ブラジルの電力部門

電力部門ブラジル

データ
電気の供給範囲（2016年）	97% (合計)、( 2005 年のLAC合計平均: 92%)
設備容量（2024年）	230,079MW [1 ]
化石エネルギーの割合	12.8% [1]
再生可能エネルギーの割合	86.4% [1]
発電による温室効果ガス排出量（2003年）	20 百万トンCO2
平均電力使用量（2007年）	一人当たり2,166 kWh (米国: 一人当たり 12,300 kWh)
配電損失（2005年）	14%
部門別消費量 （全体の%）
居住の	34% (2006)
産業	25% (2006)
コマーシャル	22% (2006)
公共部門	13% (2006)
田舎	6% (2006)
関税と資金調達
住宅用平均電気料金 （米ドル/kW·h、2007年）	0.153; ( 2005 年のLAC平均: 0.115)
平均産業用料金 （米ドル/kW·h、2005年）	0.113; ( 2005年のLAC平均: 0.107)
平均商業料金 （米ドル/kW·h、2005年6月）	0.142
サービス
セクター分離	はい
発電における民間セクターの割合	10%
大規模ユーザーへの競争力のある供給	はい
住宅ユーザーへの競争力のある供給	いいえ
機関
サービスプロバイダー数	6本（発電）、5本（送電）、49本（配電）
規制の責任	ANEEL-電力規制庁
政策立案の責任	鉱山エネルギー省
環境に対する責任	環境省
電力分野法	はい（2004）
再生可能エネルギー法	いいえ
電力分野に関連するCDM取引	登録済みCDMプロジェクト91件、年間9,034,000トンのCO2排出量削減

ブラジルはラテンアメリカで最大の電力部門を有しています。2021年末の容量は181,532MWでした。^[2] 設置容量は1970年の11,0​​00MWから増加し、年間平均成長率は5.8%でした。^[3] ブラジルは世界最大の貯水容量を誇り、^[4]水力発電に依存しており、電力需要の60%以上を賄っています。国の送電網は60Hzで稼働しており、83%が再生可能エネルギー源から供給されています。水力発電への依存により、ブラジルは干ばつの年に電力供給不足に陥りやすく、2001～2002年のエネルギー危機で実証されました。^[5]

2023年には、8,800万人以上の消費者に電力を供給するブラジルの電力システムの出力は、南米の他のすべての国の合計を上回る。2029年までに1,000億ドルを超えると予想される投資は、送電・配電プロジェクトと並行して、公益事業規模の分散型発電の拡大を目的としている。^[6]

全国相互接続システム（SIN）は、南部、南東部、中西部、北東部、北部の一部にある電力会社で構成されています。国の電力生産のわずか3.4％がSIN外にあり、主にアマゾン地域にある小規模で孤立したシステムにあります。^[7]

2021年末現在、ブラジルは水力発電（109.4GW）とバイオマス（15.8GW）の設置量で世界第2位、風力発電（21.1GW）では世界第7位、太陽光発電（13.0GW）では世界第14位であり、太陽エネルギーでも世界トップ10入りする見込みです。^[9] 2021年末現在、ブラジルは風力エネルギー（72TWh）で中国、米国、ドイツに次ぐ世界第4位の生産国であり、太陽エネルギー（16.8TWh）では世界第11位の生産国です。^[10]

ブラジルのエネルギーマトリックスの主な特徴は、世界のそれよりもはるかに再生可能だということです。2019年、世界のマトリックスのうち再生可能エネルギーが占める割合はわずか14%でしたが、ブラジルは45%でした。石油および石油製品はマトリックスの34.3%を占め、サトウキビ由来製品は18%、水力エネルギーは12.4%、天然ガスは12.2%、薪および木炭は8.8%、さまざまな再生可能エネルギーは7%、鉱物石炭は5.3%、原子力は1.4%、その他の非再生エネルギーは0.6%でした。^[11]

電力エネルギーマトリックスでは、ブラジルと世界の差はさらに大きく、2019年に世界の再生可能電力エネルギーは25％に過ぎなかったのに対し、ブラジルは83％であった。ブラジルの電力マトリックスは、水力エネルギー64.9％、バイオマス8.4％、風力エネルギー8.6％、太陽エネルギー1％、天然ガス9.3％、石油製品2％、原子力2.5％、石炭および派生製品3.3％で構成されていた。^[11]

