Énergie au Brésil

Localisation du gisement de Tupi.

Un pays traditionnellement importateur de pétrole, en passe de devenir exportateur.

Les réserves prouvées de pétrole[n 1] du Brésil étaient estimées par BP à 1,8 milliard de tonnes fin 2019 (12,7 milliards de barils), soit 12 années de production au rythme de 2019. Ces réserves classaient le Brésil au 15^e rang mondial avec 0,7 % du total mondial[b 1].

Selon le Oil and Gas Journal (OGJ), le Brésil avait 13 milliards de barils de réserves prouvées de pétrole en janvier 2017, au 2^e rang en Amérique du Sud après le Venezuela. Plus de 94 % de ces réserves sont localisées en mer, dont 80 % dans les bassins offshore de Campos et de Santos, au large de l'État de Rio de Janeiro, et 10 % au large de l'État d'Espírito Santo[4].

Les estimations de l'Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) sont de 12,6 Mds bl (milliards de barils) de réserves prouvées fin 2016, dont 0,65 Mds bl à terre et 12 Mds bl en mer, au large de l'État de Rio de Janeiro pour l'essentiel (10,4 Mds bl) ; ces réserves étaient estimées à 12,6 Mds bl en 2007 ; elles ont progressé de 28 % jusqu'en 2014, puis ont chuté de 22 % en deux ans[y 1].

Le pétrole antésalifère est généralement caractérisé comme des réserves pétrolières situées à des profondeurs exceptionnelles sous d'épaisses couches de roches et de sel, dont l'extraction requiert des investissements substantiels. En 2005, Petrobras a foré des puits d'exploration près du champ de Tupi et a découvert des hydrocarbures sous la couche de sel. En 2007, un consortium formé de Petrobras, BG Group et Petrogal a foré dans le champ de Tupi, découvrant des réserves estimées à 5 à 8 milliards de barils à 18 000 pieds (5 500 mètres) sous la surface de l'océan, sous une épaisse couche de sel. Ensuite, plusieurs découvertes antésalifères furent annoncées dans les bassins de Santos, Campos et Espirito Santo. Des projets pilotes dans les champs Lula et Sapinhoa du bassin de Santos ont commencé à produire en 2009 et 2010 ; tous les champs antésalifères, sauf le gisement de Libra, ont été attribués à Petrobras sans appel d'offres[4].

La production des gisements antésalifères s'élevait en 2016 à 1,02 Mbl/j (million de barils par jour), en progression de 33 % par rapport à 2015[4].

Plate-forme Petrobras (janvier 2009).

En 2019, le Brésil a produit 150,8 Mt (millions de tonnes) de pétrole, soit 2,88 Mbl/j (millions de barils par jour), en progression de 7,5 % en 2019 et de 43 % depuis 2009. Il se classe au 10^e rang mondial avec 3,4 % de la production mondiale[b 2].

Selon l'ANP, la production 2016 a été de 918,7 Mbl (millions de barils), en hausse de 3,3 % en un an et de 44 % depuis 2007, dont 54,7 Mbl à terre et 864 Mbl en mer (94 %), dont 614,7 Mbl au large de l'État de Rio de Janeiro ; la production des gisements antésalifères atteint 372,7 Mbl (40,6 %), en forte hausse (+33 % en 2016 après +56 % en 2015)[y 2].

Selon l'EIA, le Brésil a produit 3,23 Mbl/j de combustibles liquides, contre 3,18 Mbl/j en 2015, dont 2,5 Mbl/j de pétrole brut ; pour la première fois depuis 2009, la production de pétrole a dépassé la consommation en 2016. Selon l'ANP, une part croissante de la production provient des gisements antésalifères, atteignant 47 % en janvier 2017 et franchissant en juillet 2017 la barre des 50 %[4].

La production de pétrole de schiste a été en 2016 de 1,55 Mt, en recul de 34 % depuis 2007 (2,34 Mt)[y 3].

Les enchères pétrolières lancées le 7 octobre 2015 ont tourné au fiasco : sur les 266 blocs d’exploration à vendre, seuls 37 ont trouvé preneur, dont 35 sur terre et 2 en mer. Les enchères ont rapporté 31,2 millions de dollars, alors que le gouvernement avait fixé un prix minimum de 250 millions de dollars pour les 266 blocs. Aucune des grandes majors pétrolières n’a toutefois participé : ExxonMobil, Shell et Total, qui avaient été préqualifiées, n'ont pas enchéri ; même Petrobras s'est abstenu ; les enchères ne concernaient pas les gisements présalifères, qui sont les plus prometteurs[5].

En 2019, le Brésil a consommé 4,73 EJ (exajoules) de pétrole, soit 2,40 Mb/j (millions de barils par jour), en progression de 0,8 % en 2019 et de 14 % depuis 2009. Il se classe au 8^e rang mondial avec 2,5 % de la consommation mondiale. Le Brésil consomme 83 % de sa production[b 3].

