Energia no brasil

As reservas comprovadas de gás natural no Brasil foram estimadas pela BP em 400  bilhões de m 3 no final de 2019 (13,3  trilhões de dólares americanos de pés cúbicos ) ou 14,5 anos de produção à taxa de 2019. Essas reservas representaram 0,2% do total mundial.

O Oil and Gas Journal (OGJ) estima que o Brasil detém 15 Tcf ( pés teracúbicos ) de reservas comprovadas de gás natural emjaneiro de 2017, dos quais 84% ​​no mar, 73% localizados nas bacias de Campos e Santos; mas existem reservas significativas no país, 59% das quais no estado do Amazonas .

A estimativa da ANP é de 377,4  bilhões de m 3 de reservas provadas ao final de 2016, sendo 61,9  bilhões de m 3 em terra e 315,5  bilhões de m 3 no mar, incluindo 230,8  bilhões de m 3 ao largo do Estado do Rio de Janeiro  ; essas reservas caíram 12% em 2016 e 18% desde o pico de 459,4  bilhões de m 3 alcançado em 2011.

Em 2019, o Brasil produziu 25,8  bilhões de m 3 de gás natural, ou 0,93  EJ (exajoules), aumento de 2,6% em 2019 e 111% desde 2009. Essa produção representou 0,6% da produção mundial.

O Brasil produziu 827 Bcf (bilhões de pés cúbicos) de gás natural em 2016, a maior parte do qual estava associado ao petróleo e 77% localizado no mar, metade dos quais fora do estado do Rio de Janeiro  ; grande parte dessa produção é reinjetada para manter a pressão nos campos de petróleo. A produção das jazidas do pré-sal aumentou 36% em 2016, reduzindo a dependência das importações, e novas descobertas nessas jazidas dão esperança de novos avanços.

De acordo com a ANP , a produção bruta de gás natural atingiu 37,9  bilhões de m 3 em 2016, alta de 7,9% em um ano e 109% desde 2007; 8,7  bilhões de m 3 foram produzidos em terra e 29,2  bilhões de m 3 no mar (77%); 28,5  bilhões de m 3 (75%) eram gases associados ao petróleo e 9,3  bilhões de m 3 não associados.

Em 2019, o Brasil consumiu 35,8  bilhões de m 3 de gás natural, ou 1,29  EJ (exajoules), queda de 0,2% em 2019, mas aumento de 74% desde 2009. Representa 0,9% do consumo mundial. Sua produção cobre 72% do consumo.

O consumo de gás natural em 2016 foi de 1,3 Tcf ( pés teracúbicos ), abaixo do recorde de 2015: 1,5 Tcf. A demanda do setor industrial supera 50% do total.

Em 2019, as importações de gás natural no Brasil por gasodutos atingiram 6,4  bilhões de m 3 da Bolívia e suas importações por via marítima na forma de GNL foram de 3,2  bilhões de m 3 , principalmente dos Estados Unidos. Estados Unidos: 1,5  bilhões de m 3 e Trinidad e Tobago  : 0,7  bilhões de m 3 .

A Petrobras tem papel preponderante em toda a cadeia de valor do gás brasileiro: controlando quase todas as reservas, a empresa garante a grande maioria da produção e também das importações da Bolívia , controlou até 2018 a rede nacional de transmissão e possui participação em 21 dos 27 gases públicos empresas de distribuição. Dentroabril de 2017, A Petrobras vendeu 90% de sua subsidiária de gasoduto Nova Transportadora do Sudeste SA e planeja vender sua subsidiária de distribuição de GLP Liquigas .

Dentro abril de 2019, Engie e a Caisse de dépôt et placement du Québec compram 90% da rede de gasodutos da TAG (subsidiária da Petrobras) por 7,7 bilhões de euros.

Agrocombustíveis

Em 2019, o Brasil produziu 992  PJ ( petajoules ) de agrocombustíveis , até 7,6% em 2019 e 55% desde 2009. Ele ocupa o 2 nd  do mundo, com 24,1% da produção mundial, atrás dos Estados Unidos (37,9%).

Em 2016, a produção de bioetanol atingiu 28,7  Mm 3 , queda de 4,1% em relação ao recorde de 2015 (29,9  Mm 3 ); quase metade da produção concentra-se no Estado de São Paulo (14,2  Mm 3 ), seguido de Goiás (4,6  Mm 3 ).

