Электроэнергетический сектор Бразилии - Electricity sector in Brazil - Wikipedia

Электроэнергетический сектор Бразилия
Данные
Покрытие электричеством (2016)97% (всего), (LAC общий средний показатель в 2005 г .: 92%)
Установленная мощность (2016 г.)150.33 ГВт
Часть ископаемая энергия17%
Часть Возобновляемая энергия82% (77% гидроэлектростанции)
ПГ выбросы от производства электроэнергии (2003 г.)20 млн тCO2
Среднее потребление электроэнергии (2007 г.)2,166кВтч на душу населения (США: 12300 кВтч на душу населения)
Потери распределения (2005)14%
Потребление по секторам
(% от общего количества)
Жилой34% (2006)
Промышленное25% (2006)
Коммерческий22% (2006)
Государственный сектор13% (2006)
Деревенский6% (2006)
Тарифы и финансирование
Средний тариф для населения
(Долл. США / кВт · ч, 2007 г.)		0.153; (LAC в среднем в 2005 году: 0,115)
Средний промышленный тариф
(Долл. США / кВт · ч, 2005 г.)		0.113; (LAC в среднем в 2005 году: 0,107)
Средний коммерческий тариф
(Долл. США / кВт · ч, июнь 2005 г.)		0.142
Услуги
Разделение секторовда
Доля частного сектора в генерации10%
Конкурентоспособная поставка крупным пользователямда
Конкурентоспособные поставки для бытовых пользователейНет
Учреждения
Нет. поставщиков услуг6 основных (генерация), 5 основных (трансмиссия), 49 (распределительная)
Ответственность за регулированиеANEEL - Агентство по регулированию электроэнергетики
Ответственность за определение политикиМинистерство горнорудной промышленности и энергетики
Ответственность за окружающую средуМинистерство окружающей среды
Закон об электроэнергетикеДа (2004)
Закон о возобновляемых источниках энергииНет
CDM сделки, связанные с электроэнергетикой91 зарегистрировано CDM проект; 9 034 000 тCO2е ежегодное сокращение выбросов

В электроэнергетика в Бразилии самый большой в Южная Америка. Его мощность на конец 2016 года составила 150 338 МВт, что на 9 500 МВт больше, чем в 2015 году.[1]Установленная мощность выросла с 11000 МВт в 1970 году со среднегодовым ростом на 5,8% в год. Бразилия имеет самую большую емкость для хранения воды в мире.[2] будучи сильно зависимым от гидроэлектроэнергия генерирующие мощности, которые обеспечивают более 70% потребности в электроэнергии. Национальная сеть на 80% состоит из возобновляемых источников. Эта зависимость от гидроэнергетики делает Бразилию уязвимой перед дефицитом электроэнергии в засушливые годы, что продемонстрировал энергетический кризис 2001-2002 годов.[3]

В Национальную соединенную систему (SIN) входят электроэнергетические компании Юга, Юго-Востока, Центра-Запада, Северо-Востока и части Северного региона. Только 3,4% производства электроэнергии в стране расположено за пределами SIN, в небольших изолированных системах, расположенных в основном в Амазонский регион.[4]

Спрос и предложение на электроэнергию

Установленная мощность

Установленная мощность по источникам в Бразилии (2016 г.)
ГидроэнергетикаGas: 12,965 MW (8.7%)Oil: 8,877 MW (6.0%)Возобновляемая энергияАтомная энергияCoal: 3,389 MW (2.3%)Круг frame.svg
  •   Гидроэнергетика: 96 925 МВт (65,3%)
  •   Газ: 12 965 МВт (8,7%)
  •   Нефть: 8 877 МВт (6,0%)
  •   Возобновляемая энергия: 24 268 МВт (16,4%)
  •   Атомная: 1990 МВт (1,3%)
  •   Уголь: 3389 МВт (2,3%)
Источники электроэнергии в Бразилии, 2000–2018 гг.

В генерирующих мощностях Бразилии преобладают гидроэлектростанции,[3] на долю которых приходится 77% от общей установленной мощности,[5] с 24 станциями мощностью более 1000 МВт. По оценкам, около 88 процентов электроэнергии, подаваемой в национальную сеть, вырабатывается гидроэлектростанциями, причем более 25% поступает от одной гидроэлектростанции, массивная 14 ГВт. Плотина Итайпу объект, расположенный между Бразилией и Парагвай на Река Парана.[3] На втором месте по значимости находится производство природного газа, которое составляет около 10% от общей мощности.[5] близко к цели 12% на 2010 год, установленной в 1993 году Министерством горнорудной промышленности и энергетики.[6]

Эта зависимость от обильных гидроэнергетических ресурсов якобы снижает общие затраты на производство электроэнергии. Однако такая большая зависимость от гидроэнергетики делает страну особенно уязвимой перед дефицитом поставок в годы с малым количеством осадков (см. Кризис 2001-2002 годов ниже).[7]

К концу 2016 года разбивка генерации по источникам составила:[5]

ИсточникКоличество растенийУстановленная мощность (МВт )% Общий
Гидроэлектроэнергия125996,92564.5%
Газ15612,9658.6%
Масло22008,8775.9%
Биомасса50414,0019.3%
Ядерная21,9901.3%
Каменный уголь133,3892.3%
Ветер41310,1240.2%
Общая установленная мощность4,707150,33894.3%
Контрактный импорт5,8505.7%
Доступная мощность156,271100%

Источник: Министерство горнорудной промышленности и энергетики, 2016 г.