ブラジルの発電能力は依然として水力発電所が主流で^[5]、総設備容量の77%を占め^[12]、 1,000MWを超える発電所が24か所ある。かつては、全国送電網に供給される電力の約88%が水力発電から供給されていたと推定されており、25%以上が単一の水力発電所、ブラジルとパラグアイの間のパラナ川沿いにある巨大な14GWのイタイプダム施設から供給されていた。^[5]天然ガス発電は2番目に重要で、総容量の約10%を占め^[12] 、鉱山エネルギー省が1993年に設定した2010年の目標12%に近い。^[13]

豊富な水力発電資源への依存は、全体的な発電コストを削減すると言われています。しかし、水力発電への大きな依存は、降雨量の少ない年に供給不足に特に脆弱な国にしました（下記の2001～2002年の危機を参照）。^[14]

2016年末までに、発生源別の内訳は次の通りであった。^[12]

出典：鉱山エネルギー省、2016年

上の表にまとめられているように、ブラジルにはアングラ1（657MW）とアングラ2（1,350MW）の2つの原子力発電所があり、どちらも国営（混合経済）のエレトロブラスの子会社であるエレトロニュークリアが所有している。^[15]

ブラジルは、人口増加と富裕化による需要増に対応するため、毎年6000MWの発電能力を追加する必要がある。ブラジルエネルギー省は、新規供給の50％を水力発電、30％を風力とバガスなどのバイオマス、 20％をガスやその他のエネルギー源から発電することを決定した。北東部の風は、水力発電所の発電量が少なくなる乾季に最も強くなるため、2つのエネルギー源は季節的に補完的である。^[16]

ブラジルには、開発計画のない保護地域にある約8万MWを含む、18万MWの未開発の水力発電の潜在能力がある。政府は、2030年までに残りの水力発電を開発する予定である。新しい水力発電所のほとんどは、貯水池が小さいため環境へのダメージが少ない流れ込み式発電所である。しかし、乾季にはその容量のほんの一部しか使用できないため、干ばつの影響を受けやすく、効率も低い。^[16]

インド国立電力庁（ANEEL）は、2006年から2008年にかけて、いくつかの水力発電所（小規模、中規模、大規模）の実現可能性調査を委託しました。これらの調査は、合計31,000MWの潜在的容量に相当します。2007年、環境庁であるIbamaは、ロンドニア州のマデイラ川に、ジラウダム（3,300MW ）とサントアントニオダム（3,150MW）という2つの新しいダムを建設することを承認しました。^[17]サントアントニオ発電所の入札は、国営企業フルナスが39%参加した状態でマデイラエナジー社が2007年12月に落札したが、ジラウ発電所の入札は2008年5月に開始される予定である。 ^{[18]政府はまた、}パラ州のシングー川沿いにある物議を醸している11,000MWのベロモンテダムの開発を進めている。IBAMA は、不完全なデータに対する技術者の内部からの抗議にもかかわらず、2010年2月にベロモンテの暫定環境ライセンスを承認した。^[19]

また、2007年にはエレクトロニュークリア社は1,350MWの原子力発電所であるアングラ3の建設再開を許可され、現在は4番目の原子力発電所の建設予定地を選定中です。^[15] 2014年2月、エレトロブラス・エレトロニュークリア社は建設開始の契約を締結し、完成予定日は2018年となっています。^{[20] [信頼できない情報源? ]}

現在、ガス火力発電の開発は、ガス供給の確保が不十分なために多少危ぶまれている。実際、ガス供給の確保は、新しい火力発電所を建設し、新しいエネルギーオークションに参加する前提条件である（エネルギーオークションについては下記を参照）。ガス供給が確保できないリスクに対処するため、ブラジルは2つのLNGターミナルを建設する計画の初期段階にあり、2010年頃に稼働を開始する見込みである。しかし、その間に、いくつかの火力発電所は、その機械を二重燃料（石油とガス）対応に転換している。^[21]

2007年の総電力消費量は410テラワット時（TWh）で、同年の一人当たりの年間消費量は平均2,166kWhであった。 [ ^22] 部門別の消費量の割合は次の通りである。^[23]