A produção de biodiesel , muito menos presente que o etanol no Brasil, passou de 0,4  Mm 3 em 2007 para 3,8  Mm 3 em 2016, principalmente nos estados do Rio Grande do Sul (1,07  Mm 3 ), Mato Grosso (0,82  Mm 3 ) e Goiás (0,65  Mm 3 ); a capacidade nominal das usinas de biodiesel atingiu 20,5  Mm 3 / ano no final de 2016.

Para reduzir a dependência do país das importações de petróleo e dos excedentes da cana-de-açúcar , o governo brasileiro incentivou a produção de etanol de cana-de-açúcar após o primeiro choque do petróleo de 1973: lançou em 1975 o programa Pró-Álcool, com financiamento público, ou Programma Nacional do Álcool, para substituir combustíveis automotivos derivados de combustíveis fósseis por etanol. Até 1990, garantiu volume de compra garantido pela Petrobras, preço garantido do etanol, incentivos para investimentos em novas unidades produtivas e subsídio para compra de veículos movidos a etanol puro. O contra-choque do petróleo de 1986, a descoberta de campos de petróleo pela Petrobras e a evolução do mercado de açúcar enfraqueceram a justificativa desse programa, profundamente reformado na década de 1990: abertura do mercado de etanol, fim de preços garantidos, orientação para o caminho de blend pela retirada de auxílio específico para compra de veículos movidos a etanol puro, vantagem tributária a favor do etanol, obrigação de incorporação na gasolina de teor mínimo de etanol na ordem de 22 a 24%, mecanismo de auxílio no armazenamento de álcool na fábrica. Em 2007, a frota de veículos brasileira ainda era composta por cerca de 3 milhões de carros movidos inteiramente a etanol e cerca de 16 milhões de veículos movidos a etanol-gasolina.

O Brasil produziu 560  kbbl / d de agrocombustíveis em 2016, queda de 4,3% em relação a 2015, incluindo 494  kbbl / d de etanol (-6,7%); o país é o segundo produtor e consumidor de etanol atrás dos Estados Unidos; 60% dos veículos brasileiros são “flex-fuel”, capazes de mudar do etanol para a gasolina dependendo dos preços dos dois combustíveis; em 2015, os motoristas brasileiros consumiram mais etanol e menos gasolina; dentrofevereiro de 2015, o governo brasileiro aumentou a taxa de mistura de etanol na gasolina para 27%. Em 2016, o Brasil exportou cerca de 30  kbbl / d de etanol, queda de mais de 40% em relação ao recorde de 2012, sendo 45% para a região Ásia-Pacífico, 44% para os Estados Unidos, 6% para a Europa; inversamente, o Brasil importa etanol dos Estados Unidos, principalmente durante os períodos de seca, na entressafra ou quando os preços do açúcar estão altos; em 2016, essas importações caíram para 14  kbbl / d , queda de 62% em relação a 2015; dentroagosto de 2017, O Brasil impôs um imposto de 20% sobre as importações de etanol acima de uma cota de 600  Ml / ano (milhões de litros por ano). O Brasil também produz biodiesel: cerca de 65  kbbl / d em 2016, 3/4 dos quais provenientes do óleo de soja; a taxa mínima de incorporação de biodiesel no óleo diesel será elevada de 7% em 2016 para 10% em 2019.

As duas matérias-primas para o biodiesel no Brasil são a soja (58%) e a gordura bovina (27%). Os principais impactos ambientais desses biodiesel são os efeitos das mudanças no uso da terra nas emissões de gases de efeito estufa e na biodiversidade , bem como os impactos no balanço hídrico e energético.

De acordo com estudo publicado em fevereiro de 2014 na Política Energética , o retorno do investimento do bioetanol brasileiro seria muito próximo ao dos gigantescos campos de petróleo do antissal no Brasil e, em um cenário de forte desenvolvimento do etanol , seu retorno do investimento seria exceder a do petróleo para taxas de desconto acima de 4%; com um imposto sobre o carbono, essa vantagem do etanol aumentaria ainda mais; o etanol poderia, portanto, ser uma solução economicamente mais atraente do que o petróleo, cujas reservas são limitadas de qualquer maneira.