Как показано в таблице выше, в Бразилии есть две атомные электростанции, Ангра 1 (657 МВт) и Ангра 2 (1350 МВт), оба принадлежат Элетроядерный, дочерняя компания государственного (Смешанная экономика ) Eletrobrás.[8]

Проекты нового поколения

Бразилии необходимо ежегодно добавлять 6000 МВт мощности, чтобы удовлетворить растущий спрос со стороны растущего и более обеспеченного населения. Министерство энергетики Бразилии решило генерировать 50% новых поставок за счет гидроэнергетики, 30% за счет ветра и биомассы, таких как жмых, и 20% из газа и других источников. Ветер на северо-востоке сильнее всего в засушливый сезон, когда гидроэлектростанции производят меньше, поэтому два источника энергии сезонно дополняют друг друга.[9]

Гидроэлектростанции

Неиспользованный гидроэнергетический потенциал Бразилии составляет 180 000 МВт, в том числе около 80 000 МВт в защищенных регионах, для которых нет планов развития. Правительство планирует разработать остальные гидроэлектростанции к 2030 году. Большинство новых гидроэлектростанций - это русловые электростанции, которые наносят меньший ущерб окружающей среде, поскольку их водохранилища небольшие. Однако они более уязвимы к засухе и менее эффективны, потому что только часть их мощности может использоваться в сухой сезон.[9]

Национальное агентство по электроэнергии (ANEEL) заказало технико-экономические обоснования для нескольких гидроэлектростанций (малых, средних и крупных) в период 2006-2008 годов. Эти исследования соответствуют общей потенциальной мощности 31 000 МВт. В 2007, Ибама Агентство по охране окружающей среды одобрило строительство двух новых плотин, Плотина Джирау (3,300 МВт ) и Плотина Санто-Антониу (3150 МВт), на Река Мадейра в состоянии Рондония.[10] В декабре 2007 г. заявка на строительство завода в Санту-Антонио была присуждена компании Madeira Energy с 39% -ным участием государственной компании. Фурнаш, а тендер на завод в Жирау будет объявлен в мае 2008 года.[11] Правительство также осуществляет разработку спорного 11,000 МВт Белу Монте Дам в состоянии Пара, на Река Шингу. IBAMA утвердила предварительную экологическую лицензию Бело Монте в феврале 2010 года, несмотря на внутреннюю волну технических специалистов по поводу неполных данных.[12]

АЭС

Основная статья: Атомная энергетика в Бразилии

Также в 2007 году компании Electronuclear было предоставлено разрешение на возобновление строительства Angra 3, электростанции мощностью 1350 МВт, и в настоящее время она находится в процессе выбора площадки для четвертой атомной электростанции.[8] В феврале 2014 года Eletrobras Eletronuclear заключила контракты на начало строительства с предполагаемой датой завершения в 2018 году.[13]

Термоэлектрические установки

В настоящее время развитие газовой термоэлектроэнергии в некоторой степени находится под угрозой из-за отсутствия надежных поставок газа. Фактически, наличие надежного газового контракта является предварительным условием для строительства нового термоэлектрическая установка и участвовать в аукционе новой энергии (см. Энергетические аукционы ниже). Чтобы противостоять риску отсутствия поставок газа, Бразилия находится на начальных этапах планирования строительства двух терминалов СПГ, которые, вероятно, будут введены в эксплуатацию примерно в 2010 году. Однако тем временем несколько термоэлектрических станций переводят свое оборудование на двойное -топливная емкость (нефть и газ).[14]

требовать

Всего в 2007 г. было потреблено 410 электроэнергии. тераватт-час (ТВтч), в то время как годовое потребление на душу населения за тот же год составляло в среднем 2166 кВтч.[15] Доля потребления по секторам была следующей:[16]

  • Жилой сектор: 40% (в том числе 6% для сельского хозяйства)
  • Промышленное: 25%
  • Коммерческие: 22%
  • Сельский: 6%
  • Общественные: 13%

Ожидается, что в ближайшие несколько лет спрос на электроэнергию вырастет в среднем на 3,6%, что приведет к общему расчетному потреблению в 504 ТВтч и среднему потреблению на душу населения в 2 527 кВтч.[17][когда? ]

В Бразилии добавление мощностей традиционно отставало от роста спроса.[3] Ожидается, что спрос на электроэнергию будет продолжать расти быстрыми темпами. В эластичность спроса по доходу для электричества оценивается Eletrobras при уровне выше единицы. В период с 1980 по 2000 год спрос на электроэнергию увеличивался в среднем на 5,4 процента в год, в то время как ВВП рос в среднем на 2,4 процента в год. Следовательно, необходимы инвестиции для увеличения генерирующих и передающих мощностей, поскольку избыточное предложение ограничено, несмотря на сокращение спроса после нормирование энергии программа, реализованная в 2001 году в ответ на энергетический кризис.[2]

