La hidroelectricidad como base, el petróleo y el gas como fuente de ingresos y la expansión de la energía eólica y solar: la verdadera lógica y los cuellos de botella de la competitividad energética de Brasil

Resumen: Brasil opera simultáneamente dos sistemas energéticos: un sistema eléctrico en el que alrededor del 90% de la electricidad proviene de fuentes bajas en carbono, y una industria petrolera que produce cerca de 4 millones de barriles diarios y que ha convertido al país de importador en exportador neto. No se trata de un estado transitorio dentro de una transformación, sino de una estructura de doble motor ya estabilizada. Para entender el rumbo económico de la próxima etapa de Brasil, la clave no está en “cuántos recursos hay”, sino en “cuánto puede absorber el sistema”.

I. La estructura malinterpretada: Brasil no es un país verde, sino un país de doble motor

Durante mucho tiempo, la narrativa dominante clasificó a Brasil como “líder en renovables”. Los datos que Olivier Bahabanian, presidente de TotalEnergies Brasil, presentó en la sexta edición de #EnergyTalks respaldan este lado: alrededor del 50% de la producción de energía primaria proviene de fuentes renovables, tradicionalmente dominadas por la hidroelectricidad, la biomasa y el etanol de caña de azúcar; alrededor del 90% de la producción eléctrica proviene de fuentes bajas en carbono.

Pero la misma descripción también incluye la otra mitad de los hechos: Brasil produce alrededor de 4 millones de barriles diarios de crudo, ya es exportador neto desde hace varios años y se prevé que la producción de petróleo y gas siga creciendo hasta finales de esta década. Es decir, la posición de Brasil en el mapa energético global se sostiene simultáneamente sobre dos pilares: un sistema eléctrico que casi no necesita eliminar el carbón y yacimientos de aguas profundas situados a la izquierda de la curva de costos.

Es una estructura de capas superpuestas, no de sustitución. La hidroelectricidad no fue desplazada por la eólica y la solar, el petróleo y el gas no sustituyeron a la electricidad baja en carbono, y la biomasa y el etanol siguen desempeñando un papel sustantivo en el transporte. Cada capa se suma, en lugar de reemplazar a la anterior.

II. Por qué ocurre: la dependencia de la trayectoria determina la combinación actual

Para entender esta estructura, hay que remontarse a tres choques.

El primero fue la crisis del petróleo de la década de 1970. Como economía altamente dependiente del petróleo importado, Brasil convirtió la agricultura en un activo energético; el etanol de caña de azúcar entró así en el sistema energético nacional y dio forma a un “complejo agroenergético”, un acoplamiento industrial único de Brasil.

El segundo fue el descubrimiento del presal (pre-salt) alrededor de 2000. Redefinió a Brasil de productor marginal de petróleo a un polo importante del petróleo y gas en aguas profundas a nivel global, y durante los más de diez años siguientes remodeló la inversión, las finanzas públicas y la estructura exportadora.

El tercero es el desarrollo de los recursos eólicos y solares del Nordeste y la expansión de la generación distribuida en la última década. La nueva capacidad de generación pasó de las “grandes hidroeléctricas” a la “eólica y solar más la generación distribuida”, y el centro de gravedad del sistema eléctrico comenzó a desplazarse geográficamente.

Cada uno de los tres choques dejó una capa energética, y ninguna fue desplazada por las tecnologías posteriores. Esto explica por qué es difícil describir a Brasil con la palabra “transición”: su sistema energético se ha acumulado capa por capa.

III. El verdadero valor del presal: no son las reservas, sino la posición en la curva de costos

El presal brasileño suele discutirse como una “historia de reservas”, pero lo que realmente determina su significado económico es la eficiencia de la capacidad de producción. El detalle clave que proporciona el material es: un solo pozo de presal puede producir hasta 50.000 barriles diarios.La alta productividad por pozo significa diluir enormes inversiones de desarrollo en aguas profundas con muy pocos pozos, creando así un punto de equilibrio bajo. Esto determina que, en el ciclo global del precio del petróleo, este tipo de activos pueda atravesar los valles sin depender de precios altos para mantener su flujo de caja. Para una economía aún muy dependiente de las materias primas, el "bajo costo" está más cerca de la esencia de la seguridad fiscal que las "grandes reservas".

El proyecto Mero ofrece una muestra observable: la producción pasó de cero hace ocho años a 650.000 barriles por día en la actualidad, gracias a cinco plataformas desplegadas en cooperación con Petrobras. TotalEnergies es, además, la primera petrolera internacional en establecer un campo de producción en el presal de la cuenca de Santos (Lapa), lo que demuestra que el capital extranjero en el segmento de aguas profundas de Brasil no es un actor tardío, sino un co-constructor temprano.