De acordo com outro estudo, não se pode afirmar, com base no passado, que a produção de bioetanol acarrete um problema de disponibilidade de terras para a produção de alimentos no Brasil, visto que ambos os setores experimentaram simultaneamente um forte aumento quantitativo de sua produção e de área ocupada. Três cenários considerados por este estudo, simulando o futuro da expansão da produção de alimentos e produção de etanol, mostram que não haveria constrangimento considerável para um aumento da área de produção no Brasil antes de 2020. Mas os conservacionistas culpam especialmente os biocombustíveis por estarem entre os principais culpados do desmatamento.

Dentro janeiro de 2005, O Brasil lançou um programa de desenvolvimento de biocombustíveis muito ambicioso, o Programa Nacional para a Produção e Uso de Biodiesel, PNPB. O governo tem procurado evitar erros na política do bioetanol, como monocultura , concentração geográfica, domínio do agronegócio e exclusão dos agricultores locais que cultivam em menor escala. O Ministério do Desenvolvimento Agrário estimou que, até o final de 2010, mais de cem mil famílias ingressariam no PNPB, produzindo soja , mamona, girassol, óleo de palma, colza, algodão e algodão. a renda média dessas famílias chegou a € 2.450  , às vezes o dobro em relação à renda anterior ao ingresso no programa; O Brasil conseguiu cumprir com três anos de antecedência o objetivo de integrar 5% de biodiesel ao óleo diesel.

Um Boeing 737-800 da companhia aérea brasileira GOL Airlines voou tarde julho de 2014um voo entre Orlando (Estados Unidos) e São Paulo (Brasil) com combustível contendo 10% de bioetanol. O novo querosene é fruto de uma parceria entre a Total e a americana Amyris, que desenvolve um biocombustível a partir da cana-de-açúcar.

Em 2016, por ocasião da COP22 em Marrakech , o Brasil lançou a iniciativa Biofuture , que visa o desenvolvimento industrial da bioeconomia , e em particular dos agrocombustíveis e biocombustíveis .

Carvão

As reservas comprovadas de carvão recuperáveis ​​do Brasil são estimadas pela BP em 6,6 bilhões de toneladas no final de 2019, ou 846 anos de produção à taxa de 2019. Essas reservas representam 0,6% do total mundial. A produção de 2019 foi de apenas 7,8  Mt , ou 0,12  EJ , cobrindo 18% do consumo: 0,66  EJ .

As reservas recuperáveis ​​do país em 2009 totalizaram 4,54 bilhões de toneladas exclusivamente na forma de carvão sub-betuminoso. Globalmente, isso representa cerca de 0,5  % dos recursos totais. No mesmo ano, o país extraiu 5,44 milhões de toneladas.

Urânio

O Brasil é o 9 º  no mundo em termos de reservas de urânio razoavelmente assegurada. Em 2011, suas reservas somaram 155,7 mil toneladas. O país se beneficia de recursos facilmente extraíveis, desde a Classe 2 e  atrás do Canadá em termos de reservas recuperáveis ​​a menos custo para 40  $ / kg (137 900 toneladas). Além desses recursos razoavelmente garantidos, as reservas inferidas chegam a 121.000 toneladas. No total (recursos razoavelmente assegurada e inferidas), o país tem 276,700 toneladas de reservas de urânio, classificando-o no 9 º  no mundo, e representa 4  % das reservas identificadas globalmente.

Apesar desses recursos significativos, o Brasil, historicamente, não é um grande país produtor de urânio. Até 2010, produziu um total de 3.334 toneladas, o que ocupa a 24ª posição  no mundo e representa apenas 0,1  % dos recursos já extraídos. A primeira mina do país, em Poços de Caldas , foi fechada em 1997. Em 1999, foi explorada uma nova jazida, via mina de Caetité , atualmente a única em atividade no Brasil; sua capacidade de produção deve dobrar até 2015 e chegar a 670 toneladas por ano. Outro projeto está previsto para entrar em operação no mesmo ano, em Santa Quitéria , com capacidade inicial de produção de 970 toneladas anuais.

Exportações e importações de energia primária

Em 2016, a produção de petróleo do Brasil superou o consumo pela primeira vez desde 2009. O Brasil exportou cerca de 798  kbl / d de petróleo bruto, um aumento de 8% sobre 2015, dos quais 37% para a China, 13% para o Uruguai, 12% para os Estados Unidos , 10% para o Chile, 7% para a Índia e 10% para a Europa. Importou 488  kbl / d de produtos de petróleo em 2016, incluindo 229  kbl / d dos Estados Unidos.