Petrobras, entreprise cotée en bourse mais contrôlée par l'État[6], détient des positions dominantes dans toutes les activités pétrolières du Brésil ; elle se présente sur son site comme la 7^e compagnie mondiale du secteur de l'énergie[7]. Elle détenait même un monopole sur le secteur pétrolier jusqu'en 1997, année où le gouvernement a ouvert le secteur à la concurrence. Royal Dutch Shell fut le premier producteur étranger de pétrole dans le pays, puis a été rejoint par Chevron, Repsol, BP, Anadarko, El Paso Corp., Galp Energia, Statoil, BG Group, Sinopec, ONGC et TNK-BP. La compagnie brésilienne OGX, dont le personnel est en grande partie composé d'anciens employés de Petrobras, a commencé à produire du pétrole dans le bassin de Campos en 2011[4].

L'Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) est chargée de la régulation et de la supervision du secteur pétrolier ; c'est elle qui attribue les licences d'exploration et de production et contrôle l'application de la réglementation. Jusqu'en 2017, les opérateurs pétroliers et gaziers avaient l'obligation de se procurer 85 % de leurs équipements et services au Brésil ; en février 2017, le ministère de l'industrie a proposé de réduire de moitié ce taux, l'un des plus élevés au monde ; il pourrait même être ramené à 18 % pour l'exploration offshore[4].

Le gouvernement brésilien a adopté en 2010 une législation instituant un nouveau cadre réglementaire pour les réserves antésalifères, avec quatre mesures principales :

• création d'une nouvelle agence : Pré-Sal Petróleo SA, pour administrer la nouvelle production antésalifère et les contrats commerciaux dans l'industrie pétrolière et gazière ;
• capitalisation de Petrobras par l'attribution de 5 milliards de barils de réserves de pétrole sans licence en échange d'une part accrue de l'État au capital de la compagnie ;
• création d'un fonds de développement pour gérer les revenus tirés par l'État du pétrole antésalifère ;
• mise en place d'un nouveau système d'accords de partage de production (PSA - production sharing agreement) pour les réserves antésalifères : alors que les projets antérieurs obéissaient à un cadre de type concessionnel où les compagnies disposaient d'une large liberté de manœuvre dans l'exploration et la production, Petrobras est désormais l'unique opérateur dans chaque PSA et a une part de 30 % au minimum dans les projets ; cependant, pour motiver les compagnies, les PSA incluent une prime à la signature de 6,6 milliards de dollars et une clause de plafonnement des coûts de récupération. En 2016, le gouvernement a fait voter une loi pour favoriser l'investissement privé et étranger dans l'exploration offshore : Petrobras n'est plus opérateur obligatoire, mais opérateur préférentiel ; l'ANP est autorisée à organiser trois appels d'offres en 2017[4].

Le scandale des pots-de-vin qui a éclaté en 2014 a causé de lourdes pertes pour Petrobras, dont les principaux dirigeants ont été arrêtés ; la société, qui est la plus endettée au monde avec une dette de 122,7 Mds$ (milliards de dollars) en septembre 2016, a lancé un plan de cession d'actifs qui a dégagé 13,6 Mds$ sur 2015-2016. Petrobras prévoit de céder 21 Mds$ supplémentaires en 2017-2018, dont ses filiales de transport et distribution : Transpetro, qui possède 99 % des oléoducs du pays, et BR Distribuidora, dont la part du marché de détail atteint 32 %[4].

Petrobras a enfin réussi à présenter ses comptes 2014 en avril 2015, annonçant 8,1 milliards de dollars de pertes, dont 2,3 Mds $ dus aux malversations financières. Les investissements ont été fortement réduits : 29 Mds $ pour 2015 et 26 pour 2016, mais les prêteurs reprennent confiance : la Banque chinoise de développement a été la première à venir en aide avec un prêt de 3,5 Mds $, suivie par des banques locales, puis par Standard Chartered[8].

Petrobras a publié fin juin 2015 son nouveau plan quinquennal 2015-2019, qui prévoit des investissements de 130 milliards de dollars (116 milliards d'euros), soit une coupe de 37 % par rapport au plan précédent. Il sera centré à 83 % sur l'exploration et la production, afin de doper les recettes de l'entreprise et de réduire le poids de l'endettement. Le programme de vente d'actifs a été revu à la hausse à 15 milliards de dollars et devrait rapporter plus de 40 milliards de dollars à Petrobras, qui devrait abandonner ses activités non prioritaires comme la production d'éthanol et réduire sa participation dans la distribution de carburant. Malgré la montée en puissance du pétrole du bassin présalifère, la production de brut ne devrait plus atteindre que 2,8 millions de barils par jour en 2020, soit un tiers de moins par rapport à la prévision antérieure, et 4,2 millions de barils équivalent pétrole d'hydrocarbures (brut, gaz naturel et liquides de gaz naturel) en moyenne par jour[9].

Les réserves prouvées de gaz naturel du Brésil étaient estimées par BP à 400 milliards de m³ fin 2019 (13,3 trillions US de pieds cubes), soit 14,5 années de production au rythme de 2019. Ces réserves représentaient 0,2 % du total mondial[b 4].

Le Oil and Gas Journal (OGJ) estime que le Brésil détenait 15 Tcf (téra-pieds cubes) de réserves prouvées de gaz naturel en janvier 2017, dont 84 % en mer, situées pour 73 % dans les bassins de Campos et Santos ; mais des réserves significatives existent à l'intérieur du pays, dont 59 % dans l'État d'Amazonas[4].