Доступ к электричеству

Бразилия, наряду с Чили, является страной с самым высоким уровнем доступа в Латинской Америке. Энергетический сектор Бразилии обслуживает более 50 миллионов потребителей, что соответствует примерно 97% домохозяйств страны, имеющих доступ к надежной электроэнергии.[3]

Качество обслуживания

Частота и продолжительность прерывания

Частота и продолжительность прерываний очень близки к средним для LAC область, край. В 2005 году среднее количество прерываний на одного абонента составляло 12,5, а продолжительность прерываний на абонента - 16,5 часов. В средневзвешенные за LAC было 13 перерывов и 14 часов соответственно.[18]

Потери при распределении

Потери при распределении электроэнергии в 2005 г. составили 14%, что соответствует среднему показателю в 13,5%. LAC область, край[18] но примерно вдвое больше, чем в стране ОЭСР, такой как Великобритания, с потерями при распределении 7%.[19]

Обязанности в электроэнергетическом секторе

Политика и регулирование

В Министерство энергетики и шахт (MME) несет общую ответственность за определение политики в электроэнергетическом секторе, в то время как АНЕЛЬ, который связан с Министерством горнорудной промышленности и энергетики, является Агентство по регулированию электроэнергетики Бразилии создана в 1996 году Законом № 9427. Функция ANEEL заключается в регулировании и контроле производства, передачи и распределения энергии в соответствии с действующим законодательством, директивами и политикой, продиктованной центральным правительством.[20] В Национальный совет по энергетической политике (CNPE), является консультативным органом MME, отвечающим за утверждение критериев поставок и «структурных» проектов, в то время как Комитет по мониторингу электроэнергетики (CMSE) контролирует непрерывность поставок и безопасность.[21]

ANEEL и Министерство окружающей среды почти не играют роли в том, какие инвестиционные проекты будут реализованы, но они влияют только на то, как проекты будут реализованы, после того, как решение будет принято. Боссы обоих ушли в отставку, вместо того чтобы поддерживать инфраструктурные проекты в Амазонке.[9]

В Оператор национальной электроэнергетической системы (ONS) - это некоммерческая частная организация, созданная в августе 1998 года, которая отвечает за координацию и контроль установок генерации и передачи в Национальной взаимосвязанной системе (SIN). ONS находится под контролем и регулированием ANEEL.[4]

В Палата коммерциализации энергии (CCEE), преемник MAE (Mercado Atacadista de Energia Electrica), является оператором коммерческого рынка. Первоначальная роль оператора заключалась в создании единого интегрированного коммерческого рынка электроэнергии, регулируемого в соответствии с опубликованными правилами. Эта роль стала более активной, поскольку теперь за систему аукционов отвечает CCEE.[7] Правила и процедуры коммерциализации, регулирующие деятельность CCEE, утверждаются ANEEL.[22]

Наконец, Энергетическая исследовательская компания (EPE) была создана в 2004 году с конкретной миссией по разработке интегрированного долгосрочного планирования для энергетического сектора Бразилии. Его миссия заключается в проведении исследований и исследовательских услуг в области планирования энергетического сектора в таких областях, как электроэнергетика, нефть и природный газ и его производные, уголь, возобновляемые источники энергии и энергоэффективность, среди прочего. Его работа служит вкладом в планирование и реализацию действий Министерства энергетики и горнодобывающей промышленности при формулировании национальной энергетической политики.[23]

Бразильская электроэнергетическая модель полностью дерегулирована, что позволяет производителям продавать всю свою «гарантированную энергию» по свободно заключенным договорам с потребителями мощностью более 3 МВт или через энергетические аукционы, проводимые CCEE (см. энергетические аукционы ниже). . Согласно этой модели, дистрибьюторы должны сокращать 100% ожидаемого спроса. В настоящее время поставки бразильской генерации могут продаваться на четырех типах рынков:[14]

  • Аукционные контракты «Старая энергия» * (долгосрочные): примерно 41% рынка 2006 г.
  • Контракты на аукционе «Новая энергия» * (долгосрочные): начало поставки 2008 г.
  • Контракты свободного рынка (долгосрочные): примерно 27% рынка 2006 г.
  • Продажи на спотовом рынке (размер неизвестен)

(* Правительство определяет два типа генерирующих мощностей: «старая энергия» и «новая энергия». Старая энергия представляет собой существующие электростанции, с которыми уже были заключены контракты в 1990-х годах, в то время как новая энергия относится к той энергии, которую производят станции, которые еще не построены. или существующими заводами, отвечающими определенным критериям.)