Segundo a ANP , as exportações de petróleo aumentaram de 153,8  Mbl em 2007 para 291,4  Mbl em 2016, com destino à China (37%), Uruguai (13%), Estados Unidos (12%), Chile (10%), Índia (7 %), Espanha (6%), etc.

As importações de petróleo aumentaram de  159,6 Mbl em 2007 para 65,2  Mbl em 2016, distribuídas principalmente entre Nigéria (34%), Arábia Saudita (35%) e Angola (17%).

As importações de produtos petrolíferos aumentaram de 15,96  Mm 3 em 2007 para 28,33  Mm 3 em 2016, compostas principalmente de óleo diesel (28%) e nafta (31%) e provenientes dos Estados Unidos (47%), Argélia (14%), Holanda (9%), etc.

O Brasil importou 470 Bcf (bilhões de pés cúbicos) de gás natural em 2016, queda de 30% em relação a 2015; 78% dessas importações vêm da Bolívia por gasoduto e, na forma de gás natural liquefeito (GNL), da Nigéria , Catar , Estados Unidos e Trinidad e Tobago . A demanda por GNL cresceu significativamente no Brasil entre 2012 e 2015 devido ao aumento do uso de gás nas usinas , secas que reduziram a produção de energia hidrelétrica; mas o retorno a um nível normal de chuvas no final de 2015 assim como a recessão reverteram essa tendência em 2016, reduzindo drasticamente a demanda.

As exportações de etanol alcançaram 1,79  Mm 3 em 2016; eles flutuam muito (5,1  Mm 3 em 2008, 1,9  Mm 3 em 2010), 3,05  Mm 3 em 2012; para 2016, os principais destinos foram Estados Unidos: 0,795  Mm 3 e Coreia do Sul: 0,631  Mm 3 . As importações de etanol atingiram 0,82  Mm 3 em 2016, quase exclusivamente dos Estados Unidos.

Transporte de energia

A Petrobras administra o sistema nacional de transporte de petróleo e gás natural por meio de sua subsidiária Transpetro . Em 2012, a Transpetro tinha uma malha de 14.624 km:

• 7.517 km de dutos
• 7.107 km de gasodutos
• 20 terminais terrestres
• 28 terminais marítimos
• frota: 60 petroleiros

e transportou durante o ano:

• transporte marítimo: 47 milhões de toneladas
• dutos: 396 milhões de m³ de petróleo, derivados de petróleo e etanol por ano
• gasodutos: 60 milhões de m³ de gás natural por dia.

O mapa da rede de dutos está disponível em e o mapa de dutos em.

A malha de dutos do Brasil está localizada principalmente nas regiões sudeste e nordeste do país, do estado do Rio Grande do Sul ao Ceará . Essas redes foram interconectadas emmarço de 2010por um gasoduto de 860 milhas do Rio de Janeiro à Bahia. O outro mercado importante para o gás natural é a região amazônica; em 2009, a Petrobras comissionou o gasoduto Urucu-Manaus, que vai facilitar o desenvolvimento das abundantes reservas amazônicas. DentroMaio de 2016, A Petrobras inaugurou um gasoduto transportando gás das jazidas do pré-sal até São Paulo; outro entrará em operação em 2020. O Brasil possui três terminais de regaseificação de GNL , com capacidade total de 1,4  Bcf / dia  : o terminal do Pecém no nordeste, o terminal da Baía de Guanabara no sudeste e o terminal TRB no estado da Bahia; eles são unidades flutuantes de regaseificação e armazenamento (FRSU).

O projeto do gasoduto Gran Gasoducto del Sur de 8.000 a 15.000 km que ligaria a Venezuela à Argentina via Brasil, lançado pelos presidentes Chávez e Kirchner em 2005, foi abandonado em 2007 (ver Gran Gasoducto del Sur ).

Refinando

Em 2016, o Brasil tinha uma capacidade de refino de 2,3  Mbl / d dividida em 17 refinarias, incluindo 13 operadas pela Petrobras, com 92% da capacidade total; a maioria dessas refinarias está localizada perto dos principais centros de consumo da costa; as mais importantes são a refinaria de Paulínia perto de São Paulo (434  kbl / d ), a de Mataripe perto da Bahia (377  kbl / d ), a de São José dos Campos em São Paulo (252  kbl / d ) e a de Duque de Caxias próximo ao Rio de Janeiro (242  kbl / d ). Como as refinarias brasileiras não estão equipadas para processar os crus mais pesados, o país deve exportar parte de sua produção de crude pesado e importar crus leves; As refinarias brasileiras não são suficientes para atender a demanda do país.