Les estimations de l'ANP sont de 377,4 milliards de m³ de réserves prouvées fin 2016, dont 61,9 Mds m³ à terre et 315,5 Mds m³ en mer, dont 230,8 Mds m³ au large de l'État de Rio de Janeiro ; ces réserves ont chuté de 12 % en 2016 et de 18 % depuis le pic de 459,4 Mds m³ atteint en 2011[y 4].

En 2019, le Brésil a produit 25,8 milliards de m³ de gaz naturel, soit 0,93 EJ (exajoules), en progression de 2,6 % en 2019 et de 111 % depuis 2009. Cette production représentait 0,6 % de la production mondiale[b 5].

Le Brésil produisait 827 Bcf (milliards de pieds cubes) de gaz naturel en 2016, production dont la majorité était associée au pétrole et 77 % située en mer, dont la moitié au large de l'État de Rio de Janeiro ; une grande part de cette production est réinjectée afin de maintenir la pression dans les gisements de pétrole. La production issue des gisements antésalifères a progressé de 36 % en 2016, réduisant la dépendance aux importations, et les nouvelles découvertes dans ces gisements permet d'espérer de nouveaux progrès[4].

Selon l'ANP, la production brute[n 2] de gaz naturel atteignait 37,9 Mds m³ en 2016, en progression de 7,9 % en 1 an et de 109 % depuis 2007 ; 8,7 Mds m³ ont été produits à terre et 29,2 Mds m³ en mer (77 %)[y 5] ; 28,5 Mds m³ (75 %) étaient du gaz associé au pétrole et 9,3 Mds m³ du gaz non-associé[y 6].

En 2019, le Brésil a consommé 35,8 milliards de m³ de gaz naturel, soit 1,29 EJ (exajoules), en recul de 0,2 % en 2019 mais en progression de 74 % depuis 2009. Il représente 0,9 % de la consommation mondiale. Sa production couvre 72 % de sa consommation[b 6].

La consommation de gaz naturel en 2016 s'élevait à 1,3 Tcf (téra-pieds cubes), en recul par rapport au record de 2015 : 1,5 Tcf. La demande du secteur industriel dépasse 50 % du total[4].

En 2019, les importations de gaz naturel au Brésil par gazoducs ont atteint 6,4 Mds m³, depuis la Bolivie, et ses importations par voie maritime sous forme de GNL ont été de 3,2 Mds m³, provenant surtout des États-Unis : 1,5 Mds m³ et de Trinidad-et-Tobago : 0,7 Mds m³[b 7].

Petrobras joue un rôle dominant dans toute la chaîne de valeur gazière brésilienne : contrôlant la quasi-totalité des réserves, la compagnie assure la grande majorité de la production ainsi que les importations de Bolivie, contrôlait jusqu'en 2018 le réseau de transport national et possède des parts dans 21 des 27 compagnies publiques de distribution du gaz. En avril 2017, Petrobras a vendu une part de 90 % dans sa filiale de gazoducs Nova Transportadora do Sudeste SA, et prévoit de vendre sa filiale de distribution de GPL Liquigas[4].

En avril 2019, Engie et la Caisse de dépôt et placement du Québec rachètent 90 % du réseau de gazoducs TAG (filiale de Petrobras) pour 7,7 milliards d'euros[10].

Distillerie d'éthanol à partir de canne à sucre de Costa Pinto à Piracicaba, Sao Paulo.

Usine de sucre et d'éthanol São Martinho à Pradópolis.

En 2019, le Brésil a produit 992 PJ (pétajoules) d'agrocarburants, en progression de 7,6 % en 2019 et de 55 % depuis 2009. Il se classe au 2^e rang mondial avec 24,1 % de la production mondiale, derrière les États-Unis (37,9 %)[b 8].

En 2016, la production de bioéthanol a atteint 28,7 Mm³, en baisse de 4,1 % par rapport au record de 2015 (29,9 Mm³) ; près de la moitié de la production est concentrée dans l'État de São Paulo (14,2 Mm³), suivi par le Goiás (4,6 Mm³)[y 7].

La production de biodiesel, beaucoup moins présente que l’éthanol au Brésil, est passée de 0,4 Mm³ en 2007 à 3,8 Mm³ en 2016, pour l'essentiel dans les états du Rio Grande do Sul (1,07 Mm³), du Mato Grosso (0,82 Mm³) et du Goiás (0,65 Mm³)[y 8] ; la capacité nominale des usines de biodiesel atteignait 20,5 Mm³/an fin 2016[y 9].

Afin de réduire la dépendance du pays envers les importations de pétrole ainsi que les surplus de canne à sucre, le gouvernement brésilien a encouragé la production d'éthanol à partir de la canne à sucre après le premier choc pétrolier de 1973 : il lança en 1975 le programme Pró-Álcool, ou Programma Nacional do Álcool, financé par l'État pour remplacer les carburants automobiles dérivés des combustibles fossiles par l'éthanol. Jusqu'en 1990, il garantissait un volume d'achat garanti par Petrobras, un prix garanti de l'éthanol, des incitations à l'investissement dans de nouvelles unités de production et une subvention à l'achat de véhicules fonctionnant à l'éthanol pur. Le contre-choc pétrolier de 1986, la découverte de gisements pétroliers par Petrobras et l'évolution du marché du sucre ont affaibli la justification de ce programme, qui a été profondément réformé durant les années 1990 : ouverture du marché de l'éthanol, fin des prix garantis, orientation vers la voie du mélange par le retrait d'aides spécifiques à l'achat de véhicules fonctionnant à l'éthanol pur, avantage fiscal en faveur de l'éthanol, obligation d'incorporation dans l'essence d'un taux minimum d'éthanol de l'ordre de 22 à 24 %, mécanisme d'aide au stockage de l'alcool en usine. En 2007, le parc automobile brésilien comprenait encore près de 3 millions de voitures fonctionnant entièrement à l'éthanol et quelque 16 millions de véhicules fonctionnant au mélange éthanol-essence[11].

