variabilidad en los porcentajes de
sobrecosto resalta la necesidad de un análisis
cuidadoso al momento de establecer políticas
energéticas.
En síntesis, los resultados del análisis evidencian
que la metodología de valorización de la energía
puede in uir considerablemente en los costos del
SENI, con variaciones que van del 5.8% al 13.1%
en función del costo marginal considerado, lo que
resalta la necesidad de un enfoque riguroso en la
Figura 9 - Análisis del costo de energía anual para el año 2024, realizado con despacho real y fundamentado únicamente
en la generación térmica.
Fuente: Elaboración propia basada en los resultados presentados en la gura 8.
formulación de políticas energéticas. Este estudio
pone de mani esto la relevancia de evaluar
cuidadosamente las implicaciones económicas
de las decisiones en el sector energético.
105
Tabla 2 - Costo operativo real y estimado para una operación sin producción de energía solar y eólica - 2024 -.
Tabla 3- Costos variables de despacho promedio por tecnología.
Fuente: Desarrollo propio fundamentado en los informes diarios de operación del SENI, emitidos por el Organismo
Coordinador.
Fuente: Construcción propia a partir de los informes programas semanal de despacho del SENI, emitido por el Organismo
Coordinador.
Al analizar el costo operativo, se evidencia una
notable discrepancia entre el costo operativo real
del sistema eléctrico y el costo operativo estimado
Esta diferencia se origina en el costo operativo
necesario para satisfacer la demanda, así como
en la utilización de tecnologías que presentan un
alto costo variable de operación, como se detalla
en la tabla 3.
En esta última, se puede observar que al
considerar el costo variable promedio de
En resumen, el análisis revela que la dependencia
exclusiva de la generación térmica, especialmente
a través de tecnologías como la de carbón, no
solo incrementa signicativamente los costos
6.1.3 Análisis Costo Operativo
despacho de la tecnología de carbón (elegida
por ser la más económica), el reemplazo de
la generación renovable por esta tecnología
provoca un aumento signicativo en el costo de
la energía, alcanzando los valores indicados en
la la “Relación Costo Variable Despacho” de la
tabla 3.
operativos, sino que también subraya la necesidad
de considerar alternativas más sostenibles para
satisfacer la demanda energética de manera
eciente y económica.
para una operación que dependa exclusivamente
de la generación térmica, tal como se ilustra en
la tabla 2.
106
En este apartado, realizaremos un ejercicio para
estimar el ahorro potencial en el Sistema Eléctrico
Nacional Interconectado (SENI), considerando
una penetración de generación superior al 10%
que se ha analizado hasta ahora.
Utilizando el concepto de costo marginal tope,
podemos observar en la gura 9 que la valorización
real de la energía (Val. Energ Real) asciende a
3,187.36 millones de dólares, correspondiente al
despacho real del año 2024.
Por otro lado, la valorización de la energía según
el costo marginal tope (Val. Energ_Con Tope) es
de 3,370.80 millones de dólares; mientras que el
sobrecosto de operación sin un 10.2 % de energía
renovable (solar y eólica) se sitúa en un 5.8%.
Esto se traduce en que el sobrecosto (SC) es la
diferencia entre la valorización de la energía según
el costo marginal tope (Val. Energ_Con Tope) y la
valorización real de la energía (Val. Energ Real), lo
que da como resultado un sobrecosto de 183.60
millones de dólares para una generación del
10.2% de energía renovable.
Si se duplicara la generación de fuentes renovables,
podríamos suponer que la valorización de la
energía se reduciría a la mitad, asumiendo que
los demás parámetros de generación, operación,
disponibilidad y costos se mantuvieran constantes
en relación con el análisis previo.
En este contexto teórico, la tabla 4 ilustra el
potencial de ahorro para distintos niveles de
penetración de generación renovable.
6.1.4 Potencial de ahorro en el SENI: un ejercicio práctico
Tabla 4. Ahorro potencial derivado del incremento en la producción de energía renovable a partir de fuentes solares y
eólicas.
Fuente: Evaluación propia fundamentada en los supuestos señalados.
En resumen: el análisis revela que una mayor
penetración de energías renovables en el Sistema
Eléctrico Nacional Interconectado podría generar
un ahorro signi cativo, con un sobrecosto actual
de 183.60 millones de dólares al alcanzar un
10.2% de generación renovable, lo que subraya
la importancia de incrementar esta proporción
para optimizar costos y mejorar la e ciencia del
sistema.
La proyección sugiere que duplicar la generación
renovable podría reducir considerablemente la
valorización de la energía, destacando el potencial
de ahorro a medida que se avanza hacia un
modelo energético más sostenible.
El estudio destaca la importancia de las energías
eólica y solar en la generación de energía
renovable en 2024, subrayando la necesidad de
duplicar la capacidad instalada para alcanzar las
metas de sostenibilidad establecidas para 2030,
lo que representa un desafío signi cativo para el
Sistema Eléctrico Nacional Interconectado.
107
A partir de los resultados obtenidos en la
operación del sistema eléctrico de la República
Dominicana durante el año 2024, se estimaron
los sobrecostos asociados a la generación de
energía mediante combustibles fósiles.
Este análisis se llevó a cabo al reemplazar la
generación de energía eólica y solar por la
generación térmica disponible, siguiendo el orden
de despacho que establece la normativa.
Se consideraron dos escenarios: uno que se
adhiere a la normativa actual y otro que contempla
la liberación de los costos de generación de las
unidades generadoras.
Para diciembre de 2024, la capacidad instalada de
generación renovable, que incluye energía solar y
eólica, representa el 20% de la matriz eléctrica del
país. Esta capacidad renovable generó el 10.2%
de la demanda total de electricidad, equivalente a
2,551 GWh, dentro de un total de 25,011.20 GWh
del Sistema Eléctrico Nacional en ese año.
Con base en las condiciones operativas y de
costos de 2024, se estimó el sobrecosto que
habría enfrentado el SENI si no hubiera contado
con esta capacidad renovable y hubiera tenido
que satisfacer la demanda únicamente con
generación a partir de combustibles fósiles.
De acuerdo con la normativa vigente en la
República Dominicana en 2024, se estimó que
el potencial sobrecosto en la valorización de la
energía alcanzaría los 183.6 millones de dólares,
lo que representa un 5.8% del costo real.
No obstante, el análisis indicó que este
sobrecosto podría haber sido un 13.1% más alto
en un mercado donde se liberaran los costos de
generación.
Reemplazar el 10.2% de la generación solar y
eólica de 2024 por su equivalente en generación
térmica disponible en el SENI resultaría en un
incremento del costo operativo del 889.30% en
comparación con el costo operativo real bajo las
7. CONCLUSIONES
condiciones del sistema eléctrico nacional.