Más notable aún es el enfoque de diseño: tecnologías de bajas emisiones como las antorchas cerradas y los FPSO eléctricos superponen el "bajo costo" y la "baja intensidad de carbono" en un mismo conjunto de activos. Entre los activos de petróleo y gas del mundo, no son muchos los proyectos que cumplen ambas condiciones al mismo tiempo.

IV. Medibilidad del metano: de costo de cumplimiento a activo de acceso comercial

El enfoque del campo Lapa merece una discusión aparte: mide las emisiones de metano con ayuda de satélites y drones, y está construyendo un sistema de monitoreo continuo con cientos de sensores para detectar fugas mínimas y repararlas de inmediato. En 2024, las emisiones de metano asociadas cayeron un 55%, y el objetivo es reducirlas un 80% para 2030.

Si ponemos estas acciones en el contexto comercial, su significado queda más claro. La próxima dimensión de competencia de la industria de petróleo y gas está pasando de la "escala de producción" a la "intensidad de carbono verificable". Cuando los principales compradores empiecen a exigir requisitos medibles sobre las emisiones de metano de los combustibles fósiles importados, los productores capaces de proporcionar datos de monitoreo continuo estarán, en la práctica, obteniendo por anticipado la cualificación para el acceso al mercado.

En otras palabras, la gestión del metano está dejando de ser un costo para convertirse en un activo de exportación. La importancia de esto para Brasil suele subestimarse: transforma el cumplimiento ambiental de una "restricción externa" en una "ventaja competitiva diferenciada", sobre todo en mercados sensibles a la intensidad de carbono.

V. El verdadero cuello de botella está en la red eléctrica, no en la generación

El juicio de mayor valor analítico del material es el relativo a las condiciones restrictivas: la generación renovable de Brasil se concentra principalmente en el noreste, mientras que el centro de gravedad del consumo eléctrico está en el sur, y los corredores de transmisión soportan una presión enorme; al mismo tiempo, el rápido crecimiento de la generación distribuida agrava aún más la inestabilidad de la red.

Esto apunta a una conclusión: el recurso escaso de la próxima etapa del sistema energético brasileño no son los recursos eólicos y solares, ni las reservas de petróleo, sino el derecho de conexión a la red y la flexibilidad del sistema.

• De aquí pueden derivarse varios juicios en cadena:- El centro de gravedad del valor se desplazará de los activos de generación hacia los segmentos de transmisión, almacenamiento y servicios de sistema;
• Las carteras de proyectos que ya cuentan con permiso de conexión a la red se convertirán en sí mismas en activos negociables;
• El almacenamiento en baterías pasará de ser una "opción" a una "necesidad", y esto supone una ventana de oportunidad industrial que parte prácticamente de cero;
• La expansión continua de la generación distribuida dependerá del avance de la inversión en el lado de distribución y del diseño de las reglas;
• El papel del gas natural queda limitado al respaldo y a la regulación de picos cuando sea necesario, y no a la expansión de carga base del lado de la generación.

VI. Quién se beneficia, quién soporta presión

Ámbitos beneficiados:

• Transmisión, equipos de red eléctrica e integración de sistemas de almacenamiento;
• Ingeniería de petróleo y gas en aguas profundas, FPSO y cadenas de suministro relacionadas;
• Empresas energéticas con capacidades multienergía —en 2022, TotalEnergies y Casa dos Ventos colaboraron para desarrollar una cartera renovable de 12 GW (incluido Rio do Vento, uno de los mayores parques eólicos terrestres del mundo), aportando precisamente capacidad de comercialización de electricidad, soluciones multienergía como hidrógeno/metanol/combustibles sostenibles y una red global de clientes industriales—;
• La cadena de valor del etanol de caña de azúcar y la biomasa, porque conecta directamente el ciclo agrícola con los precios de la energía;
• Industrias electrointensivas: centros de datos, hidrógeno verde y amoníaco verde, combustibles sostenibles, etc., cuya competitividad se basa directamente en un 90 % de electricidad baja en carbono.

Ámbitos bajo presión:

• Proyectos de generación desarrollados en zonas restringidas y que dependen únicamente de la conexión a la red;
• La ruta que utiliza el gas natural como lógica de expansión del lado de la generación;
• Proyectos distribuidos que dependen de precios eléctricos altos o de apoyo mediante subsidios;
• Usuarios industriales que aún se abastecen con electricidad alta en carbono o diésel.