Le Brésil a produit 560 kbbl/j d'agrocarburants en 2016, en baisse de 4,3 % sur 2015, dont 494 kbbl/j d'éthanol (-6,7 %) ; le pays est deuxième producteur et consommateur d'éthanol derrière les États-Unis ; 60 % des véhicules brésiliens sont « flex-fuel », capables de passer de l'éthanol à l'essence selon les prix des deux carburants ; en 2015, les automobilistes brésiliens ont consommé plus d'éthanol et moins d'essence ; en février 2015, le gouvernement brésilien a porté le taux de mélange d'éthanol dans l'essence à 27 %. En 2016, le Brésil a exporté environ 30 kbbl/j d'éthanol, en recul de plus de 40 % par rapport au record de 2012, dont 45 % vers la région Asie-Pacifique, 44 % vers les États-Unis, 6 % vers l'Europe ; à l'inverse, le Brésil importe de l'éthanol des États-Unis, en particulier lors des périodes de sécheresse, en inter-saison, ou lorsque les prix du sucre sont élevés ; en 2016, ces importations se sont réduites à 14 kbbl/j, en baisse de 62 % par rapport à 2015 ; en août 2017, le Brésil a imposé une taxe de 20 % sur les importations d'éthanol au-delà d'un quota de 600 Ml/an (millions de litres par an). Le Brésil produit aussi du biodiesel : environ 65 kbbl/j en 2016, dont les 3/4 à partir d'huile de soja ; le taux minimum d'incorporation de biodiesel dans le carburant diesel sera porté de 7 % en 2016 à 10 % en 2019[4].

Les deux matières premières du biodiesel au Brésil sont la fève de soja (58 %) et la graisse de bœuf (27 %)[12]. Les principaux impacts environnementaux de ces biodiesels sont les effets des changements d’utilisation des terres sur les émissions de gaz à effet de serre et la biodiversité, ainsi que les impacts sur l’eau et le bilan énergétique[13].

Station service proposant de l'éthanol dans l'état de Minas Gerais, un agrocarburant produit au Brésil.

Selon une étude parue en février 2014 dans Energy policy, le retour sur investissement du bioéthanol brésilien serait très proche de celui des gisements géants de pétrole antésalifère au Brésil, et dans un scénario de fort développement de l’éthanol, son retour sur investissement dépasserait celui du pétrole pour des taux d'actualisation au-dessus de 4 % ; avec une taxe carbone, cet avantage de l’éthanol serait encore accru ; l’éthanol pourrait donc être une solution économiquement plus attrayante que le pétrole, dont les réserves sont de toute façon limitées[14].

Selon une autre étude, on ne peut affirmer, en se basant sur le passé, que la production de bioéthanol cause un problème de disponibilité de terres pour la production alimentaire au Brésil, étant donné que les deux secteurs ont connu simultanément une forte augmentation quantitative de leur production et de la surface occupée. Trois scénarios envisagés par cette étude, simulant le futur de l’expansion de la production alimentaire et de production d’éthanol, montrent qu’il n’y aurait aucune contrainte considérable à une augmentation de surface de production au Brésil avant 2020[15]. Mais les défenseurs de l'environnement reprochent surtout aux biocarburants d'être parmi les principaux responsables de la déforestation[16].

En janvier 2005, le Brésil a lancé un programme de développement de biocarburants très ambitieux, le Programme National de Production et Utilisation de Biodiesel, PNPB. Le gouvernement a cherché à éviter les erreurs commises dans la politique du bioéthanol, telles que la monoculture, la concentration géographique, la domination de l’agrobusiness et l’exclusion des fermiers locaux cultivant à plus petite échelle[17]^,[18]. Le ministère brésilien du développement agraire estimait que, d'ici fin 2010, plus de cent mille familles adhéreraient au PNPB, produisant de la fève de soja, du ricin, du tournesol, l'huile de palme, du colza, du coton et de l’arachide ; le revenu moyen de ces familles atteint 2 450 €, parfois doublé par rapport au revenu antérieur à l'entrée dans le programme ; le Brésil a pu réaliser avec trois ans d'avance l'objectif d'intégrer 5 % de biodiesel dans le carburant diesel[19].

Un Boeing 737-800 de la compagnie aérienne brésilienne GOL Airlines a effectué fin juillet 2014 un vol entre Orlando (États-Unis) et Sao Paulo (Brésil) avec un carburant contenant 10 % de bioéthanol. Ce nouveau kérosène est le produit d'un partenariat entre Total et la société américaine Amyris, qui développe un biocarburant issu de la canne à sucre[20].

En 2016, à l'occasion de la COP22 de Marrakech, le Brésil lance l'initiative Biofuture, qui a pour objectif le développement industriel de la bioéconomie, et en particulier des agrocarburants et biocarburants[21]^,[22].