Los hallazgos indican que al duplicar la capacidad
de generación solar y eólica del Sistema Eléctrico
Nacional Interconectado (SENI), se podría
satisfacer el 20% de la demanda energética,
lo que generaría un ahorro signicativo en la
valorización de la energía, al reducir tanto el costo
marginal como el operativo. Este ahorro podría
ascender a aproximadamente 367.2 millones
de dólares anuales, el doble de lo que se había
estimado previamente.
Además de los benecios económicos, como
la autonomía energética y la reducción de las
emisiones de dióxido de carbono, la expansión
de la generación de energías renovables presenta
desafíos considerables en la gestión diaria del
despacho, debido a las características inherentes
de este tipo de producción.
La implementación de tecnologías como los
sistemas de almacenamiento de energía es
fundamental para facilitar una mayor integración
y operación exible de los sistemas eléctricos
que dependen en gran medida de fuentes de
generación variable, así como para garantizar
la estabilidad, seguridad y abilidad del sistema
eléctrico.
Sin embargo, se enfrentan a obstáculos
signicativos en términos de legislación y en
la infraestructura de la red eléctrica, que no
evolucionan al mismo ritmo que la generación
de energía renovable. Esto puede impactar
negativamente en la continuidad, calidad y
asequibilidad de la energía para todos los
sectores del país, lo que subraya la necesidad de
una coordinación más efectiva entre las políticas
energéticas y el desarrollo de la infraestructura
eléctrica.
108
Los hallazgos de este estudio evidencian la
viabilidad económica de incorporar energía
proveniente de fuentes renovables en la matriz
energética de la República Dominicana.
Para incrementar la participación de la energía
renovable, es fundamental llevar a cabo
investigaciones que determinen la cantidad de
energía solar, eólica y otras fuentes renovables
variables que el Sistema Eléctrico Nacional
Interconectado (SENI), que hasta ahora ha
funcionado de manera aislada, puede manejar
sin poner en riesgo la seguridad y la abilidad del
sistema eléctrico.
Estos análisis deben ir acompañados de
evaluaciones de viabilidad técnico-económica
sobre la implementación de sistemas de
almacenamiento de energía, así como del
fortalecimiento de la red de transmisión para
facilitar la integración de estas fuentes.
Asimismo, es necesario actualizar la normativa
actual para fomentar y facilitar la inversión en
tecnologías energéticas que contribuyan a
robustecer el sistema eléctrico, garantizando el
acceso a energía asequible para toda la población.
Un aspecto adicional que merece atención es el
estudio de la interconexión del sistema eléctrico
con otros sistemas de la región, analizando
los benecios y ventajas tanto técnicas como
económicas que podrían derivarse de esta
interconexión.
Aunque la generación de energía renovable
presenta oportunidades tanto económicas como
ambientales, su operación con un alto nivel de
penetración conlleva desafíos signicativos que
deben ser abordados.
Se recomienda realizar investigaciones adicionales
sobre los retos operativos que enfrentó el SENI
durante el año 2024, ya que los resultados de
estos estudios ofrecerán información valiosa para
la formulación de políticas energéticas, normativas
y la difusión del conocimiento.
8. RECOMENDACIONES
Es fundamental establecer una colaboración
efectiva entre todos los actores del sector
energético, el gobierno y la ciudadanía para
diseñar las estrategias energéticas necesarias
para el desarrollo y crecimiento sostenible del
sistema eléctrico en la República Dominicana.
Esta coordinación asegurará un sistema eléctrico
que sea tanto conable como seguro, capaz de
satisfacer la demanda energética de todos los
sectores, lo que es esencial para su progreso
productivo y la vida cotidiana de la población.
Además, se sugiere promover el intercambio de
experiencias y conocimientos entre los países de
la región a través de la realización de estudios
similares al que se presenta en este documento.
Esta iniciativa facilitará la difusión de las lecciones
aprendidas y contribuirá al desarrollo de
estrategias energéticas más ecaces.
La colaboración entre los diferentes actores del
sector energético y la promoción del intercambio
de conocimientos son pasos cruciales para
garantizar un sistema eléctrico robusto y
sostenible en la República Dominicana, lo que
a su vez beneciará a todos los sectores de la
sociedad.
109
9. REFERENCIAS
Análisis regional prospectivo sobre los objetivos de RELAC. (s/f).
Aquino, F., De Estudios, A., Arias, S. D., Lorenzo, J., Rosario, A., Técnico, A., Martínez, E., San, M. L. & Gerente
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111
MUJERES EN ENERGÍAS RENOVABLES: UN
ESTUDIO DE CASO PARA EL URUGUAY
WOMEN ON RENEWABLE ENERGIES: A CASE OF STUDY FOR
URUGUAY
Teresa Pereira Monzón1, Franciele Weschenfelder 2
Priscila Silveira Ebert3, María Eugenia Fedele4
Josena Andrade5
Recibido: y Aceptado:
15/11/2024 - 13/6/2025
1.- teresa.pereira@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 desarrollo 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 creó la carrera de Ingeniería en Energías Renovables (IER) en la
Universidad Tecnológica 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 reto importante tanto para la carrera como para el sector de las
energías renovables en general. Actualmente, el curso tiene una tasa de participación de mujeres de sólo el
24%. Este desafío se reeja también a nivel global, donde las mujeres representan una minoría en el sector
de energía, enfrentando barreras 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 resultados de una encuesta realizada entre estudiantes, abarcando 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 representación 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. With 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 green hydrogen production. This new transition
presents signicant challenges and a growing need for specialized labor. To meet this demand, the Renewable
Energy Engineering (IER) program was created at the Technological University of Uruguay (UTEC). UTEC,
a public university with a technological prole, oriented towards research 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 represent a minority in the energy sector and face barriers in accessing technical
and leadership positions in renewable energy, despite evidence showing that their inclusion promotes 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 renewable energy (RE), with the aim of understanding the reasons
for their low representation and proposing actions that could help change this reality.
PALABRAS CLAVE: mujeres; energías renovables; desafíos.
KEYWORDS: economic impact, renewable energy, cost overruns, fuel prices, energy regulations, energy
policies, energy infrastructure.
Resumen
Abstract
114
1. INTRODUCCIÓN
2. ESTADO DEL ARTE
La industria de la energía, en su constante progreso
y relevancia dentro del panorama energético
global, ha generado cambios signicativos,
creando oportunidades importantes en términos
de empleo y desarrollo. Es fundamental destacar
que este sector, que emplea a más de 11.5
millones de personas a nivel global, enfrenta una
marcada disparidad de género. Este desequilibrio
en la representación femenina en la fuerza laboral
de las energías renovables constituye un desafío
importante que requiere atención inmediata y una
evaluación detallada.