• 住宅：40％（農村部門6％を含む）
• 工業：25%
• 商業: 22%
• 農村部: 6%
• 公共: 13%

今後数年間の電力需要は平均3.6%増加すると予想されており、総消費量は504TWh、一人当たり平均消費量は2,527kWhになると推定されています。^{[24] [いつ? ]}

ブラジルでは、従来、容量の増加は需要の伸びに追いついていない。^[5] 電力需要は今後も急速に伸びると見込まれている。電力需要の所得弾力性は、 Eletrobras 社によって1 を超えると推定されている。1980 年から 2000 年にかけて、電力需要は平均して年間 5.4% 増加し、GDP は平均して年間 2.4% 増加した。そのため、エネルギー危機への対応として 2001 年に実施されたエネルギー配給プログラムによる需要の減少にもかかわらず、供給過剰は限られているため、発電および送電容量の増強には投資が必要である。^[4]

ブラジルはチリと並んでラテンアメリカで最もアクセス率の高い国です。ブラジルの電力部門は5000万人以上の顧客に電力を供給しており、これは国内の世帯の約97％に相当し、彼らは安定した電力にアクセスできます。^[5]

中断の頻度と継続時間はLAC地域の平均と非常に近い。2005年には、加入者1人当たりの中断回数の平均は12.5回、中断継続時間は16.5時間であった。LACの加重平均はそれぞれ13回の中断と14時間であった。^[25]

2005年の配電損失は14%で、 LAC地域の平均13.5%とほぼ一致しているが^{[25] 、配電損失が7%の}イギリスなどのOECD諸国の約2倍である^[26]。

エネルギー鉱山省（MME）は電力部門の政策策定に全面的に責任を負っているが、鉱山エネルギー省と連携するANEELは1996年に法律9427号により設立されたブラジル電力規制機関である。ANEELの機能は、既存の法律および中央政府によって定められた指令や政策に従って、発電、送電、配電を規制および管理することである。^[27]国家エネルギー政策評議会（CNPE）はMMEの諮問機関であり、供給基準と「構造的」プロジェクトの承認を担当し、電力産業監視委員会（CMSE）は供給の継続性と安全性を監視している。^[28]

ANEELと環境省は、どの投資プロジェクトを進めるかについてはほとんど関与しておらず、決定が下された後にプロジェクトがどのように実行されるかに影響を与えるだけです。どちらも、アマゾンのインフラプロジェクトを支援する代わりに、上司を辞任させました。^[16]

国家電力システム運営者（ONS）は1998年8月に設立された非営利の民間団体であり、国家相互接続システム（SIN）の発電および送電設備の調整と管理を担当しています。ONSはANEELの管理と規制下にあります。^[7]

MAE ( Mercado Atacadista de Energia Electrica )の後継組織である電力商業化会議所( CCEE)が商業市場の運営者です。運営者の当初の役割は、公開された規則に従って規制される単一の統合商業電力市場を作成することでした。この役割は、現在CCEEがオークションシステムを担当しているため、より積極的になっています。^[14] CCEEの活動を規制する規則と商業化手順は、ANEELに​​よって承認されています。^[29]

最後に、ブラジルの電力部門の総合的な長期計画を策定するという特別な使命を帯びて、2004年に電力研究会社（EPE）が設立されました。その使命は、電力、石油、天然ガスとその派生品、石炭、再生可能エネルギー資源、エネルギー効率などの分野でエネルギー部門の計画に関する調査と研究サービスを実行することです。その仕事は、エネルギー鉱山省による国家エネルギー政策の策定における行動の計画と実施のための情報として役立ちます^[30]

ブラジルの電力モデルは完全に規制緩和されており、発電業者は3MW以上の消費者と自由に交渉した契約、またはCCEEが管理するエネルギーオークション（エネルギーオークションについては下記を参照）を通じて「保証されたエネルギー」のすべてを販売することができる。このモデルでは、配電業者は予想される需要の100％を契約する必要がある。現在、ブラジルの発電供給は4種類の市場で販売できる。^[21]

• 「旧エネルギー」*オークション契約（長期）：2006年の市場の約41%
• 「新エネルギー」*入札契約（長期）：2008年納入開始
• 自由市場契約（長期）：2006年の市場の約27％
• スポット市場販売（規模不明）