Les réserves prouvées récupérables de charbon du Brésil sont estimées par BP[n 3] à 6,6 milliards de tonnes fin 2019, soit 846 ans de production au rythme de 2019. Ces réserves représentent 0,6 % du total mondial[b 9]. La production de 2019 n'était que de 7,8 Mt[b 10], soit 0,12 EJ[b 11], couvrant 18 % de la consommation : 0,66 EJ[b 12].

Les réserves recouvrables du pays s'élevaient en 2009 à 4,54 milliards de tonnes exclusivement sous forme de charbon sous-bitumineux. À l'échelle mondiale, cela représente environ 0,5 % des ressources totales. La même année, le pays a extrait 5,44 millions de tonnes[23].

Le Brésil est le 9^e pays au monde en termes de réserves d'uranium raisonnablement assurées. En 2011, ses réserves s'élevaient à 155 700 tonnes. Le pays bénéficie de ressources facilement extractibles, puisqu'il se classe 2^e derrière le Canada en termes de réserves recouvrables à un coût inférieur à 40 $/kg (137 900 tonnes). À ces ressources raisonnablement assurées s'ajoutent des réserves inférées, à hauteur de 121 000 tonnes. Au total (ressources raisonnablement assurées et inférées), le pays possède 276 700 tonnes de réserves d'uranium, ce qui le classe au 9^e rang mondial, et représente 4 % des réserves identifiées à l'échelle planétaire[24].

Malgré ces ressources importantes, le Brésil n'est historiquement pas un grand pays producteur d'uranium. Jusqu'en 2010, il a produit au total 3 334 tonnes, ce qui le place au 24^e rang mondial et ne représente que 0,1 % des ressources déjà extraites[25]. La première mine du pays, à Poços de Caldas a fermé en 1997. En 1999, un nouveau gisement est exploité, via la mine de Caetité, actuellement la seule en activité au Brésil ; sa capacité de production doit doubler d'ici 2015 pour atteindre 670 tonnes par an. Il est prévu qu'un autre projet entre en exploitation la même année, à Santa Quitéria, avec une capacité initiale de production de 970 tonnes par an[26].

L'État joue un rôle très important dans le secteur électrique. Jusqu'aux années 1990, il le contrôlait presque entièrement. Le Brésil a engagé en 1996 un processus de privatisation du secteur, qui a conduit à la mise en place de l'Agence Nationale de l'Énergie Électrique (ANEEL). Bien que le secteur électrique ait été en partie privatisé au début des années 2000, l'essentiel des actifs de production majeurs reste sous contrôle étatique. Eletrobras, holding d'état, est l'acteur dominant du marché électrique. L'État possède aussi la quasi-totalité du réseau de transport d'électricité. Le gouvernement brésilien a mis en place en 2004 une nouvelle organisation hybride du secteur électrique, séparant des marchés régulés et des marchés dérégulés selon les catégories de producteurs et de consommateurs ; les nouveaux projets de production et de distribution sont ouverts aux investissements publics et privés, mais Eletrobras avait été exclu de la privatisation. En août 2017, le gouvernement a annoncé son intention de céder sa part majoritaire dans Eletrobras d'ici mi-2018. Cette cession ne concernera cependant ni Eletronuclear, propriété d'Eletrobras, ni le barrage d'Itaipu[4].

Déjà premier producteur privé d’électricité au Brésil et au Pérou, GDF Suez compte porter ses capacités dans la zone à 18 GW d’ici à 2019, rien qu’avec les projets en construction. Le groupe doit notamment terminer le barrage gigantesque de Jirau, en Amazonie brésilienne (3,7 GW) ; des contrats prévoyant la construction de 685 MW de nouvelles capacités, dont 535 avec des contrats d’achat d’électricité sur 20 ou 25 ans, ont été signés en décembre 2014 : une centrale thermique au charbon de 340 MW à Pampa Sul, un complexe éolien de 330 MW à Campo Largo et une extension de la centrale biomasse de Ferrari de 15 MW[30].

La décision du gouvernement Temer de privatiser Eletrobras, qu'il contrôle à 63 %, a été annoncée en août 2017 ; le gouvernement brésilien envisage de procéder à une augmentation de capital, à laquelle l'État ne participerait pas. L'opération, qui pourrait rapporter 8 milliards d'euros, devrait être bouclée au premier semestre 2018 et donnerait aux investisseurs privés les 47 GW d'Eletrobras, à l'exception de sa filiale nucléaire et du barrage d'Itaipu[31].

Début août 2019, le gouvernement Bolsonaro autorise la privatisation d'Eletrobras. Cette nouvelle tentative doit encore être ratifiée par le Congrès. L'État va céder ses parts, par le biais d'une augmentation de capital et d'une souscription publique d'actions, afin de ne plus être majoritaire au capital de la holding. Eletrobras a déjà vendu en 2018 six filiales lourdement déficitaires dans la région Nordeste du pays[32].

En 2019, le Brésil a produit 626,3 TWh d'électricité, en progression de 4,2 %, au 8^e rang mondial avec 2,3 % de la production mondiale, loin derrière la Chine (26,9 %) et les États-Unis (16,7 %). Cette production se répartissait en 15,1 % de combustibles fossiles (gaz naturel : 9,7 %, charbon : 3,8 %, pétrole : 1,6 %), 2,6 % de nucléaire et 82,2 % d'énergies renouvelables (hydroélectricité 63,5 %, éolien 8,9 %, biomasse 8,7 %, solaire 1,1 %).