Identicar los desafíos que enfrentan las mujeres
en la industria energética permite proponer
recomendaciones y soluciones prácticas. Estas
soluciones buscan, principalmente, fomentar
un entorno laboral más diverso e inclusivo para
todas las personas involucradas en este sector
en constante expansión. Este trabajo no solo
pretende destacar los problemas críticos, sino
también sentar las bases para la reexión y la
acción, con el objetivo de impulsar cambios
positivos y sostenibles en la participación de
las mujeres dentro del campo de las energías
renovables.
El presente estudio, se sumerge en un enfoque
cualitativo a través de encuestas dirigidas
especialmente a un grupo demográco particular:
mujeres que actualmente están cursando la
carrera de Ingeniería en Energías Renovables en el
Instituto Tecnológico Regional (ITR) Centro Sur de
la ciudad de Durazno. Esta focalización hacia un
grupo especíco permite capturar de manera más
precisa y detallada las experiencias vividas por
estas estudiantes, proporcionando información
valiosa que pueda contribuir a la formulación de
estrategias y políticas para fomentar una mayor
participación y éxito de las mujeres en la Ingeniería
en Energías Renovables.
De este modo, se espera que este trabajo no
solo contribuya al conocimiento y comprensión
de un grupo demográco especíco dentro
de la Ingeniería en Energías Renovables, sino
que también sirva de base para desarrollar
iniciativas que promuevan la igualdad de género
y la diversidad en disciplinas y profesiones
históricamente dominadas por hombres.
La infrarrepresentación de las mujeres en la fuerza
laboral global de energías renovables, es un
desafío notable. Según el informe de la Agencia
Internacional de Energías Renovables (IRENA) de
2020, en 2019, el sector empleaba a 11,5 millones
de personas a nivel mundial, de las cuales solo
el 32% eran mujeres. Esta baja representación
femenina es especialmente notoria en tecnologías
menos desarrolladas, aunque es más alta en la
fuerza laboral de la energía solar fotovoltaica, en
comparación con otras tecnologías renovables.
2.1 Antecedentes
Diversas investigaciones han demostrado que
el empoderamiento femenino en el sector de las
energías renovables aporta benecios signicativos
no solo para las personas involucradas, sino
también para la industria en su conjunto. Por un
lado, la inclusión de una fuerza laboral diversa
en términos de género promueve una variedad
más amplia de perspectivas, enfoques y métodos
de resolución de problemas. Por otro lado, la
diversidad no solo impulsa la innovación, sino que
también mejora el desempeño nanciero de las
empresas, mostrando resultados superiores en
115
En Uruguay, la formación en energías renovables
presenta características particulares A diferencia
de otros países, el sistema educativo uruguayo
ofrece programas que integran tanto la teoría
como la práctica y cuentan con centros de
formación ubicadosen el interior del país. Estos
cursos, conuna duración máxima de cinco años,
están disponibles en modalidades presencial y
mixta, lo cual facilita el acceso a una educación
completa y adaptada a las necesidades del sector
energético.
Uno de los programas destacados en el país es
la carrera de Ingeniería en Energías Renovables
de la Universidad Tecnológica (UTEC). Este
programa gratuito y presencial, de cinco
años de duración, tiene como objetivo formar
profesionales competentes para promover,
diseñar, implementar y gestionar el uso de
energías limpias para un desarrollo sostenible.
2.2 Situación en Uruguay.
entornos que valoran y promueven la igualdad de
género.
El avance hacia una industria energética más
limpia y sostenible no es solo un imperativo
ético, sino también estratégico. Al integrar a más
mujeres en la industria, se fortalece el potencial de
innovación y se optimiza la toma de decisiones.
Los equipos diversos logran una mayor capacidad
para enfrentar desafíos complejos en la transición
hacía un futuro de sostenibilidad, logrando un
crecimiento a largo plazo. Con los esfuerzos
conjuntos de todas las partes interesadas,
podemos cerrar la brecha de género y crear un
futuro sostenible impulsado por el talento diverso.
A lo largo de la última década, las mujeres
han incrementado su presencia en roles clave
dentro del sector, ocupando posiciones como
ingenieras, investigadoras, técnicas, directivas y
empresarias. Esta tendencia positiva hacía una
mayor diversidad de género ha sido promovida
por empresas y organizaciones que reconocen
el valor de las contribuciones femeninas. Estas
instituciones han implementado programas de
mentoría, becas y otras iniciativas para alentar a
las jóvenes a ingresar, y mantenerse, en carreras
relacionadas con la energía.
Sin embargo, uno de los obstáculos persistentes
en este camino hacia la igualdad de género es
la falta de un plan regional sólido y especíco
para fomentar el desarrollo profesional en
energías renovables, especialmente en áreas
prácticas. Actualmente, los cursos y programas
de formación en la región tienden a adoptar un
enfoque general, cubriendo diversas tecnologías
sin un énfasis suciente en la práctica. Además,
estos programas suelen estar localizados en
áreas urbanas, limitando así el acceso a quienes
residen en zonas periféricas. Para mejorar la
capacitación y atraer a más mujeres al sector, es
fundamental desarrollar programas de formación
que consideren las necesidades especícas del
capital humano y que incluyan tecnologías de
formación a distancia, capacitación docente
especializada y actualización continua de
conocimientos.
Su plan de estudios comprende 10 semestres,
incluyendo unidades curriculares prácticas y
laboratorios especícos en energías renovables,
con una carga total de 2334 horas de clase
y 1866 horas de trabajo autónomo. La UTEC
cuenta con instalaciones modernas y equipos
avanzados, como el Laboratorio de Montaje de
Sistemas de Generación Distribuida, en el ITR
Centro-Sur de Durazno, diseñado para capacitar
a los estudiantes en tecnologías fotovoltaicas,
térmicas y eólicas.
La participación de mujeres en carreras como IER
ha despertado un creciente interés en los últimos
años, impulsada por la necesidad de fomentar la
diversidad de género en áreas tradicionalmente
dominadas por hombres. En este contexto,
se plantea una cuestión relevante: ¿cuál es la
representación femeninaen esta área? Con el
n de responder a esta pregunta, se recopilaron
116
datos proporcionados por el equipo administrativo
del programa, los cuales brindan una perspectiva
precisa y actualizada de la participación femenina
en esta carrera. Estos datos resultan cruciales
para evaluar la situación actual y para desarrollar
estrategias que fomenten la equidad de género
en la formación y práctica de la ingeniería de
energías renovables.
En la Figura 1, se presentan datos reales sobre
los cupos ocupados por mujeres en la carrera de
IER. Entre los años 2016 y 2022 solo el 23% de
los matriculados fueron mujeres, al analizar los
datos de egresados, tanto de tecnólogos como
de ingenieros entre 2019 y 2022, se observa
que las mujeres representan el 27% y el 25%,
respectivamente. Por otro lado, al examinar
las desvinculaciones entre 2016 y 2021, las
mujeres presentan un índice de desvinculación
menor, alcanzando el 16%. Analizando los casos
de estudiantes activos en 2024, las mujeres
constituyen el 24% del total.