（※政府は、発電能力を「旧エネルギー」と「新エネルギー」の2種類に分類しています。旧エネルギーは、1990年代にすでに契約された既存の発電所を指し、新エネルギーはまだ建設されていない発電所、または特定の基準を満たす既存の発電所によって生産されるエネルギーを指します。）

ブラジルでは、大規模な政府管理企業が電力部門を支配している。連邦政府所有のエレトロブラスは、発電能力の約40％（イタイプダムの50％を含む）を保有しており、国営企業のCESP、セミグ、コペルは、それぞれ発電能力の8％、7％、5％を管理している。^[21]

発電能力は以下のように各社間で分担されます。

出典: Eletrobras、CESP、Cemig、Copel、Tractebel Energia、AES Tiete、エネルギー鉱山省 ⁽¹⁾イグアスの 6,300MW を検討

現在、発電資産の約27％が民間投資家の手に渡っています。建設中の発電所や、ANEELがすでに付与している許可やライセンスを考慮すると、この数字は中期的には31％まで増加し、5～6年後にはほぼ44％に達すると予想されています。今後数年間で、発電事業への民間資本の参加は、設置容量の50％を占める可能性が高いでしょう^[5]

ブラジルの送電システムの重要性は増している。なぜなら、十分な送電容量は地域の干ばつの影響を管理するために不可欠であり、降雨量の多い地域から電力を移動できるようにするためである。実際、2001年から2002年にかけてブラジルで発生した配給制（下記の2001年から2002年の危機を参照）は、南部（供給過剰）と南東部（深刻な不足）の間に十分な送電容量があれば、ほぼ回避できた可能性がある。^[21]

送電は最近まで、連邦（エレトロブラス）と国営企業（主にサンパウロ-CTEEP、ミナスジェライス-セミグ、パラナ-コペル）の両方を通じて、ほぼ独占的に政府の管理下にあった。^{[いつ？ ]}しかし、新しいセクター規制モデルの下では、ブラジルには約40の送電コンセッションがあります。それらのほとんどは依然として政府によって管理されており、連邦企業エレトロブラスの子会社が送電線全体の69％を保有しています。^[21]

出典：ベア・スターンズ 2007

ブラジルエネルギー研究機関（EPE）は、2029年までに電力送電部門に200億米ドルを投資する計画を概説した10年間の拡張計画を発表しました。この計画では、送電線の拡張に140億米ドル、変電所の拡張に60億米ドルを割り当てることが明記されています。^[6]

ブラジルには配電権を有する公益事業会社が49社あり^[23]、ブラジルの配電資産の約64%は民間企業によって管理されています^[21] 。次の表はブラジルの最も重要な配電会社を示しています。

出典：ベア・スターンズ、2007年

2023年には、スペインのイベルドローラやイタリアのENELなどの民間の外資系企業が支配するブラジルの配電部門は、年間約40億ドルの投資を受ける。この資金は主に拡張（69％）を支援し、残りは改善（19％）とネットワークの更新（12％）に割り当てられる。^[6]

2023年には、分散型発電を含む太陽光発電が風力発電を上回り、ブラジルで2番目に大きな電力源となった。2021年には、実用規模の太陽光発電は40.9％増加し、分散型太陽光発電は84％増加した。実用規模の太陽光発電プロジェクトへの投資は200億ドルを超え、2012年以降、分散型太陽光発電にさらに10億ドルが投資されている。^[6]

2021年までに、ブラジルは水力発電（109.4GW）とバイオマス（15.8GW）の設置量で世界第2位、風力発電（21.1GW）では世界第7位、太陽光発電（13.0GW）では世界第14位の国となり、太陽エネルギーでも世界トップ10入りする勢いを見せている。ブラジルは2013年から風力エネルギーの大規模な導入を開始し、2017年からはエネルギーポートフォリオの多様化と水力発電への依存から生じる問題を回避するために、太陽エネルギーの大規模な導入を開始した。^[32]

ブラジル風力発電協会（ABEEOLICA）によると、2023年末までにブラジルの風力発電は29GWに達する見込みだ。12州に890の風力発電所があり、そのうち85％が北東部にある。2028年までに、設備容量は44GWを超え、国の電力マトリックスの13.2％を占めると予想されている。^[6]