La production brute d'électricité du Brésil s'élevait à 579 TWh en 2016, dont 480 TWh par les centrales de service public et 98 TWh par des autoproducteurs. Le secteur électrique brésilien est le 3^e du continent américain après ceux des États-Unis et du Canada ; en 2016, le Brésil avait une puissance installée de 150 GW, dont 97 GW hydraulique, 24 GW de centrales à gaz ou pétrole, 3 GW au charbon, 14 GW de biomasse, le reste nucléaire, éolien et solaire ; le pays dispose de plus de 6 GW de contrats d'importation d'électricité, portant la puissance disponible à 156 GW. Les développeurs ont mis en service 9,5 GW en 2016, l'accroissement le plus important jamais enregistré[4].

En 2012, les énergies renouvelables représentaient 82,7 % de la production totale d'électricité, un des taux les plus élevés au monde, taux qui était encore plus élevé quelques années auparavant : 89 % en 2009, 86 % en 2011 ; l'hydraulique produisait à elle seule 74,6 % du total, suivie par la biomasse : 7,5 % ; les centrales thermiques fossiles avaient une part de 14,4 % et les centrales nucléaires de 2,9 %[33].

L'ANEEL (Agence Nationale de l'Énergie Électrique) fournit le détail des puissances installées par source d'énergie mis à jour en temps réel[34], soit au 16/11/2013 :

L'ANEEL intègre les capacités d'importation dans les capacités du secteur électrique national ; sans les importations, le total de la puissance installée était de 125 670 MW et la part de l'hydraulique est de 68,2 % en 2013.

Barrage d'Itaipu

Le Brésil est l'un des principaux producteurs mondiaux d'énergie hydroélectrique. En 2019, le Brésil comptait 217 centrales hydroélectriques en exploitation, d'une capacité installée de 98581 MW, soit 60,16% de la production d'énergie du pays. Dans la production totale d'électricité, en 2019, le Brésil a atteint 170000 mégawatts de capacité installée, plus de 75% à partir de sources renouvelables (la majorité, hydroélectrique)[35]^,[36]^,[37].

En 2013, la Région Sud-Est a utilisé environ 50% de la charge du système national intégré (SIN), étant la principale région consommatrice d'énergie du pays. La capacité de production d'électricité installée de la région s'élevait à près de 42 500 MW, ce qui représentait environ un tiers de la capacité de production du Brésil. La production hydroélectrique représentait 58% de la capacité installée de la région, les 42% restants correspondant essentiellement à la production thermoélectrique. São Paulo représentait 40% de cette capacité; Minas Gerais d'environ 25%; Rio de Janeiro à 13,3%; et Espírito Santo représentait le reste. La Région Sud est propriétaire du Barrage d'Itaipu, qui fut la plus grande centrale hydroélectrique du monde pendant plusieurs années, jusqu'à l'inauguration du Barrage des Trois-Gorges en Chine. Elle reste la deuxième plus grande centrale hydroélectrique en activité au monde. Le Brésil est copropriétaire de l'usine d'Itaipu avec le Paraguay: le barrage est situé sur le fleuve Paraná, à la frontière entre les pays. Il dispose d'une capacité de production installée de 14 GW pour 20 unités de production de 700 MW chacune. La Région Nord possède de grandes centrales hydroélectriques, telles que le Barrage de Belo Monte et le Barrage de Tucuruí, qui produisent une grande partie de l'énergie nationale. Le potentiel hydroélectrique du Brésil n'a pas encore été pleinement exploité, le pays a donc encore la capacité de construire plusieurs centrales d'énergie renouvelable sur son territoire[38]^,[39].

Centrale thermoélectrique de Camaçari, Bahía

Les combustibles fossiles ne fournissent qu'une part minoritaire de la production d'électricité du Brésil : en 2016, sur une puissance installée de 150 GW, seulement 24 GW étaient des centrales à gaz ou pétrole et 3 GW au charbon[4].

Parc éolien de Parnaíba, dans l'État du Piauí (photo : 2009)

Le potentiel éolien du Brésil est évalué, en 2019, à 500 GW (ceci, uniquement à terre), suffisamment d'énergie pour répondre à trois fois la demande actuelle du pays; il est surtout localisé dans le nord-est et le sud[40]^,[41]^,[42].

En juillet 2021, selon le gestionnaire du réseau national ONS (Operador Nacional do Sistema Elétrico), la puissance installée totale était de 18,7 GW, avec un facteur de charge moyen de 58%[43]. Alors que le facteur de charge de production éolienne moyenne mondiale est de 24,7%, il existe des zones dans le nord du Brésil, en particulier dans l'État de Bahia, où certains parcs éoliens enregistrent des facteurs de charge supérieurs à 60%[44]; le facteur de charge moyen dans la région du Nord-Est est de 45% sur la côte et de 49% à l'intérieur[45]. En 2019, l'énergie éolienne représentait 9% de l'énergie produite dans le pays.[46]

Le Brésil se situe fin 2015 au 1^er rang en Amérique latine pour sa puissance installée éolienne avec 8 715 MW, loin devant le Chili (933 MW), et au 10^e rang mondial ; cette puissance représente 2 % du total mondial, alors que la population brésilienne représente 2,8 % du total mondial. Cette puissance s'est accrue de 2 754 MW (+46 %) au cours de l'année 2015[47].