Se observa una carencia en la formación de
profesionales cuali cados en energías renovables,
particularmente en las áreas de operación y
mantenimiento. Esta de ciencia ha llevado a la
dependencia de profesionales internacionales y
pone de relieve la falta de claridad en los objetivos
de políticas a largo plazo en el sector energético.
Estudios recientes indican que el sector privado
reconoce esta limitación y aboga por una mejora
en la capacitación en energías renovables, así
como por la integración de estas temáticas en
otros planes de estudio profesionales.
Existen, además, diversos factores que di cultan
el crecimiento de las energías renovables en
Figura 1 - Datos sobre los cupos de la carrera ocupados por mujeres
Fuente: Elaboración propia
la región, siendo uno de los más relevantes la
ausencia de un plan educativo sólido y bien
estructurado, respaldado por el gobierno y el
sector privado. La participación de instituciones
clave en la evaluación y regulación de los planes
de estudio a nivel nacional e internacional, como
el Ministerio de Educación y Cultura (MEC), el
Ministerio de Trabajo y Seguridad Social (MTSS)
y el Acu-Sur (Sistema de Acreditación Regional
de Carreras Universitarias para el MERCOSUR),
resulta fundamental para garantizar la calidad
y competencia profesional en el campo de las
energías renovables.
117
Figura 2 - Medidas para mejorar la participación de las mujeres en el despliegue de las energías renovables
para el acceso a la energía
Fuente: Encuesta de género en línea de IRENA, 2018.
Un informe de la Agencia Internacional de
Energías Renovables (IRENA) titulado “Energías
Renovables: Una Perspectiva de Género” analiza
el papel de las mujeres en el sector. Basado en una
encuesta que incluyó 1.500 respuestas, el informe
revela que, aunque las mujeres representan el
32% de la fuerza laboral en energías renovables,
aún existen desequilibrios signi cativos en
comparación con el sector energético tradicional.
La descentralización de la producción de energía
renovable está brindado a las mujeres una voz
más fuerte en las decisiones comunitarias.
Se destaca la importancia del acceso a la
educación y la formación para las mujeres en
programas de acceso a la energía. La capacitación
debe adaptarse a las responsabilidades
y limitaciones que enfrentan las mujeres,
como lo demuestra el éxito de programas
implementados por organizaciones como Hivos
en África y el sudeste asiático. Mejorar el acceso
a la nanciación y promover una perspectiva de
género en todas las etapas de los proyectos son
medidas clave para cerrar esta brecha. Ejemplos
exitosos incluyen iniciativas como la Asociación
de Mujeres Trabajadoras por Cuenta Propia
2.3 Perspectiva global
El informe destaca la importancia de involucrar
a más mujeres y promover su participación
para satisfacer las crecientes demandas de
habilidades en este campo. La igualdad de género
es fundamental para lograr resultados positivos
en términos de desarrollo social y económico.
IRENA se compromete a avanzar en este aspecto
y proporcionar una base sólida para futuras
investigaciones y políticas basadas en evidencia
empírica.
en la India y SEWA, que emplea mujeres en la
comercialización de soluciones de energía solar.
Para abordar las barreras de género, es esencial
incorporar la perspectiva de género en políticas
y proyectos energéticos. Este enfoque ya ha
demostrado ser efectivo en iniciativas como las
implementadas en la Comunidad Económica de
los Estados de África Occidental y en auditorías
de género realizadas en varios países.
La conciencia sobre las cuestiones de género
en el sector de las energías renovables parece
118
estar impulsada en gran medida por las mujeres,
como lo sugiere el hecho de que casi el 70% de
los encuestados en el estudio de IRENA fueran
mujeres. Este hallazgo subraya la necesidad de
abordar activamente los obstáculos que enfrentan
las mujeres en este campo.
En cuanto a la participación de las mujeres en áreas
STEM y en roles administrativos, se reconoce que
existen desafíos signi cativos. La baja proporción
de mujeres en carreras STEM en muchos países
desarrollados plantea preocupaciones sobre la
equidad de género en este sector. Se mencionan
Figura 3 - Percepciones de las barreras de género en el sector moderno de las energías renovables
Figura 4 - Porcentaje de mujeres 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 iniciativas exitosas, pero queda claro
que aún hay mucho por hacer para lograr una
verdadera igualdad de género.
119
Finalmente, en relación con la equidad salarial de
género en el sector de las energías renovables,
aunque hay percepciones optimistas sobre
la igualdad de remuneración entre hombres
y mujeres, investigaciones muestran que aún
existen brechas salariales signi cativas. Se
Figura 5 - Creencias sobre la equidad salarial entre hombres y mujeres
Fuente: Encuesta de género en línea de IRENA, 2018.
sugieren medidas como la transparencia salarial
y el apoyo a las negociaciones salariales de las
mujeres para abordar esta desigualdad.
3. METODOLOGÍA
Un estudio mixto tanto cualitativo como
cuantitativo, mediante encuestas permite obtener
respuestas detalladas y enriquecedoras. Las
respuestas abiertas brindan información valiosa
y profunda sobre percepciones, opiniones y
experiencias de los encuestados.
El estudio se dirige a mujeres que se encuentran
cursando la carrera de Ingeniería en Energías
Renovables de la Universidad Tecnológica del
Uruguay, al ser un grupo demográ camente
especí co, se capturan experiencias, desafíos y
perspectivas únicas que podrían no ser evidentes
en grupos de investigaciones más amplias o
generales.
El método utilizado permite llegar a las
participantes, obteniendo una visión general de las
opiniones, actitudes y experiencias de un grupo
diverso de mujeres que estudian esta disciplina.
Es importante la formulación de preguntas que
sean claras, relevantes y no sesgadas, además de
3.1 De nición del alcance
tener en cuenta la representatividad de la muestra
para obtener conclusiones signi cativas.
Comprender las necesidades e intereses de
las mujeres en las Energías Renovables puede
aumentar la motivación para participar en la
investigación, lo que a su vez mejora la tasa de
respuesta y la calidad de datos recopilados. Se
implementó la identi cación de los canales de
comunicación más efectivos para alcanzar a las
posibles participantes, lo cual mejora el proceso
de reclutamiento y resulta en un ahorro de tiempo
y recursos durante la recopilación de datos.
120
El procedimiento para la recolección de datos se
lleva a cabo a través de una encuesta en línea.
Esta encuesta se distribuye utilizando medios
ociales de comunicación institucional, con el
propósito explícito de cumplir los objetivos de la
investigación. Estas estudiantes han colaborado
de manera signicativa al responder una
encuesta breve compuesta por diez preguntas.