Поколение

В Бразилии в электроэнергетическом секторе доминируют крупные компании, контролируемые государством. В федеральной собственности Eletrobras занимает около 40% мощности (включая 50% плотины Итайпу) с государственными компаниями CESP, Cemig и Copel, контролирующие 8%, 7% и 5% генерирующих мощностей соответственно.[14]

Генерирующие мощности распределяются между различными компаниями следующим образом:

КомпанияКонтролирующий акционерУстановленная мощность (МВт)% Общий
Eletrobras (1)Федеральный Gvt.38,11140%
CESPSP State Gvt.7,4518%
CemigMG State Gvt.6,6927%
КопельPR State Gvt.4,5505%
Трактебель ЭнергияGDF Suez6,8707%
AES TieteAES Corp.2,6513%
ДругиеВ основном частный сектор29,96931%
Всего по Бразилии96,294100%

Источник: Eletrobras, CESP, Cemig, Copel, Tractebel Energia, AES Tiete, Министерство энергетики и шахт(1) Учитывая 6300 МВт Игуасу

В настоящее время около 27 процентов генерирующих активов находится в руках частных инвесторов. Принимая во внимание строящиеся станции, а также концессии и лицензии, уже предоставленные ANEEL, ожидается, что эта цифра вырастет до 31 процента в среднесрочной перспективе и достигнет почти 44 процентов в течение 5–6 лет. Частный участие в капитале в генерирующем бизнесе, вероятно, будет составлять 50 процентов установленной мощности в ближайшие годы[3]

Передача инфекции

Важность передающей системы Бразилии возрастает, поскольку адекватная пропускная способность важна для управления последствиями региональной засухи, позволяя перемещать электроэнергию из районов, где выпадает много осадков. Фактически, нормирование, которое произошло в Бразилии в 2001-2002 гг. (См. Кризис 2001-2002 годов ниже), можно было бы в значительной степени предотвратить, если бы была адекватная пропускная способность между югом (избыточное предложение) и юго-востоком (серьезный дефицит).[14]

Передача оставалась почти исключительно под государственным контролем через федеральные (Eletrobras ) и государственных компаний (в основном Sao-Paulo-CTEEP, Minas Gerais-Cemig и Parana-Copel) до недавнего времени.[когда? ] Однако, согласно новой модели регулирования сектора, в Бразилии существует около 40 концессий на передачу электроэнергии. Большинство из них по-прежнему контролируется государством, а дочерние компании находятся в ведении федеральной компании. Eletrobras 69% всех линий электропередачи.[14]

КомпанияКонтролирующий акционерПлощадь концессииЛинии электропередачи (км)
Чистые передающие компании
CTEEPISA (Колумбия)Штат Сан-Паулу11,837
Terna ParticipacoesТерна (Италия)Гояс, Баия, Бразилия, Мараньяо2,447
Компании со значительными операциями по передаче
CemigСостояние MGМинас-Жерайс21,184
КопельШтат ПаранаПарана7,045
Элетросул, Фурнаш, Eletronorte, ЧесфEletrobrasПо всей Бразилии56,384

Источник: Bear Stearns 2007

Распределение

В Бразилии 49 коммунальных предприятий с концессиями на распределение.[16] и около 64% ​​бразильских распределительных активов контролируются компаниями частного сектора.[14] В следующей таблице перечислены наиболее важные дистрибьюторские компании Бразилии:

КомпанияКонтролирующий акционерПлощадь концессииПродажи (ГВтч)Продажи (%)
CemigMG State GovtМинас-Жерайс20,22140%
ЭлетропаулоAES Corp.Сан-Паулу31,64212.5%
CPFLVBC GroupШтат Сан-Паулу за пределами города Сан-Паулу36,13514.3%
КопельPR State Govt.Парана17,5246.9%
Energias do BrasilEDPСан-Паулу, Риу-Гранди-ду-Сул15,8636.3%
СелескSC State GvtСанта-Катарина15,1576.0%
СветEDFРио-де-Жанейро19,1397.6%
Экваториальный (Джемар)GP Investimentos / PactualMaranhao2,7931.1%
Ампла (Cerj)EnersisРио де Жанейро6,8322.7%
ДругиеВ основном частный сектор87,59434.6%
Всего по Бразилии252,900100.0%

Источник: Bear Stearns, 2007 г.

Возобновляемые источники энергии

В Бразилии гидроэлектроэнергия обеспечивает около 77% общего спроса на электроэнергию. По оценкам, около 70% от общего гидроэлектроэнергия потенциал страны до сих пор не используется.[14]

За исключением биомассы, на которую приходится около 3,5% общей генерирующей мощности, нет других возобновляемых источников энергии, кроме гидроэлектроэнергия играет важную роль в энергетическом балансе. Однако потенциал энергии ветра, который сосредоточен на северо-востоке, очень велик. Это около 143 ГВт, что превышает текущую установленную мощность и уступает только Аргентина в LAC область, край.[24] Есть проекты по развитию биомассы, солнечной и ветровой энергии.[15]

ПРОИНФА

В 2002 году правительство Бразилии создало Программу по развитию альтернативных источников электроэнергии (PROINFA). Программа направлена ​​на расширение участия источников энергии ветра, источников биомассы и малых гидроэнергетических систем в энергоснабжении бразильской энергосистемы через автономных независимых производителей (PIA). Среднесрочная и долгосрочная цель (например, 20 лет) программы заключается в том, чтобы определенные источники обеспечивали 15% годового роста рынка, пока они не достигнут 10% годовой потребности страны / общего потребления электроэнергии.[25]