De acordo com a ANP , a capacidade total das 18 refinarias brasileiras é de 2,41  Mbl / d em 2016; processaram 2,29  Mbl / dia útil (taxa de utilização: 80%), incluindo 87% de óleo brasileiro, 9% de óleo importado e 4% de reciclagem de resíduos.

Petrobras comissionada em novembro de 2014a Refinaria Abreu e Lima, em Ipojuca, no estado de Pernambuco , a primeira refinaria nova em mais de uma década, com capacidade de 115  kbbl / d  ; a segunda fase desse projeto, com a mesma capacidade, deve terminar em 2020. O projeto Comperj, em Itaboraí no Estado do Rio de Janeiro, tem previsão de comissionamento da primeira unidade de 165  kbbl / d até o final de 2020. Dois projetos de refinaria foram abandonados em 2015 devido à situação financeira crítica da Petrobras: Premium I (600  kbbl / d ) e Premium II (300  kbbl / d ).

Consumo de energia primária

Com um consumo de energia primária de 1,37  tep / habitante em 2018, o Brasil está 27% abaixo da média mundial: 1,88  tep / habitante, mas 13% acima da América Latina: 1,21  tep / habitante.

Consumo final de energia

O consumo final de energia do Brasil (após refino ou transformação em eletricidade e transporte) foi de 226,7  Mtep em 2019:

Na repartição do consumo final de energia por fonte primária (coluna da direita), os biocombustíveis enviados à refinaria para mistura com a gasolina foram reintegrados na fonte "biomassa", e as importações líquidas foram incluídas na hidroeletricidade (isto envolve principalmente a reimportação do paraguaio participação na produção de Itaipu ), porque entram de fato no consumo final. As energias renováveis totalizaram 46,8% do consumo final e corrigidas.

Percebe-se que a distribuição de energia elétrica entre suas fontes primárias dificilmente modifica a participação das energias primárias em relação à calculada antes da transformação (45,8%): a principal razão é que o índice de perda de linha é muito alto.: 16,2%, devido a a distância entre grandes barragens e centros de consumo, o que em grande parte compensa a diferença na eficiência de conversão entre hidroeletricidade e combustíveis fósseis.

As vendas por distribuidores de produtos de petróleo aumentaram de 88,4  Mm 3 em 2007 para 120,9  Mm 3 em 2016, ou + 37% em 9 anos; são compostos principalmente por diesel (45%), gasolina (36%), GLP (11%) e querosene (6%).

As vendas de gás natural caíram de 16.012  Mm 3 em 2007 para 27.224  Mm 3 em 2016 (+ 70% em 9 anos, mas -13,6% em 2016); 30% dessas vendas foram realizadas no Estado do Rio de Janeiro e 21% no Estado de São Paulo .

A comercialização de veículos policombustíveis (ou flex fuel , VCM) viu um boom espetacular com o aumento do preço do petróleo: emMarço de 2003, A Volkswagen presenteou o presidente Lula com um carro "totalmente flex", capaz de usar gasolina e etanol, inclusive 100%; alguns meses depois, os primeiros veículos concorrentes começaram a sair; A Magneti Marelli desenvolveu um motor tetrafuel (capaz de funcionar com quatro tipos de combustíveis: etanol, gasolina, gasolina "C" com 25% de etanol e GNV ), lançado em 2006 em um Fiat Siena  ; de motocicletas , barcos e até aviões bicombustíveis foram desenvolvidos; em 2008, o Brasil tinha 5,5 milhões de veículos flex fuel , ou 30% da frota em circulação, e prevê 15 milhões para 2012; as lavouras para a produção de etanol (18 bilhões de litros) representavam apenas 1% do total da área cultivada. Mas os eventos não atenderam a essas expectativas: a produção de etanol caiu de 27  Mm 3 em 2008 para 23,5  Mm 3 em 2012.