Es importante destacar que la encuesta ha sido
diseñada para preservar la condencialidad y el
anonimato de las participantes, garantizando así
la privacidad y protección de su identidad. Esta
medida asegura la libre expresión de opiniones y
experiencias, fomentando respuestas honestas y
relevantes para el estudio. La valiosa contribución
de estas estudiantes permitió obtener información
fundamental para el desarrollo y análisis de la
investigación.
Dentro de las preguntas clave diseñadas para
explorar diversos aspectos relacionados con la
participación del sector. Se incluyen aspectos
fundamentales como la edad de las participantes,
igualdad laboral en el sector, los motivos que
impulsaron a las encuestadas a estudiar energías
renovables y sus percepciones sobre las posibles
3.2 Diseño de la encuesta
4.1 Perl general de las encuestadas
razones de la baja representación femenina en
esta área de conocimiento.
Otra área de interés en la encuesta es el efecto
del reconocimiento de las mujeres en el sector
y cómo esto podría impactar en la atracción de
más mujeres hacia la carrera. También explorar
las posibles causas que afectan la retención del
talento femenino en las Energías Renovables y
las motivaciones que impulsan a las mujeres a
desarrollar sus carreras profesionales en este
campo especíco. La dicultad para retener el
talento femenino en este sector son aspectos
cruciales que emergen de la investigación previa.
Estas cuestiones plantean desafíos signicativos
que merecen una atención detallada y un análisis
exhaustivo.
Finalmente, se solicitó propuestas para fomentar
y atraer el talento femenino hacia las Energías
Renovables, reconociendo la importancia
de promover la participación equitativa y el
crecimiento profesional de las mujeres en esta
área en constante evolución.
4. RESULTADOS
La muestra revela una diversidad signicativa
en cuanto a edades. Los datos recopilados se
presentan en la Figura 1, muestran que el 36%
de las participantes tienen entre 19 y 21 años,
mientras que un 20% se encuentra en un rango
de 22 a 24 años. Además, el 20% se sitúa en
el grupo de 25 a 29 años. Existe también una
presencia menos común de participantes en
rangos de edades mayores, siendo el 16% de
las encuestadas quienes tienen entre 38 y 41
años, y un 4% quienes tienen 58 años o más.
Esta diversidad, destacando tanto la presencia
de participantes jóvenes, lo cual es común en
estudiantes universitarias, como la inclusión de
algunas mujeres mayor de edad. Esta distribución
de edades ofrece una perspectiva integral para
la investigación en el campo de la Ingeniería de
Energías Renovables, permitiendo considerar
distintas experiencias y enfoques según las
diferentes etapas de la vida de las participantes.
121
Como se presenta en la Figura 2, al preguntar
qué las motivó a estudiar Energías Renovables,
el 44% mencionó que su motivación principal fue
el interés personal en el campo, el 40% manifestó
que fue la concientización ambiental y el deseo
de contribuir a la sostenibilidad, el 8% indicó que
fue principalmente la percepción de una buena
salida profesional en el sector, un 4% que 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 cercanas. Por último, otro 4%
indicó que fueron motivadas por interés personal
y conciencia ambiental.
122
4.2 Percepción individual del problema
Cuando se consultó sobre las posibles razones
por las cuales las mujeres podrían no estudiar la
carrera de Energías Renovables, se obtuvieron
las respuestas presentadas en la Figura 3; el 40%
de las encuestadas considera que las barreras
internas como la percepción de un sector muy
masculinizado, podría ser la razón clave que
desaliente a las mujeres a ingresar esta área. El
36% mencionó que la in uencia de la tradición
cultural y estereotipos de género podrían ser
factores signi cativos que impactan en la elección
de las mujeres en relación con esta carrera, el 12%
señaló que las barreras internas, como la falta de
con anza en sí mismas, podrían ser obstáculo.
Un 4% expresó que las mujeres podrían no
visualizarse realizando tareas relacionadas con
Se consultó sobre su percepción si existe
igualdad laboral entre hombres y mujeres en el
área de las Energías Renovables, se caracteriza
por ser una pregunta cerrada, lo que implica
que está diseñada para recopilar datos precisos,
Figura 4, el 80% de las encuestas respondió
negativamente, expresando que no perciben
igualdad laboral entre hombres y mujeres en este
ámbito. El 20% restante indicó que si perciben
equidad laboral en el campo, lo cual sugiere una¡
percepción generalizada de desigualdad en este
las Energías Renovables. Finalmente, otro 4%
no proporcionó respuesta clara. Este resultado
evidencia diversidad de percepciones sobre los
posibles obstáculos que podrían estar frenando la
participación femenina de la carrera, abordando
factores externos e internos, in uencias culturales
y personales, así como la percepción del entorno
laboral en esta área especí ca.
Figura 3 - Resultado de la consulta: ¿Por qué crees que las mujeres no estudian la carrera?
Fuente: Elaboración propia
ámbito laboral. Las encuestadas han demostrado
una percepción acertada, respaldada por los
datos de los informes de IRENA, que coincide con
la tendencia global.
123
4.3 Identi cación de causas
En la Figura 5 se presentan los resultados sobre
la creencia sobre si visibilizar a las mujeres en el
sector, podría atraer a un mayor grupo de mujeres
a estudiar esta carrera, el 84% de las encuestadas
respondió a rmativamente. Un 12% indicó
“TAL VEZ” como respuesta, mostrando cierta
incertidumbre o consideración adicional sobre la
in uencia de la visibilidad de las mujeres en este
campo. El 4% restante respondió negativamente,
Figura 4 - Resultado de la consulta: ¿Cree usted que los hombres y las mujeres tienen igualdad laboral en las
EERR?
Figura 5 - Resultado de la consulta: ¿Crees que el visibilizar a las mujeres en el sector puede atraer mayor
grupo de mujeres a estudiar la carrera?
Fuente: Elaboración propia
Fuente: Elaboración propia
manifestando que no creen que la visibilización
de las mujeres en el sector tenga impacto a atraer
a más mujeres a estudiar la carrera.
124
Al preguntar sobre la percepción de la mayor
causa por la cual no se retiene el talento femenino
en el sector, dicha pregunta presentaba la opción
múltiple respuesta, se presentan los resultados
en la Figura 6, el 40% de las encuestadas señaló
que el acoso sexual es percibido como la principal
causa, un 56% indicó que la ausencia de otras
mujeres en el sector es una razón fundamental
para la falta de retención del talento femenino.
El 24% mencionó la carencia de instalaciones
adecuadas para mujeres como un factor
importante, un 16% consideró que la conciliación
familiar entre la vida familiar y laboral in uye en la
retención del talento femenino. Finalmente, el 48%
indicó la existencia de una cultura empresarial sin
identi cación, es fundamental que las empresas
reconozcan y aborden activamente las cuestiones
de género en su cultura organizacional, como una
causa signi cativa para la falta de retención de
talento femenino en las Energías Renovables. Las
participantes tienen algunas respuestas claras
al momento de responder, sobre las posibles
causas que podrían estar contribuyendo a la falta
de retención del talento femenino, abordando
aspectos como el ambiente laboral, la presencia
femenina, el acoso, la infraestructura y la cultura
empresarial.