История электроэнергетики

Ситуация до реформ: модель с доминированием государства

До начала 1990-х годов электроэнергетический сектор Бразилии находился в основном в руках правительства. В 1970-х годах в этом секторе наблюдалось заметное развитие. Однако к концу 1980-х гг. Модель государственной собственности оказалась на грани краха. Эта деликатная ситуация явилась результатом сильно субсидированных тарифов и дефицита доходов в секторе в размере около 35 миллиардов долларов США, что привело к задержке строительства около 15 крупных гидроэлектростанций из-за отсутствия средств для инвестиций. Усилия по решению проблемы ухудшения состояния сектора не увенчались успехом, и эта ситуация еще больше усилила необходимость глубоких реформ. Большое обязательство было взято на Президент Кардозу провести существенную реформу электроэнергетического сектора Бразилии. Первые реформы, проведенные в энергетическом секторе, были нацелены на то, чтобы обеспечить участие частного капитала, а также улучшить его экономическое положение.[3]

Реформы 1990-х годов

Проект реструктуризации бразильского электроэнергетического сектора, RESEB, который заложил первые шаги по реализации реформы электроэнергетического сектора, был инициирован в 1996 году во время администрации Президент Кардозу. Целью реформы было создание более конкурентоспособного сектора энергетики с созданием равных условий для участия частного сектора. Кроме того, были приватизированы государственные коммунальные предприятия и активы. Хотя передающие активы не были приватизированы, большая часть расширения передающей сети была проведена за счет частного капитала.[3] Эта реформа также привела к созданию в 1996 году ANEEL (Бразильское национальное агентство по регулированию электроэнергетики), квазинезависимого регулирующего органа, отвечающего за надзор за сектором электроэнергетики. Однако основные шаги по реструктуризации были предприняты с принятием Закона 1998 года (Закон 9648/98). Эти шаги включали создание независимого оператора национальной системы передачи (ONS) и оператора коммерческого рынка (MAE), которые не работали до 2001 года.[3]

В результате реформ в электроэнергетике был привлечен новый капитал, как в плане приватизации, так и новые проекты. Часть государственных генерирующих мощностей была приобретена иностранными инвесторами, такими как Tractebel, AES, Prisma Energy, Эль-Пасо и Герцог, которые стали значительными производителями. Кроме того, местные инвесторы, такие как промышленные группы, крупные клиенты, коммунальные предприятия и пенсионные фонды, также вложили значительные средства в национальный сектор генерации. Другие компании, такие как EdF (Électricité de France ), Endesa и Chilectra сосредоточила свое внимание на распределительном сегменте, сегменте, в котором приватизация привела к повышению качества обслуживания и сокращению краж, неплатежей и технических потерь.[3]

Однако реформы не смогли предотвратить энергетический кризис, который должен был развернуться в 2001 году. Установленная мощность увеличилась только на 28 процентов в течение 1990-99 годов, тогда как спрос на электроэнергию увеличился на 45 процентов.[2] В 1999 г., поскольку дефицит электроэнергии уже прогнозировался, Президент Кардозу Администрация предприняла усилия по увеличению частных инвестиций в электроэнергетический сектор посредством Приоритетной программы по теплоэнергетике (PPT), направленной на быстрое строительство более 40 газовых тепловых станций. К сожалению, необходимые инвестиции не были реализованы, и кризис стал неизбежен.[3]

Кризис 2001-2002 годов и реакция правительства

Бразилия столкнулась с одним из самых серьезных энергетических кризисов в своей истории в 2001–2002 годах. Кризис был прямым результатом того, что на несколько лет было более сухо, чем в среднем в стране с более чем 80% гидроэлектростанция генерирующая мощность. Кроме того, на несколько задержек с вводом в эксплуатацию станций новой генерации и проблемы с передачей в третьем контуре гидроэлектростанции Итайпу пришлось треть дефицита энергии. Уровни водохранилища достигли такого низкого уровня, что подача не могла быть обеспечена более чем на четыре месяца.[3]

Вскоре стало ясно, что потребуются строгие программы сокращения спроса, чтобы избежать повсеместных отключений электроэнергии. В июне 2001 г. правительство создало Совет по управлению кризисными ситуациями (CGE) под председательством Президент Кардозу сам. CGE получила особые полномочия, в том числе право устанавливать специальные тарифы, вводить обязательное нормирование и отключение электроэнергии, а также обходить обычные процедуры торгов при закупке нового заводского оборудования. Вместо того, чтобы прибегать к веерные отключения электроэнергии, правительство решило применить систему квот. Квоты были установлены для всех потребителей на основе исторического и целевого уровня потребления с применением бонусов за потребление значительно ниже предписанного уровня, штрафов за чрезмерное потребление и некоторой свободы для крупных пользователей в обмене квотами на вторичный рынок. Цель правительства по сокращению исторического уровня потребления по крайней мере на 20% в течение восьми месяцев была успешно достигнута, при этом правительству пришлось выплатить более 200 миллионов долларов США в виде бонусов жилым, промышленным и коммерческим потребителям. Это достижение позволило системе преодолеть этот длительный период без отключений и отключений.[26] и доказал потенциал усилий по управлению спросом и энергоэффективности, которые позволили создать виртуальную мощность в 4000 МВт, что помогло стране сократить разрыв между спросом и предложением очень экономичным способом. Кроме того, правительство запустило программу заключения контрактов на создание аварийных генерирующих мощностей, при этом были приняты предложения на общую сумму 2100 МВт новой тепловой мощности.[3]