ブラジルの風力資源総量は2019年に約500GW（陸上のみ）と推定され、同国の現在の需要の3倍を満たすのに十分なエネルギーです。^{[33] [34]}

2002年、ブラジル政府は代替電力源促進プログラム（PROINFA）を創設した。このプログラムは、独立系発電事業者（PIA）を通じて、風力、バイオマス、小水力発電システムのブラジル送電網への供給への参加を増やすことを目指している。プログラムの中期から長期の目標（つまり20年間）は、指定された電源が年間市場成長の15％を供給し、国の年間電力需要/総消費量の10％に達することである。^[35]

ブラジルの電力部門は、1990年代初頭まで基本的に政府の管理下にあった。この部門は1970年代に目覚ましい発展を遂げた。しかし、1980年代後半までに、国営モデルは崩壊寸前だった。この微妙な状況は、補助金が多額に上る料金と、部門の約350億ドルの収入不足の結果であり、投資資金の不足により約15の大規模水力発電所の建設が遅れた。部門の悪化に対処する努力は成功せず、抜本的な改革の必要性がさらに高まった。当時のブラジル大統領フェルナンド・エンリケ・カルドーゾは、ブラジルの電力部門の大幅な改革を実行するという大きな公約を掲げた。電力部門に導入された最初の改革は、民間資本の参加を認め、経済状況を改善することを目指したものだった。^[5]

ブラジル電力セクター再編プロジェクト（RESEB）は、電力セクター改革実施の第一歩を踏み出したもので、カルドーゾ政権下の1996年に開始された。改革の目的は、民間セクターが参加できる公平な競争の場を作り、より競争力のある電力セクターを構築することだった。さらに、国有の公共事業体と資産は民営化された。送電資産は民営化されなかったが、送電網の拡張のほとんどは民間資本によって行われた。^[5]この改革により、1996年には、電力セクターの監督を担当する準独立規制機関であるANEEL（ブラジル国家電力規制庁）も設立された。しかし、主な再編措置は、1998年の法律（法律9648/98）の制定によって実施された。これらの措置には、独立した国家送電システム運営者（ONS）と商業市場運営者（MAE）の設立が含まれていたが、これらは2001年まで運用されなかった。^[5]

電力部門の改革の結果、民営化とグリーンフィールドプロジェクトの両面で新たな資本が誘致された。国営発電設備の一部は、トラクテベル、AES、プリズマ・エナジー、エル・パソ、デュークなどの外国投資家に買収され、大きな生産者となった。さらに、産業グループ、大口顧客、公益事業、年金基金などの地元投資家も、国営発電部門に多額の投資を行った。EdF（Électricité de France）、エンデサ、チレクトラなどの他の企業は、民営化によってサービスの質が向上し、盗難、未払い、技術的損失が削減された配電部門に注力した。^[5]

しかし、改革は2001年に勃発することになるエネルギー危機を防ぐことには成功しなかった。1990年から1999年の間に設備容量はわずか28%しか増加しなかったが、電力需要は45%増加した。^[4] 1999年、電力不足がすでに予見されていたため、カルドーゾ政権は40以上のガス火力発電所の迅速な建設を目的とした優先火力発電プログラム（PPT）を通じて電力部門への民間投資を増やす努力をした。残念ながら、必要な投資は実現せず、危機は避けられなくなった。^[5]

ブラジルは2001年から2002年にかけて、史上最も深刻なエネルギー危機に直面した。この危機は、水力発電能力が80%を超える同国で、数年にわたって平均より乾燥した天候が続いたことの直接的な結果であった。さらに、新発電所の稼働開始が何度も遅れたことや、イタイプ水力発電所の第3回路の送電問題が、エネルギー不足の3分の1を占めた。貯水池の水位が極めて低くなったため、4か月以上供給が確保できなかった。^[5]