Centrale nucléaire Amiral Alvaro Alberto à Angra dos Reis.

L'énergie nucléaire représente environ 4% de l'électricité du Brésil[48].

Le pays développe une filière complète dans le domaine de l'électricité nucléaire. Il dispose pour cela d'importantes réserves d'uranium et a mis au point une technique d'enrichissement de l'uranium qui serait très compétitive.

La production nucléaire s'est élevée à 16,1 TWh en 2019[2]. La centrale nucléaire d'Angra dos Reis, exploitée par Eletronuclear, filiale d'Eletrobras, sur la côte à 150 km au sud de Rio de Janeiro, a deux réacteurs en fonctionnement : Angra-1 (640 MW), mise en service en 1984 et Angra-2 (1 350 MW), mise en service en 2000, et un troisième en construction depuis 1984 : la centrale Admiral Alvaro Alberto (ex-Angra 3, 1 405 MW)[49].

Après une période de suspension, le chantier d'Angra 3 a repris en 2013 et l'entrée en service commercial était prévue pour mai 2018[4]. C'est un réacteur à eau pressurisée de 1 350 MW de la technologie Konvoi de Siemens. Areva a annoncé le 7 novembre 2013 la signature d'un contrat de 1,25 milliard d'euros avec Eletrobras Eletronuclear pour terminer sa construction, qui est achevée à 50 % ; la mise en service était prévue à mi-2018. Le Brésil a un programme de développement du nucléaire qui porte sur 4 à 5 GW sur deux sites[50]^,[51].

Le 1^er août 2019, le gouvernement brésilien annonce son intention de relancer le chantier d'Angra 3, arrêté depuis 2015 à suite de la révélation de fraudes et de favoritisme dans l'attribution des marchés publics liés aux travaux : un appel d'offres sera lancé à la fin de 2019 et le partenaire privé sera choisi début 2020 ; 11 entreprises sont intéressées, mais trois d'entre elles ont eu une participation plus active : le français EDF, le chinois CNNC et le russe Rosatom ; Eletronuclear table sur un démarrage de la production au deuxième semestre 2025, pour une commercialisation début 2026[52].

Electronuclear signe le 3 février 2020 un accord de coopération avec Westinghouse afin d'assurer la prolongation à 60 ans de la durée d'exploitation d'Angra-1. Le gouvernement prévoit également la construction de 6 GW de réacteurs nucléaires dans le Nordeste. Le secrétaire à la Planification et au développement de l'énergie a réaffirmé l'intérêt du gouvernement pour l'énergie nucléaire, soulignant que le Brésil possède la huitième réserve d'uranium du monde (5 % des réserves mondiales) et en est le quatorzième producteur[53].

Distillerie d'éthanol à Piracicaba, São Paulo.

En 2019, la production d'électricité à partir de biomasse s'élevait à 54,5 TWh, soit 8,7 % de la production d'électricité du Brésil ; elle a été multipliée par 14 en 29 ans. Le Brésil était en 2018 le troisième producteur mondial avec 10,4 % de la production mondiale, derrière la Chine (90,6 TWh) et les États-Unis (59,5 TWh)[2].

En 2012, le Brésil est devenu le deuxième producteur mondial d'électricité à partir de biomasse avec 42 TWh, derrière les États-Unis (63,3 TWh), passant devant l'Allemagne (41,4 TWh) ; cette production a progressé de 23,9 % en 2012 ; sur la décennie 2002-2012, cette filière s'est développée très rapidement : +15,2 % par an en moyenne ; elle assure 7,5 % de la production d'électricité du pays, grâce à la biomasse solide qui tire parti des immenses ressources forestières et agricoles du pays ; la bagasse, résidu du traitement de la canne à sucre, est la principale ressource : les 434 usines sucrières du pays fonctionnent toutes en autonomie énergétique, mais seules 20 % (88 unités) commercialisent leur excédent d'électricité sur le marché[33].

Complexe solaire de Pirapora, le plus grand du Brésil et d'Amérique latine avec 321 MW.

En juillet 2021, selon l'ONS, la capacité totale installée du solaire photovoltaïque était de 10,3 GW, avec un facteur de capacité moyen de 23%. Certains des États brésiliens les plus irradiés sont Minas Gerais, Bahia et Goiás, qui ont en effet des records mondiaux d'irradiation. En 2019, l'énergie solaire représentait 1,27% de l'énergie produite dans le pays. [46]^,[54]^,[55]

Le transport et la distribution sont gérés sous la forme de la concession ; le secteur est contrôlé par l'Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL), qui fixe les tarifs. Le transport (lignes de tension supérieure à 230 kV) est réparti entre 77 concessions, exploitant un réseau de plus de 100 000 km[56].

En janvier 2017, l'entreprise publique chinoise State Grid, gestionnaire du réseau de transport d’électricité chinois, a acquis 54,64 % du capital de CPFL Energia, présent à la fois dans la production d'énergie verte et dans les réseaux de transport et de distribution d'électricité brésiliens ; State Grid contrôlait déjà 10 000 km de lignes électriques au Brésil[57].