Однако кризис затронул многих игроков. Выручка производителей и дистрибьюторов снизилась на 20% из-за сокращения потребления. В конечном итоге эта ситуация была исправлена ​​путем увеличения тарифов, утвержденных правительством. Финансовое положение дистрибьюторов также пострадало, потребители также пострадали от повышения цен на электроэнергию (140% в номинальные условия между 1995 и 2002 гг.).[3]

Реформы 2003-2004 гг .: энергетические аукционы

Не путать с Бразильский аукцион.
Смотрите также: Государственный аукцион § Бразилия

В январе 2003 г. новая администрация во главе с Луис Инасио Лула да Силва занял первое место среди критики реформ, проведенных в электроэнергетическом секторе администрацией Президент Кардозу, поддерживая модель, в которой система должна быть полностью регулируемой. Незавершенная приватизация трех дочерних генерирующих компаний крупного государственного предприятия, Eletrobras, были остановлены. Однако, несмотря на первоначальные ожидания, новая администрация выбрала модель, которая явно нацелена на привлечение долгосрочных частных инвестиций в сектор и в значительной степени зависит от конкуренции. Кроме того, существующие институты были сохранены, а в некоторых случаях укреплены с помощью новой компании EPE, созданной с конкретной миссией по разработке комплексного долгосрочного планирования для энергетического сектора в Бразилии.[3]

Новая законодательная база была определена Законом № 10 848/2004, который установил четкие, стабильные и прозрачные правила, направленные на обеспечение поставок и непрерывное расширение внутренней деятельности сектора (генерация, передача и распределение). Расширение было связано с справедливой окупаемостью инвестиций и универсальным доступом к услугам, а также с корректировкой тарифов. Постановлением № 5081/2004 утверждена нормативно-правовая база для электроэнергетического сектора, в которой указаны конкретные положения для достижения целей реформы. [4]Одним из определяющих элементов модели, принятой новой администрацией, является создание энергетических аукционов в качестве основного механизма закупок для распределительных компаний для приобретения энергии для обслуживания своих зависимых потребителей. Эта инициатива помогла ввести конкуренцию в энергетическом секторе, а также помогла решить некоторые из существующих недостатки рынка. В соответствии с этой системой аукционы мощности по проектам новой генерации будут проводиться за три-пять лет до даты поставки. Министерство горнодобывающей промышленности и энергетики стремится обеспечить удовлетворение всех потребностей в будущем расширении и строительство станций только после того, как они выиграют тендеры на поставку энергии. аукционы и гарантированы долгосрочные контракты. Первый аукцион был проведен в декабре 2004 г., и было продано контрактов на общую сумму около 40 ГВт.[3]

Тарифы и субсидии

Тарифы

Средние тарифы на электроэнергию для различных секторов в 2007 году были следующими:[27]

  • Жилой сектор: 15,3 цента США / кВтч
  • Промышленные: 11,3 цента США / кВтч
  • Коммерческий: 14,2 цента США / кВтч
  • В сельской местности: 9,1 цента США / кВтч

Инвестиции и финансирование

В течение последних 20 лет Бразилия была одним из основных получателей инвестиций частного капитала в свой энергетический сектор.[3] Общий объем инвестиций частных субъектов в энергетический сектор с 1994 по 2006 год составил 56 586 миллионов долларов США в 124 проекта.[28] Однако, несмотря на дерегулирование в Бразилии и более высокие тарифы в системе аукционов «новой энергии», инвестиции, особенно в генерацию, значительно замедлились. Эта ситуация не считается результатом опасений по поводу модели регулирования или предельных цен на аукционах, но она отражает отсутствие доступных проектов. Существующие задержки с выдачей природоохранных лицензий и неопределенность в отношении поставок боливийского газа в значительной степени объясняют отсутствие проектов гидроэлектростанций и газовых термоэлектрических систем соответственно.[14]

Инвестиции, необходимые в производство электроэнергии в течение следующих 10 лет, составляют: Реалов 40 миллиардов или около 24,2 миллиарда долларов США (29 апреля 2008 г.). Такой высокий объем инвестиций будет реализован только в том случае, если правительству удастся привлечь больше инвестиций частного сектора.[15]

Резюме частного участия в электроэнергетическом секторе

В Бразилии в электроэнергетическом секторе доминируют крупные компании, контролируемые государством. В федеральной собственности Eletrobras занимает около 40% емкости (в том числе 50% Итайпу ), при этом государственные компании CESP, Cemig и Copel контролируют 8%, 7% и 5% генерирующих мощностей соответственно. Около 27% генерирующих активов в настоящее время находятся в руках частных инвесторов.

Передача, она оставалась почти исключительно под государственным контролем через федеральные (Eletrobras ) и государственных компаний (в основном Sao-Paulo-CTEEP, Minas Gerais-Cemig и Parana-Copel) до недавнего времени.[когда? ] Тем не менее, согласно новой модели регулирования сектора, существует около 40 передающих сетей. Что касается распределения, существует 49 коммунальных предприятий с распределительными концессиями, и около 64% ​​распределительных активов контролируются компаниями частного сектора.