Figura 6 - Resultado de la consulta: ¿Cuál crees que sea la mayor causa por la que no se retiene el talento
femenino en las EERR?
Fuente: Elaboración propia
4.4 Diversi cación por sector dentro de la currícula
Se consulta a las participantes en la etapa de
decisiones dentro de la carrera, Figura 7,su primera
opción, donde el 68% de las encuestadas mostró
una inclinación hacia la energía solar, mientras que
el 32% restante expresó una preferencia hasta la
energía eólica.
125
Figura 7 - Resultado de la consulta: Etapa de decisiones dentro de la carrera, tu primera opción es…
Fuente: Elaboración propia
4.5 Opiniones y propuestas
Por último, las estudiantes expresaron diversas
propuestas para atraer el talento femenino
en el sector de las Energías Renovables;
“Reconocimiento y visibilización de la participación
y experiencias de mujeres en Energías
Renovables”, “Promoción de proyectos liderados
por mujeres y difusión de información basada en
experiencias femeninas”, “Mejora de condiciones
laborales y entornos para el desarrollo femenino
en el sector”, “Creación de planes que acerquen
mujeres, proporcionando espacios para discutir
problemáticas de género y buscar soluciones”,
entre otras. En resumen, las propuestas buscan
fortalecer la presencia y participación de las
mujeres en las energías renovables a través de
la sensibilización, la igualdad de oportunidades,
la visibilización de su labor y promoción de un
entorno laboral equitativo e inclusivo.
5. CONCLUSIONES
La transición hacia las energías renovables, ha
generado tanto oportunidades como desafíos
para la inclusión de género. Aunque estas energías
representan una opción sostenible, la distribución
equitativa de benecios y participación entre
hombres y mujeres sigue siendo un desafío
evidente. Es crucial reconocer la brecha existente
en la comprensión de las experiencias especícas
de las mujeres que trabajan en la industria, la
realización de más estudios centrados en los
roles, desafíos y contribuciones de las mujeres
en este ámbito resulta fundamental para una
comprensión más completa de la inclusión de
género en las energías renovables.
La verdadera inclusión de las mujeres en la industria
de las energías renovables no solo fomenta la
equidad de género, sino que también enriquece
la diversidad de perspectivas, generando
ideas innovadoras y soluciones sostenibles.
Para lograr esto, se resalta la necesidad de
implementar programas educativos, estrategias
de contratación inclusivas y oportunidades de
mentoría que impulsen la participación femenina
en este campo.
Es esencial una acción proactiva de diversas
partes interesadas, desde gobiernos hasta
empresas y la sociedad en general, para eliminar
las barreras de género, promover la igualdad
de oportunidades y respaldar el crecimiento
profesional de las mujeres en la industria de la
energía eólica. Destacando la importancia crucial
de políticas públicas denidas, programas de
formación especializados y entornos laborales
inclusivos, se busca garantizar una representación
equitativa y un avance sostenible en la industria
de las energías renovables, así como en el sector
de las energías renovables en su conjunto.
El estudio sobre las motivaciones detrás de la
elección de estudiar Energías Renovables revela
una variedad de razones entre las encuestadas.
Un alto porcentaje muestra un interés personal
en el campo, así como una destacada conciencia
ambiental y preocupación por la sostenibilidad.
Además, un porcentaje menor mencionó
oportunidades profesionales como factor de
atracción, mientras que otras citaron inuencias
personales y referencias cercanas. Algunas
encuestadas revelaron una motivación combinada
de interés personal y conciencia ambiental. Estos
hallazgos subrayan la complejidad de los factores
que inuyen en la decisión de estudiar Energías
Renovables, resaltando la importancia de las
motivaciones individuales y las preocupaciones
ambientales profesionales.
En cuanto a la retención del talento femenino en el
sector de las Energías Renovables, los resultados
de la investigación identican una serie de factores
signicativos que contribuyen a esta problemática.
El acoso sexual, la escasa presencia de mujeres
en el sector, la falta de instalaciones adecuadas,
las dicultades en la conciliación familiar y laboral,
y una cultura empresarial sin identidad de género
emergen como los principales obstáculos. Es
crucial que las empresas reconozcan y aborden
activamente estas cuestiones de género en su
cultura organizacional para promover la igualdad
de género y la inclusión en el lugar de trabajo.
Trabajos futuros
Las recomendaciones para mejorar la
participación de mujeres en el sector de las
Energías Renovables podrían incluir diversas
soluciones prácticas, como la implementación de
programas que brinden orientación y formación
especializada para mujeres interesadas en
ingresar al campo, impulsando así su desarrollo
profesional. Asimismo, sería benecioso
establecer políticas que fomenten la equidad de
género y la diversidad en los lugares de trabajo,
asegurando oportunidades equitativas para las
mujeres en roles clave.
Estimular el interés de las niñas y mujeres en
áreas STEM (Ciencia, Tecnología, Ingeniería
y Matemáticas) desde edades tempranas,
cultivando una base sólida para su involucramiento
en la energía eólica. Destacar y visibilizar los
logros de mujeres exitosas en el sector de las
energías renovables para servir de inspiración y
127
motivación a nuevas generaciones. Establecer
redes profesionales y grupos de apoyo especícos
para mujeres en la energía eólica proporcionando
espacios para el intercambio de experiencias y
oportunidades.
Fomentar entornos laborales inclusivos que
aborden el sesgo de género y brinden igualdad
de oportunidades y reconocimiento a mujeres y
hombres por igual. Facilitar el acceso de mujeres
a oportunidades en el sector de las energías
renovables mediante políticas de contratación
equitativa y promoción basada en méritos.
Estas soluciones prácticas pueden contribuir
signicativamente a aumentar la participación y el
desarrollo profesional de las mujeres en el ámbito
de las energías renovables.
6. REFERENCIAS
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org/publications/global-gender-gap-report-2022/
129
SUPPLY AND DEMAND OF BIOMASS-BASED
ENERGY IN BRAZIL: ESTIMATES USING TIME
SERIES ANALYSIS AND CURRENT POTENTIAL
Marcelo dos Santos Guzella1, Ana Carolina de Albuquerque Santos 2
Joäo Flávio de Freitas Almeida3
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 receiving increasing attention due to its benets in terms of sustainability and trade balance. We
applied time series analysis to forecast demand based on historical data and vector autoregressive 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 around 41% of the 457 million tons of national energy
potential based on the production of 2022. The results 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, Autoregressive Models.