広範囲にわたる停電を避けるには、厳格な需要削減プログラムが必要であることがすぐに明らかになりました。2001年6月、政府はカルドーゾ自らを議長とする危機管理委員会（CGE）を設置しました。CGEには、特別料金の設定、強制的な配給と停電の実施、新しい設備の購入における通常の入札手続きの省略など、特別な権限が与えられました。計画停電に頼る代わりに、政府は割当制度の適用を選択しました。割当は、過去および目標の消費レベルに基づいてすべての消費者に対して設定され、規定レベルを大幅に下回る消費にはボーナス、過剰消費にはペナルティが適用され、大口ユーザーは割当を二次市場で取引する自由が与えられました。8か月間で過去の消費レベルを少なくとも20％削減するという政府の目標は、住宅、産業、商業の顧客に2億ドルを超えるボーナスを支払うことで、無事に達成されました。この成果により、システムは長期間にわたって停電や電圧低下を起こさずに済み^[36]、需要側管理とエネルギー効率化の取り組みの可能性を証明し、4,000MWの仮想容量​​を生み出し、非常に経済的な方法で供給と需要のギャップを埋めるのに役立ちました。さらに、政府は緊急発電容量契約プログラムを立ち上げ、合計2,100MWの新規火力発電容量の入札を受け入れました。^[5]

しかし、この危機は多くの関係者に影響を与えた。発電業者と配電業者は消費の縮小により収益が20%減少した。この状況は最終的に政府が承認した料金値上げによって解決された。配電業者の財務状況も悪化し、顧客も電気料金の値上げ（ 1995年から2002年の間に名目値で140 %）に苦しんだ。^[5]

2003年1月、ルイス・イナシオ・ルーラ・ダ・シルバ率いる新政権が、カルドーゾ政権が電力部門に導入した改革に対する批判の中で政権を引き継ぎ、システムの完全な規制モデルを支持した。国営大手電力会社エレトロブラスの3つの発電子会社の民営化は中止された。しかし、当初の予想に反して、新政権は明らかに長期的な民間投資を電力部門に誘致することを目的とし、競争に大きく依存するモデルを選択した。さらに、既存の制度は維持され、場合によっては強化され、ブラジルの電力部門の総合的な長期計画を策定するという特定の使命を持つ新会社EPEが設立された。^[5]

新しい法的枠組みは、法律10,848/2004によって定義され、供給と固有のセクター活動（発電、送電、配電）の継続的な拡大を確保することを目的とした、明確で安定した透明な規則を確立しました。拡大は、料金調整とともに、投資に対する公正な収益とユニバーサルサービスアクセスに関連していました。法令5,081/2004は、改革の目的を達成するための具体的な規定を指定して、電力セクターの規制枠組みを承認しました。 ^[7] 新政権によって採用されたモデルの定義要素の1つは、配電会社が自社の顧客に供給するためのエネルギーを取得するための主要な調達メカニズムとして、エネルギーオークションを設立したことです。このイニシアチブは、電力セクターへの競争の導入を支援し、既存の市場の不完全性の一部に対処するのにも役立ちました。このシステムでは、新しい発電プロジェクトの容量のオークションは、納品日の3〜5年前に開催されます。鉱山エネルギー省は、将来の拡張ニーズが全体的に満たされ、発電所はエネルギー入札で落札され、長期契約が保証された場合にのみ建設されることを確実にしたいと考えています。最初の入札は2004年12月に開催され、合計約40GWの契約が取引されました。^[5]

2007年の各セクターの平均電気料金は以下のとおりであった。^[37]

• 住宅用: 15.3 米セント/kWh
• 産業用: 11.3 米セント/kWh
• 商業用: 14.2 米セント/kWh
• 農村部: 9.1 米セント/kWh

過去20年間、ブラジルは電力部門への民間資本投資の主要な受益国の一つであった。^[5] 1994年から2006年までの電力部門への民間投資総額は、124件のプロジェクトで565億8600万ドルに達した。^[38]しかし、ブラジルの規制緩和と「新エネルギー」入札制度における関税の引き上げにもかかわらず、特に発電への投資は大幅に減速している。この状況は、規制モデルや入札価格の上限に関する懸念の結果ではなく、利用可能なプロジェクトの不足を反映していると考えられる。環境ライセンスの付与の遅れとボリビアのガス供給の不確実性は、それぞれ水力発電とガス火力発電プロジェクトの不足をほぼ説明している。^[21]

今後10年間の発電に必要な投資額は400億レアル、または約242億米ドル（2008年4月29日）である。この高額の投資は、政府がより多くの民間投資を誘致することに成功した場合にのみ実現するだろう。^[22]