МероприятияЧастное участие (%)
Поколение10%
Передача инфекциив основном публичные
Распределение64%

Электричество и окружающая среда

Ответственность за окружающую среду

Ответственность за охрану окружающей среды в Бразилии несет Министерство окружающей среды. Одним из связанных с ним учреждений является Ibama, Бразильский институт окружающей среды и возобновляемых природных ресурсов, который отвечает за выполнение экологической политики, продиктованной Министерством в отношении лицензирования окружающей среды; контроль качества окружающей среды; разрешение на использование природных ресурсов; и экологический мониторинг и контроль, среди прочего.[29]

Выбросы парниковых газов

ОЛАДЕ (Латиноамериканская энергетическая ассоциация) подсчитала, что CO2 выбросы от производства электроэнергии в 2003 году составили 20 миллионов тонн CO.2, что соответствует менее 7% общих выбросов от энергетического сектора.[30] Такой низкий вклад в выбросы от производства электроэнергии по сравнению с другими странами региона объясняется высокой долей гидроэлектростанция поколение.

МЧР проекты в электроэнергетике

Бразилия принимает наибольшее количество CDM проекты в регионе Латинской Америки. Зарегистрированные проекты составляют 40% от общего числа в регионе и составляют 45% Сертифицированные сокращения выбросов (ССВ) (до 2012 г.).[31]

Что касается электроэнергетики, то в марте 2008 года был зарегистрирован 91 проект, что в общей сложности составляет 9 миллионов. тонны CO2 в год. Распределение проектов по категориям выглядит следующим образом:[32]

Тип проектаКоличество проектовktonCO2/год
Энергия биомассы381,860
Отрасль энергоэффективности149
Энергоэффективность собственной генерации190
Распределение энергии154
Переключатель ископаемого топлива6139
Гидроэлектроэнергия231,013
Свалочный газ175,660
Ветер4170
ОБЩИЙ919,034

Источник: РКИК ООН

Расчет стоимости бразильской электроэнергии

Энергоэкономическая оценка, учитывающая общие и невозобновляемые удельные затраты на эксергию и удельные выбросы CO2 от бразильской электроэнергии, выполнена Флорес-Оррего и др. (2014),[33] включая тепловые, атомные, гидроэлектростанции, ветряные электростанции и электростанции, работающие на биомассе. Анализ начинается с получения топлива и продолжается на различных этапах строительства, транспортировки и переработки топлива, эксплуатации и вывода из эксплуатации электростанции с выработкой электроэнергии в качестве желаемого результата. Этот подход позволяет рассчитать прямые выбросы CO2, а также выбросы выше и ниже по потоку, которые играют важную роль в некоторых технологиях. Таким образом, может быть достигнуто лучшее сравнение использования различных видов топлива при производстве электроэнергии. Процедура итерационного расчета используется для определения удельных затрат на эксергию электроэнергии и переработанного топлива, поскольку и электричество, и переработанное топливо используются в их собственных производственных маршрутах.

Как и ожидалось, электростанции, работающие на ископаемом топливе, представляют самые высокие удельные выбросы CO2, при этом угольные электростанции лидируют в группе. Однако, даже несмотря на то, что электростанции, работающие на ископаемом топливе, оказывают наиболее заметное воздействие на окружающую среду, их общие удельные затраты на эксергию намного ниже, чем у электростанций, работающих на жмыхе сахарного тростника. Это показывает, что типичные конфигурации электростанций, работающих на жмыхе сахарного тростника, хотя и являются почти возобновляемыми, далеки от эффективных технологий. Гидро- и ветряные электростанции имеют самые низкие удельные выбросы CO2, а также самые низкие удельные затраты на электроэнергию. Из-за высокой доли возобновляемых источников в производстве электроэнергии (около 89% от общего объема) выбросы в структуре электроэнергетики Бразилии в 7,5 и 11,8 раз ниже, чем в структуре электроэнергетики Европы и мира. Кроме того, благодаря более высокому КПД гидроэлектростанций, которые вносят значительный вклад в производство электроэнергии в Бразилии, общая удельная стоимость эксергии ниже, и, таким образом, эксергетическая эффективность производства электроэнергии выше по сравнению со странами, использующими ископаемое топливо. топливо для производства электроэнергии.

Очевидно, что общая стоимость эксергии для технологий, работающих на ветре и природном газе, почти одинакова, но, в отличие от ветряных электростанций, невозобновляемые удельные затраты на эксергию для электростанций, работающих на природном газе, практически равны общей стоимости. Этот результат является следствием предполагаемого КПД ветряных электростанций. Если учесть накопление энергии для прерывистых технологий, таких как ветряные электростанции, общая стоимость эксергии может быть немного увеличена. Выбросы СО2 вверх и вниз по угольному маршруту составляют очень небольшую часть общих выбросов СО2 по сравнению с прямыми выбросами от сжигания угля на электростанции. Наконец, отмечается, что разногласия, связанные с затопляющими дамбами обширных зон со сложными экосистемами, должны быть тщательно проанализированы, поскольку, согласно результатам, представленным Dones et al., Выбросы парниковых газов могут быть увеличены до уровней выбросов, сравнимых с теми. газовых парогазовых электростанций.