VII. Dimensión de inversión: el papel del capital extranjero está migrando

Si se consideran juntas las señales anteriores, el papel de las compañías energéticas multinacionales en Brasil está cambiando: de "extractoras de recursos en upstream" a "constructoras de sistemas energéticos". La empresa conjunta en torno a una cartera renovable de 12 GW, los proyectos de bajas emisiones en aguas profundas y la introducción de soluciones multienergía muestran que el capital ya no acude solo por las reservas, sino también por la capacidad sistémica.

Para los inversores, esto significa que la lógica de valoración del sector energético brasileño está migrando del "beta del precio del petróleo" hacia la "calidad del flujo de caja de la cartera". En este proceso de migración, los segmentos de redes eléctricas y almacenamiento están relativamente infravalorados, mientras que la diferenciación de los activos upstream se reflejará cada vez más en los datos de intensidad de carbono, y no en las cifras de producción.

VIII. Implicaciones para las exportaciones, los inversores y los próximos cinco años

Para las exportaciones: El crecimiento sostenido de la producción de crudo sitúa a Brasil en una posición de incremento no perteneciente a la OPEP+ dentro del panorama global de suministro, lo que ayuda a sostener el superávit comercial y los ingresos en divisas; la ventaja de acceso del crudo de baja intensidad de carbono en mercados con restricciones de carbono se reflejará gradualmente en una prima, o al menos en una garantía de acceso al mercado.

Para los inversores: Las oportunidades se concentran en tres tipos de posiciones: activos upstream de bajo costo, infraestructura de redes eléctricas y almacenamiento, y las industrias que convierten electricidad baja en carbono en productos físicos (combustibles sostenibles, hidrógeno verde, electrificación industrial).Para los próximos cinco años: El cambio estructural que más merece atención es que Brasil pasa de la “monetización de su dotación de recursos” a la “monetización de la capacidad de su sistema energético”. Cuando el sistema eléctrico ya es lo suficientemente limpio y los activos upstream ya son lo suficientemente baratos, lo que determina la velocidad de crecimiento ya no son los recursos en sí, sino la transmisión, el almacenamiento, las reglas de conexión a la red y los datos de carbono verificables: esas “capacidades del sistema”.

Observaciones clave

1. La energía brasileña no es un estado de transición, sino la superposición de dos motores: alrededor del 90% de electricidad baja en carbono y alrededor de 4 millones de barriles de crudo por día coexisten, y ninguna de las dos capas sustituye a la otra. 2. El valor económico del presal proviene de la eficiencia productiva de pozos individuales que pueden alcanzar los 50.000 barriles por día, y no de la escala de las reservas; esto determina la tolerancia de las finanzas públicas brasileñas al ciclo del precio del petróleo. 3. El monitoreo continuo de metano (reducción del 55% en 2024 y objetivo de reducción del 80% para 2030) está convirtiendo el cumplimiento ambiental en un activo de acceso a los mercados de exportación. 4. En la siguiente etapa, lo más escaso no son los recursos, sino los derechos de conexión a la red, la transmisión y el almacenamiento; el centro de gravedad del valor se desplazará de los activos de generación hacia los eslabones del sistema. 5. El papel de las compañías energéticas transnacionales pasa de la extracción upstream a la construcción de sistemas multienergéticos, y la lógica de inversión pasa de la beta del precio del petróleo a la calidad del flujo de caja de la cartera.

Perspectivas de la tendencia económica de Brasil

En los próximos cinco años, el cambio estructural de Brasil que más merece atención es: la energía pasa de ser un “producto de exportación” a una “base industrial”.

Cuando un país posee simultáneamente un sistema eléctrico bajo en carbono y activos de petróleo y gas situados en el lado izquierdo de la curva de costos, obtiene no solo ingresos de exportación, sino también una capacidad de combinación poco común: usar el flujo de caja del petróleo y el gas para sostener la expansión del sistema eléctrico y, luego, usar la electricidad baja en carbono para atraer a industrias sensibles tanto al precio de la electricidad como a la intensidad de carbono. Los centros de datos, el hidrógeno verde, los combustibles sostenibles y la electrificación industrial son representativos de este tipo de industrias.

Lo que limita esta trayectoria no son los recursos, ni la disposición de capital, sino la velocidad de inversión en la red eléctrica, la viabilidad económica del almacenamiento y si las reglas de conexión a la red pueden seguir el ritmo de expansión de la generación a tiempo. En otras palabras, el techo de la competitividad energética de Brasil en la próxima etapa lo determinará el “sistema” y no la “dotación de recursos”.