La distribution est dispersée en un grand nombre de compagnies concessionnaires diverses, publiques ou privées ; les 41 plus importantes (desservant 98 % des clients) se sont regroupées dans l'association ABRADEE (Associação Brasileira de Distribuidores de Energia Elétrica)[58], dont les 6 plus importantes, regroupant 44 % des clients, sont :

• CEMIG : 7,46 millions de clients (10,6 % des consommateurs)
• AES Eletropaulo : 6,46 Mc (9,2 %)
• COELBA : 5,2 Mc (7,4 %)
• COPEL : 4 Mc (5,7 %)
• LIGNT : 4 Mc (5,7 %)
• CPFL Paulista : 3,8 Mc (5,5 %)

Le taux de pertes en ligne est très élevé : 16,5 % en 2011[n 4], du fait de l'éloignement entre les grands barrages et les centres de consommation.

Évolution de la consommation électrique finale annuelle au Brésil entre 1971 et 2011.

Avec une consommation d'électricité de 2 570 kWh/habitant en 2018, le Brésil se situe 21 % au-dessous de la moyenne mondiale : 3 260 kWh/hab, mais 24 % au-dessus de celle de l'Amérique latine : 2 065 kWh/hab[s 1].

La consommation finale d'électricité (après déduction des consommations de l'industrie électrique elle-même et des pertes en ligne) a évolué comme suit :

À noter une caractéristique originale du Brésil : l'agriculture est le secteur dont la consommation d'électricité a progressé le plus vite depuis 29 ans.

Les émissions de CO₂ liées à l'énergie au Brésil étaient en 2018 de 1,94 tonnes de CO₂ par habitant, inférieures de 56 % à la moyenne mondiale : 4,42 t et de 7 % à celle de l'Amérique latine : 2,08 t[s 1]. Les parts importantes de l'hydroélectricité et des biocarburants expliquent en grande partie cette performance.

L'AIE fournit également les émissions de 2019 : 406,5 MtCO₂, en progression de 0,05 % par rapport à 2018[h 1].

Dans le cadre de la préparation de la COP21, le Brésil s'est engagé, le 27 septembre 2015, à réduire ses émissions de 37 % d’ici 2025 et de 43 % en 2030[59].

Les fuites de pétrole n'épargnent pas le Brésil : en novembre 2011, une fuite sur le gisement offshore de Frade (Chevron) a causé une marée noire de plus de 400 000 litres de pétrole[60].

Les barrages hydroélectriques ont été accusés, comme partout, pour leur impact environnemental :

• le barrage d'Itaipu a noyé une surface de près de 1 500 km² de forêts et terres agricoles, et a fait disparaitre la cascade des Sept Chutes, en portugais : Salto de Sete Quedas, la plus grande chute d'eau (en volume) de la planète. Elle a engendré le déplacement de 42 444 personnes dont 38 440 agriculteurs.
• des études portant sur le barrage du Tucurui en Amazonie (2 430 km²) montre que ses émissions de gaz à effet de serre (1995 à 2000) dues au pourrissement des végétaux noyés seraient comparables, à puissance et productions égales, aux moyens de générations utilisant du combustible fossile ; cependant, les plaines amazoniennes inondées naturellement en produisent aussi de grandes quantités ; l'effet net du barrage est difficile à évaluer[61].
• le projet de barrage de Belo Monte est vivement critiqué par les populations autochtones et de nombreuses organisations environnementales au Brésil. Le barrage inonderait une surface d'environ 500 km² (contre 1 200 km² dans le projet initial des années 1970)[62] et il aurait un impact considérable sur l'environnement, entraînant une réduction importante de la biodiversité et la disparition d'espèces rares. Près de 20 000 personnes seraient déplacées, en grande majorité des Indiens de la tribu des Kayapos. En réponse à ces critiques, le gouvernement prévoit d'investir 1,2 milliard USD afin de réduire les impacts négatifs du projet[63].

• (en) Agence internationale de l'énergie (AIE - en anglais : International Energy Agency - IEA), Key World Energy Statistics 2020, 27 août 2020, [PDF].

• (en) CO2 Emissions from Fuel Combustion 2020 : Highlights, Agence internationale de l'énergie, 5 octobre 2020 [xls].

• (en) BP Statistical Review of World Energy 2020 - 69th edition, BP, juin 2020 [PDF] et Statistical Review of world energy - all data, juin 2020 (séries plus longues : 1965-2019) [xls].

• (en)[PDF] Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis Oil, natural gas and biofuels statistical yearbook 2017, ANP, 31 août 2017.

• Autres références

• (en) OECD NEA et AIEA, Uranium 2011 : Resources, Production and Demand, Paris, OECD/NEA Publishing (n^o 7059), 2012, 486 p. (ISBN 978-92-64-17803-8, lire en ligne)
• (en) Energy Information Administration, Brazil : Analysis, 18 avril 2019 (lire en ligne)

• Économie du Brésil
• Liste des barrages hydroélectriques les plus importants
• Barrage d'Itaipu

• (pt) ANP, site de l'Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis.
• (pt) Agência Nacional de Energia Elétrica, site officiel de l'ANEEL.
• (pt) Ministério de Minas e Energia, site officiel du Ministère des Mines et de l'Énergie.
• (en) Petrobras, site officiel de Petrobras.
• (en) Eletrobras - Energia para novos tempos, site officiel d'Eletrobras.

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