Внешняя помощь

Межамериканский банк развития

В Межамериканский банк развития (IDB) в настоящее время (апрель 2008 г.) поддерживает несколько проектов и вносит вклад в различные инициативы по технической помощи в энергетическом секторе Бразилии. Наиболее актуальными проектами с финансированием от ИБР являются:

  • Проект предоставления услуг в области возобновляемых источников энергии представляет собой техническое сотрудничество, направленное на реализацию нескольких пилотных проектов, демонстрирующих три многообещающие бизнес-модели под руководством частного сектора для предоставления услуг в области возобновляемых источников энергии изолированным общинам в Бразилии. ИБР поддерживает эту техническую помощь в размере 45 миллионов долларов США в виде 2,25 миллиона долларов США.
  • В Инвестиционная программа Celpa Capital стремится расширить и улучшить распределительную электрическую систему Celpa, позволяющую Компании (i) обеспечивать электроэнергией новых потребителей, в основном в сельской местности; (ii) позволить повысить производительность и снизить затраты и (iii) улучшить качество и надежность сетевого распределения. The IDB supports this US$400 million project with a US$75 million loan.
  • In February 2008, the IDB approved a US$95.5 million loan for the ATE III Transmission Project, a US$402 million project for the development, construction, erection, commissioning, operation and maintenance of approximately 459-kilometer transmission lines from the State of Пара к Штат Токантинс.

Всемирный банк

В Всемирный банк is currently (April 2008) supporting three rural poverty reduction projects that include the provision of access to electricity services:

Источники

  • Economist Intelligence Unit, 2007. Industry Briefing. Brazil: Energy and electricity forecast. 22 августа 2007 г.
  • Economist Intelligence Unit, 2008. Industry Briefing. Brazil: Energy and electricity profile. 30 янв.2008 г.
  • Millán, J. 2006. Entre el mercado y el estado. Tres décadas de reformas en el sector eléctrico de América Latina. Глава 3:La reforma en Brasil. Межамериканский банк развития.
  • Ministry of Mines and Energy, 2016. [2].
  • World Bank, 2007.Closing the Electricity Supply-Demand Gap. Case Study: Brazil.

Смотрите также

Примечания

  1. ^ [1]
  2. ^ а б c ОЭСР
  3. ^ а б c d е ж грамм час я j k л м п о п q World Bank 2007
  4. ^ а б c National System Operator (ONS)
  5. ^ а б c Ministry of Energy and Mines 2016
  6. ^ Fernandes, Elton; Маркус; Fonseca, A.; Paulo Sergio, R. Alonso (2005). "Natural gas in Brazil's energy matrix: demand for 1995–2010 and usage factors". Энергетическая политика. 33 (3): 365–386. Дои:10.1016/j.enpol.2003.08.006.
  7. ^ а б Lock, Reinier (2005). "The New Electricity Model in Brazil: An Institutional Framework in Transition". The Electricity Journal. 18: 52–61. Дои:10.1016/j.tej.2004.12.003.
  8. ^ а б ОВОС
  9. ^ а б c "The rights and wrongs of Belo Monte". Экономист. 4 мая 2013. Получено 4 мая 2013.
  10. ^ Экономист
  11. ^ Canal Energia[постоянная мертвая ссылка ]
  12. ^ ORM Belém
  13. ^ http://www.power-technology.com/projects/angranuclear/[ненадежный источник? ]
  14. ^ а б c d е ж грамм час Bear Stearns 2007
  15. ^ а б c Economist Intelligence Unit, 2008
  16. ^ а б ABRADEE
  17. ^ Economist Intelligence Unit, 2007
  18. ^ а б Benchmarking data of the electricity distribution sector in Latin America and Caribbean Region 1995-2005
  19. ^ OFGEM
  20. ^ Decree No 2.335,October 6, 1997
  21. ^ Millán,2006
  22. ^ CCEE - Câmara de Comercialização de Energia Elétrica
  23. ^ pt:Empresa de Pesquisa Energética
  24. ^ Всемирный банк
  25. ^ МЭА
  26. ^ ESMAP, 2005. Chapter 4[постоянная мертвая ссылка ]
  27. ^ "ANEEL". Архивировано из оригинал на 2011-05-20. Получено 2008-04-17.
  28. ^ Private Participation in Infrastructure Database
  29. ^ Brazilian Institute for the Environment and Renewable Natural Resources (Ibama)
  30. ^ OLADE В архиве 2007-09-28 на Wayback Machine
  31. ^ UNEP Riso Center. CDM pipeline, March 2008
  32. ^ UNFCCC
  33. ^ Flórez-Orrego, Daniel (2014). "Renewable and non-renewable exergy cost and specific CO2 emission of electricity generation: The Brazilian case". Преобразование энергии и управление. 85: 619–629. Дои:10.1016/j.enconman.2014.04.058.

внешняя ссылка