ブラジルでは、大規模な政府管理企業が電力部門を支配している。連邦政府所有のエレトロブラスは発電能力の約40％（イタイプ発電所の50％を含む）を保有しており、国営企業のCESP、セミグ、コペルはそれぞれ発電能力の8％、7％、5％を管理している。現在、発電資産の約27％は民間投資家の手に握られている。

送電に関しては、最近まで連邦（Eletrobras）と国営企業（主にサンパウロ-CTEEP、ミナスジェライス-Cemig、パラナ-Copel）の両方を通じて、ほぼ独占的に政府の管理下に置かれてきました。^{[いつ？ ]}しかし、新しいセクター規制モデルの下では、送電に関しては約40社、配電に関しては49社の公益事業体が配電権を持ち、配電資産の約64％が民間企業によって管理されています。

ブラジルでは環境省が環境に関する責任を負っている。その関連機関の一つにブラジル環境再生可能天然資源研究所（Ibama）があり、環境ライセンス、環境品質管理、天然資源の使用許可、環境監視と管理など、環境省が定めた環境政策の実施を担当している。^[39]

OLADE（ラテンアメリカエネルギー協会）は、2003年の電力生産によるCO2排出量は2000万トンのCO2である_と推定しており、これはエネルギー部門からの総排出量の7％未満に相当する。^{[40]この地域の他の国々と比較して電力生産による排出量への寄与が低いのは、}水力発電の割合が高いためである。

ブラジルはラテンアメリカ地域で最も多くのCDMプロジェクトを実施している。登録されたプロジェクトは地域全体の40％を占め、認証排出削減量（CER）の45％を占めている（2012年まで）。^[41]

_{電力部門では、2008年3月時点で}91件のプロジェクトが登録されており、年間のCO2排出量は900万トンと推定されている。プロジェクトのカテゴリー別の分布は以下の通りである。 ^[42]

出典: UNFCCC

ブラジルの電力の総エクセルギー費用と非再生可能単位エクセルギー費用および特定のCO2排出量を算定したエクセルギー経済評価は_、 Flórez-Orregoら(2014) ^[43]によって行われ、火力、原子力、水力、風力発電所およびバイオマス火力発電所を対象としている。分析は燃料の入手から始まり、発電を目的の出力として、建設、燃料の輸送と処理、発電所の運用と廃止のさまざまな段階を経て継続される。このアプローチにより、直接的なCO2排出量だけでなく、一部の技術で重要な役割を果たす上流および下流の排出量も計算できる_。このようにして、発電におけるさまざまな燃料の利用をより適切に比較できる。電力と加工燃料はどちらも独自の生産ルートで使用されるため、反復計算手順を使用して電力と加工燃料の単位エクセルギー費用を決定している。

予想通り、化石燃料火力発電所は最も高い固有の CO2 排出量を示し_、石炭火力発電所がその先頭に立っています。しかし、化石燃料火力発電所は最も顕著な環境影響を示しているにもかかわらず、その総単位エクセルギーコストはサトウキビバガス火力発電所よりもはるかに低くなっています。これは、サトウキビバガス火力発電所はほぼ再生可能ではあるものの、その一般的な構成は効率的な技術からは程遠いことを示しています。水力発電所と風力発電所は、固有の CO2 排出量が最も低く_、単位エクセルギーコストも最も低いです。電力生産における再生可能エネルギー源の参加率が高いため (全体の約 89%)、ブラジルの電力ミックス排出量は、ヨーロッパと世界の電力ミックスの 7.5 倍と 11.8 倍低いことがわかりました。また、ブラジルの発電の大部分を占める水力発電所の効率が高いため、総単位エクセルギーコストが低く、そのため、発電に化石燃料を依存する国々と比較すると、発電のエクセルギー効率が高くなります。