Overview
132
1. INTRODUCTION
Global energy demand has grown by around 69%
from 1990 to 2020, in line with a population growth
of 48% in the same period, especially in emerging
countries (Zeb et al., 2017). Most of this energy is
used for electricity generation and transportation.
Despite the increasing awareness with respect to
the harmful eects of the excessive use of fossil
fuels over the last decades, the rupture of global
chains with the Covid-19 pandemic and the war
in Ukraine have, at least temporarily, shifted the
concern to avoiding supply decits (IEA, 2022).
Nevertheless, countries participating in COP26
in 2021, including Brazil, agreed to minimize the
use of coal and other fossil fuels to reduce carbon
dioxide emissions and their eects on the climate
change, as well as human and animal health
and well-being (Wang et al., 2022). This study
seeks to contribute to this process by developing
projections of supply and demand for energy from
biomass, a resource that still accounts for only
10% of the global energy production, but which
has several advantages in terms of availability,
cost, inclusion and sustainability.
Biomass is a renewable energy source derived
from four basic sources: woody plants (timber),
non-woody plants (saccharides, cellulose, starch
and aquatic), organic waste (agricultural, industrial
and urban) and biouids (vegetable oils) (Field et
al., 2008). In Brazil, sugarcane bagasse is the
most widely used biomass resource for energy
generation, given the importance of the sugar and
alcohol sector and high levels of waste generation.
Palm oil, wood chips, food waste and even animal
manure are also used (Hofsetz & Silva, 2012). The
main biomass conversion processes are direct
combustion, in ovens and stoves; gasication, using
hot steam and air without causing combustion;
pyrolysis or carbonization; transesterication,
converting vegetable oils into glycerin or biodiesel;
anaerobic digestion, decomposing through the
action of bacteria (generating biogas and, after
purication, biomethane, equivalent to natural gas);
and fermentation, in which yeasts convert sugars
into alcohol (Hu et al., 2020). Biomass-based
generation systems can also include cogeneration
processes, in which the heat generated in the
production of electricity is incorporated into the
production process in the form of steam, saving
fuel and increasing the eciency of the system.
One of the main advantages of biomass energy
generation is its availability. All the time, we
generate organic waste in an intense and
distributed way. Almost all extraction, production,
transportation and consumption units produce
waste that can be converted into heat and
electricity. In terms of sustainability, the release
of carbon into the atmosphere from the use of
fuels from plant biomass is limited to what was
absorbed by the plants during their life cycle
(Winchester & Reilly, 2015). In addition, since the
waste generation is decentralized, transportation
costs from generation units to consumption units
tend to be lower. Biomass also does not require
the high extraction costs typical of the oil and
gas industry and can represent a supplementary
income for existing industrial units. Finally, the use
of solid waste for energy generation reduces the
volume deposited in landlls.
On the other hand, the use of biomass energy also
has disadvantages (Vassilev et al., 2015). Despite
signicant research and technological innovations,
the energy eciency of biofuels is still limited when
compared to fossil fuels. Furthermore, the use of
biomass from human or animal waste leads to an
increase in methane emissions, which are also
harmful to the environment. Pollution from burning
wood and other materials can be as harmful as
that from the use of coal and similar resources.
The biomass-based energy generation should
be combined with the development of solutions
to overcome these disadvantages, as well as
avoiding increasing levels of deforestation for the
use of wood.
A key challenge for energy supply and demand
planning is the development of projections with
adequate degrees of reliability (Moreira, 2006;
133
Senocak & Goren, 2022). Regarding biomass-
based energy, this issue is even more critical
due to the fragmentation, informality and less
regulation (Mafakheri & Nasiri, 2014). Aiming
at overcoming this problem, in this study we
developed both supply and demand projections
for biomass energy, year by year, in Brazil. Our
approach encompasses the denition of supply
and demand determinants, data collection in
previous literature, and the use of autoregressive
vector models with a bootstrapping technique to
overcome sample size problems.
The estimated supply and demand forecasts are
useful for planning and operating processes of
producers, industries, consumers and regulators.
With greater predictability, there is a tendency for
reduction in transaction costs and risk premiums,
as well as in the uncertainties of projects aimed at
increasing supply and projects that will demand
this supply (Rosillo‐Calle, 2016). Thus, despite its
limitations and room for improvements, this work
contributes to the development and improvement
of national energy plans, capturing the benets of
biomass-based supply.
We selected the main crops and sources of waste
that are inputs for the generation of biomass
energy, using production and generation data
from 2022. We collected consumption and
specic energy parameters from various sources
and estimated a potential supply of biomass-
based energy of 457 million tons of oil equivalent
(toe). Regarding consumption, our projections are
based on the time series published by the Energy
Research Company (EPE), a public company
linked to the Brazilian Ministry of Mines and
Energy that develops studies and research aimed
at supporting the planning of the energy sector.
We also used series of typical macroeconomic
determinants of energy consumption. Using data
from 2000 to 2021, we developed autoregressive
vectors that indicate that consumption may
reach 187 million toe in 2032, 41% of the current
estimated supply potential.
In the next section, we describe the data,
parameters, and methods used for the research
goals. Finally, we analyze the results and make
nal comments, presenting limitations of our study
and recommendations for future work.
134
2. METHODS
First, we estimated biomass energy consumption
in Brazil from 2022 to 2032, applying historical
data from 2000 to 2021 to VAR (vector
autoregressive) models. Historical consumption
data of total energy and of biomass-based energy
were extracted from a periodic report released
by EPE. Biomass-based energy corresponds to
the one from sugarcane bagasse, rewood, black
liquor, biogas and other recoveries, in tons of oil
equivalent (toe). Total energy comprises electricity,
ethanol, fossil fuels, solar and other renewables,
also in toe. We also collected variables that
Samuel et al. (2013) identied as determinants
of energy consumption: total country population,
real gross domestic product growth and industrial
growth, released by the IBGE (Brazilian Institute
of Geography and Statistics); market cap of
listed domestic companies and foreign direct
We then veried whether stationarity requirements
are met applying augmented Dickey-Fuller tests.
We performed log transformation and took rst
and second dierences of the series until they
become stationary, resulting in the variables
presented in Table 2. Originally, we considered
per capita real GDP, capital stock, domestic credit
to the private sector and the number of listed
domestic companies, but they did not become
stationary after the transformations.
investment, released by the World Bank (WB);
residential electricity prices, available at the CEIC
(Global Economic Data, Indicators, Charts &
Forecasts) website; and air temperature, measured
by the INMET (National Institute of Meteorology).
The variables and corresponding sources are
described in Table 1.
Table 1 - Descriptive Statistics
Note: BOE stands for barrels of oil equivalent.
135
After that, we applied autoregressive models of
order 3, since it showed better results with respect
to the Akaike information criterion (AIC). Due to
the small sample size, instead of a model with all
the variables, we combined the biomass-based
energy and the eight other regressors in 28 models
with three variables and stored the forecasted log
of the second dierence of biomass-based energy
consumption. Finally, we calculated predicted
biomass-based energy consumption based on
these forecasts. Model outcomes resulted in a
biomass-based consumption in 2032 ranging
from 39 to 187 million toe.