Setor elétrico

Organização do Setor

O estado tem um papel muito importante no setor elétrico. Até a década de 1990, ele o controlou quase inteiramente. O Brasil iniciou um processo de privatização do setor em 1996, que levou à criação da Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL). Embora o setor elétrico tenha sido parcialmente privatizado no início dos anos 2000, a maioria dos principais ativos de geração permanece sob controle estatal. A Eletrobras , uma holding estatal, é o player dominante no mercado de energia elétrica. O estado também possui quase toda a rede de transmissão de eletricidade. Em 2004, o governo brasileiro criou uma nova organização híbrida do setor elétrico, separando os mercados regulamentados e desregulamentados de acordo com as categorias de produtores e consumidores; novos projetos de geração e distribuição estão abertos ao investimento público e privado, mas a Eletrobras foi excluída da privatização. Dentroagosto de 2017, o governo anunciou sua intenção de vender sua participação majoritária na Eletrobras até meados de 2018. No entanto, essa transferência não afetará a Eletronuclear, de propriedade da Eletrobras, ou a barragem de Itaipu.

Já líder na produção privada de energia elétrica no Brasil e no Peru, a GDF Suez pretende aumentar sua capacidade na área para 18  GW até 2019, apenas com projetos em construção. O grupo deve, principalmente, concluir a gigantesca barragem de Jirau , na Amazônia brasileira (3,7  GW ); contratos que prevêem a construção de 685  MW de nova capacidade, incluindo 535 com contratos de compra de energia elétrica por mais de 20 ou 25 anos, foram assinados emdezembro de 2014 : uma usina a carvão de 340  MW em Pampa Sul, um complexo eólico de 330  MW em Campo Largo e uma extensão da usina de biomassa Ferrari de 15  MW .

A decisão do governo Temer de privatizar a Eletrobras, que controla com 63%, foi anunciada em agosto de 2017 ; o governo brasileiro planeja realizar um aumento de capital, do qual o estado não participará. A operação, que pode chegar a 8 bilhões de euros, deve ser concluída no primeiro semestre de 2018 e daria aos investidores privados os 47  GW da Eletrobras, com exceção da subsidiária nuclear e da barragem de Itaipu.

Começar agosto de 2019, o governo Bolsonaro autoriza a privatização da Eletrobras. Esta nova tentativa ainda não foi ratificada pelo Congresso. O Estado alienará as suas ações, mediante aumento de capital e subscrição pública de ações, de forma a deixar de deter a maioria do capital da holding. Em 2018, a Eletrobras já vendeu seis subsidiárias fortemente deficitárias na região Nordeste do país.

Produção de eletricidade

Em 2019, o Brasil produziu 626,3  TWh de eletricidade, um aumento de 4,2% a 8 ª  do mundo, com 2,3% da produção mundial, muito atrás da China (26,9%) e Estados Unidos (16,7%). Essa produção foi dividida em 15,1% de combustíveis fósseis (gás natural: 9,7%, carvão: 3,8%, petróleo: 1,6%), 2,6% nuclear e 82,2% de energia renovável (energia hidrelétrica 63,5%, eólica 8,9%, biomassa 8,7%, solar 1,1%).

A produção bruta de eletricidade do Brasil foi de 579  TWh em 2016, dos quais 480  TWh por usinas de serviço público e 98  TWh por autoprodutores. O setor elétrico brasileiro é o 3 e do continente americano após os dos Estados Unidos e Canadá; em 2016, o Brasil tinha capacidade instalada de 150  GW , incluindo 97  GW de energia hidrelétrica, 24  GW de usinas a gás ou óleo, 3  GW de carvão, 14  GW de biomassa, o restante nuclear, eólica e solar; o país tem mais de 6  GW de contratos de importação de energia elétrica, elevando a potência disponível para 156  GW . Os desenvolvedores comissionaram 9,5  GW em 2016, o maior aumento já registrado.

Em 2012, as energias renováveis ​​representaram 82,7% da produção total de eletricidade, uma das taxas mais elevadas do mundo, taxa ainda maior alguns anos antes: 89% em 2009, 86% em 2011; a hidráulica sozinha produziu 74,6% do total, seguida da biomassa: 7,5%; os combustíveis fósseis tiveram uma participação de 14,4% e as usinas nucleares 2,9%.

A ANEEL (Agência Nacional de Energia Elétrica) fornece detalhes das potências instaladas por fonte de energia atualizadas em tempo real, ou seja, em 16/11/2013:

A ANEEL integra as capacidades de importação às capacidades do setor elétrico nacional; sem as importações, a capacidade instalada total era de 125.670 MW e a participação da energia hidrelétrica era de 68,2% em 2013.