どうやら、風力と天然ガス火力技術の総エクセルギーコストはほぼ同じであるが、風力発電所とは対照的に、天然ガス火力発電所の非再生可能単位エクセルギーコストは総コストと実質的に等しい。この結果は、風力発電所に想定される効率性の結果である。風力発電所などの間欠技術にエネルギー貯蔵を考慮に入れる場合、総エクセルギーコストはわずかに増加する可能性がある。石炭ルートの上流および下流のCO ₂排出量は、発電所での石炭燃焼による直接排出量と比較すると、総CO ₂排出量の非常に小さな部分を占める。最後に、複雑な生態系を持つ広大な地域のダムの氾濫に関連する論争は、Donesらが報告した結果によると、GHG排出量を増加させてガス複合サイクル発電所と同等の排出量レベルに達する可能性がある ため、慎重に分析する必要があることが指摘されている。

米州開発銀行( IDB ) は現在 (2008 年 4 月)、ブラジルの電力部門におけるいくつかのプロジェクトを支援し、さまざまな技術支援活動に貢献しています。IDB からの資金提供を受けている最も関連性の高いプロジェクトは次のとおりです。

• 再生可能エネルギー サービス提供プロジェクトは、ブラジルの孤立したコミュニティに再生可能エネルギー サービスを提供する 3 つの有望な民間主導のビジネス モデルを実証する複数のパイロット プロジェクトの実施を目指す技術協力です。IDB は、この 4,500 万ドルの技術支援に 225 万ドルを拠出します。
• Celpa 資本投資プログラムは、Celpa の配電システムの拡張と改善を目的としており、これにより同社は (i) 主に地方の新規顧客に電力を供給し、(ii) 生産性の向上とコストの削減を実現し、(iii) ネットワーク配電の品質と信頼性を向上させることができます。IDB は、この 4 億ドル規模のプロジェクトを 7,500 万ドルの融資で支援します。
• 2008年2月、IDBは、パラ州からトカンティンス州までの約459キロメートルの送電線の開発、建設、据付、試運転、運用および保守のための4億200万ドルのプロジェクトであるATE III送電プロジェクトに対して、9,550万ドルの融資を承認しました。

世界銀行は現在（2008 年 4 月）、電力サービスへのアクセスの提供を含む 3 つの農村貧困削減プロジェクトを支援しています。

• ペルナンブコ州農村貧困削減プロジェクト：6,000万米ドルの融資（10%の電力部分）
• セアラ州農村貧困削減プロジェクト：5,000万米ドルの融資（10%の電力部分）
• バイーア州統合プロジェクト – 農村貧困: 5,435 万米ドル (電気料金 16%)

• エコノミスト・インテリジェンス・ユニット、2007年。業界概要。ブラジル：エネルギーと電力の予測。2007年8月22日
• エコノミスト・インテリジェンス・ユニット、2008年。業界概要。ブラジル：エネルギーと電力のプロファイル。2008年1月30日
• Millán, J. 2006.市場と施設の入口。アメリカ ラティーナ電気部門の改革の取り組み。第 3 章:ブラジルの改革。米州開発銀行。
• 「Capacidade Instalada de Geração Elétrica。ブラジルと世界 (2016)」。鉱山エネルギー省。 2017. 2017年10月27日時点のオリジナルからアーカイブ。
• 世界銀行、2007 年。電力の供給と需要のギャップの解消。ケース スタディ: ブラジル。

• 2009年ブラジルとパラグアイの停電
• ブラジルの経済
• ブラジルのエネルギー政策
• ブラジルのエタノール燃料
• ブラジルの水供給と衛生
• ブラジルの水資源管理
• ブラジルの灌漑
• ブラジルの環境
• ブラジルの歴史

• 国家規制機関 (ANEEL)
• 国家システムオペレータ (ONS)
• 環境省
• ブラジル環境再生可能天然資源研究所 (Ibama)
• 電力商業化会議所 (CCEE) 2008 年 4 月 18 日アーカイブ、Wayback Machineより
• ブラジルエネルギー取引業者協会 (ABRACEEL)
• ブラジル発電会社協会 (ABRADEE)
• ブラジル発電会社協会 (ABRAGE)
• ブラジル水資源協会 (ABRH)
• ブラジル大手産業エネルギー消費者協会 (ABRACE)
• ブラジルIPP協会（APINE）
• エレクトロブラス 2008年4月27日アーカイブウェイバックマシン
• サンパウロ電力会社 (CESP)
• ミナス ジェライス エネルギー カンパニー (CEMIG)
• 電気エネルギー研究センター (CEPEL)
• AES ティエテ
• トラクテベル エネルギア
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