The second part of our analysis comprised
the estimation of the potential for production
of biomass-based energy in Brazil. Whenever
we found more than one parameter value in
the literature, we chose the lower one to have
conservative estimations. Firstly, we estimated the
potential for energy generation based on biomass
from crops in Brazil. We extracted data of the
Municipal Agricultural Production (PAM) in 2022,
released by IBGE (Brazilian Institute of Geography
and Statistics). We considered all products with
national production above one million tons in
2022, both permanent and temporary crops.
We estimated the energy in toe based on the
methodology presented by Gonzalez-Salazar
et al. (2014), which is basically the production of
the agricultural product multiplied by waste to
product ratio, adjusted by the moisture content,
and nally multiplied by the lower caloric value.
Table 2 - Results of the Augmented Dickey-Fuller Tests
Note: The alternative hypothesis of the Augmented Dickey-Fuller Test is stationarity.
Among the 27 products (that total 1.1 billion tons
in Brazil in 2022), we did not nd the parameters
only for papaya (1.1 million tons) and watermelon
(1.9 million tons). The parameters and resulting
potential of energy production for permanent and
temporary crops are presents in Tables 3 and 4,
as well as main references used to obtain these
parameters.
136
Table 3 - Inputs and Outputs for Major Permanent Crops
Table 4 - Inputs and Outputs for Major Temporary 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: Yerima & Grema (2018). 8: Tahir 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: Veiga 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 hectares. 12:
Thousand tons of oil equivalent.
Regarding livestock biomass, we obtained
data from the Municipal Agricultural Production
(PPM) in 2022, also from IBGE. We considered
cattle, swine, poultry and equine. We estimated
the energy potential of the waste based on the
methodology also presented by Gonzalez-Salazar
et al. (2014), which considered as reference the
amount of biogas produced from each animal’s
manure through a biodigestion process. The
formula relates the number of animals to the
production of manure per animal, the yield of
biogas per manure and a lower caloric value of 17
MJ per m3. We present parameters and resulting
potential of energy production for livestock in
Table 5.
137
Table 5 - Inputs and Outputs for Major Types of Livestock
Note: 1: Parameters collected from Gonzalez-Salazar et al. (2014), which is based on a literature review.
We estimated the energy potential from forest
biomass using the survey carried out by IBGE
on the production of plant extraction and forestry
in Brazil. The production volume of charcoal
and cellulose (which can be used for bleach
production) in 2022 was 7.1 million and 25.0 million
tons, respectively. We also considered the 52.8
million and 158.3 million cubic meters of rewood
and round wood, as well. Those volumes were
converted into weight using an average density of
0.33 ton/cubic meter. Hence, we considered a by-
product to product ratio of 0.3 (1.4 for cellulose)
and a lower caloric value of 16.7 kJ/kg (12.0 kJ/
kg for cellulose). The values of those parameters
were obtained and presented by Gonzalez-
Salazar et al. (2014) and Liebel (2014), based on
a literature review. The resulting potential energy
was 854 thousand and 10,031 thousand toe (ktoe)
for charcoal and cellulose, respectively, and 2,088
thousand and 6,263 ktoe for rewood and round
wood, respectively.
Finally, with respect to the urban solid waste, we
considered the estimate made by IPEA (Brazilian
Institute of Applied Economic Research) that
approximately 160 thousand tons of waste of this
type are generated per day in Brazil, discounted by
an ideal recycling rate of 60%. We converted this
weight of 35.0 million tons into a landll volume of
2.4 billion cubic meters, using a ratio of 67.9 cubic
meter per ton, and then into energy potential using
a lower caloric values 10.2 MJ per cubic meter,
as cited by Gonzalez-Salazar et al. (2014). The
resulting potential energy was 580 ktoe.
138
3. RESULTS
According to the historical data, total biomass
consumption showed a relevant increase in its
share of the energy matrix, equivalent to 86.5%,
between 2000 and 2022 (2.9% per year), going
from 34 to 64 million toe. This energy comes
mainly from the use of sugarcane bagasse in
cogeneration systems. In line with this growth
rate, our model predictions resulted in an average
forecast of 68 million toe in 2032 (ranging from 33
to 187 million), an increase of 6.2% compared to
2022.
With respect to the annual energy potential, our
estimate was 457 million toe, 14 million based on
biomass from permanent crops, especially orange,
412 million based on biomass from temporary
crops, particularly sugar cane, soybeans and corn,
11 million from livestock farming, 19 million from
plant extraction and forestry, and 579 thousand
toe from the use of urban solid waste. Actual
biomass energy consumption in Brazil in 2022
represents 14% of this consolidated estimate of
potential generation. Average projected biomass
energy consumption in Brazil in 2032 represents
15% of this same estimate, ranging from 7% to
41%. Figure 1 compares actual and projected
forecasts of biomass-based energy consumption,
as well as the estimated production potential with
data from 2022.
Figure 1 – Biomass-based energy in Brazil (million toe)
139
4. CONCLUSIONS
Our analysis shows that there is still a considerable
gap between Brazil’s biomass-based energy
consumption and its production capacity based
on the generation of waste and co-products in
agriculture, livestock, forestry and urban activities.
Considering the advantages of this type of energy
in terms of carbon neutrality, energy security with
local production chains, and socioeconomic
development, this scenario favors the adoption
of public policies to stimulate an increase in the
production, through tax incentives and special
lines of nancing for the acquisition of machinery
and the development of both waste and co-
product supply chain and the ow of the produced
energy. Some studies about these topics show
interesting analyses (Cansino et al., 2010; Zhao et
al., 2016, Mingyuan, 2005; Khennas, 2000; Tan et
al., 2019)
Moreover, the promotion of research and innovation
initiatives to improve the eciency of waste-to-
energy conversion processes contributes to this
goal, as well as the modernization of the legal and
regulatory framework related to the use of waste
and to energy trade (Qazi et al., 2018; Banja et al.,
2019). Such policies should include an evaluation
of the eects of any stimulus in terms of the inputs
needed to intensify the production, as well as its
impact on other supply chains.
It is important to highlight that our consumption
projection method is based on the historical
growth and a limited number of determinants,
and that actual demand could be even greater
due to the contribution of supply and other
structural shocks, such as new public policies to
encourage the production and use of this type
of energy, or to reduce the use of fossil fuels.
Furthermore, our estimates of potential supply are
based on data about waste generation of 2022,
which means that it may also present a growth
projection that can be addressed in future work.
Intra-year forecasts, supply determinants, capital
expenditures and present value estimates, and
the cross-eects between biomass types are also
promising venues for future research.
140
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