Énergie au Brésil

Un article de Wikipédia, l'encyclopédie libre.
Sauter à la navigation Sauter à la recherche

Énergie au Brésil
image illustrative de l’article Énergie au Brésil
vue aérienne du barrage d'Itaipu le 22/09/2013.
Bilan énergétique (2015)
Offre d'énergie primaire (TPES) 298 M tep
(12 475,9 PJ)
par agent énergétique pétrole : 39,7 %
électricité : 13,5 %
gaz naturel : 11,8 %
charbon : 5,9 %
Énergies renouvelables 11,2 %
Consommation totale (TFC) 212 M tep
(8 876,8 PJ)
par habitant 1 tep/hab.
(42,7 GJ/hab.)
par secteur ménages : 11,8 %
industrie : 36,9 %
transports : 39,7 %
services : 5,9 %
agriculture : 5,4 %
Électricité (2015)
Production 581,65 TWh
par filière hydro : 61,8 %
thermique : 23,4 %
biomasse/déchets : 8,4 %
éoliennes : 3,7 %
nucléaire : 2,5 %
autres : 0,1 %
Combustibles (2015 - Mtep)
Production pétrole : 132,8
gaz naturel : 19,9
charbon : 3,1
Commerce extérieur (2015 - Mtep)
Importations électricité : 3,0
pétrole : 36,8
gaz naturel : 15,3
charbon : 14,8
Exportations pétrole : 44,0
Sources

Le secteur de l'énergie au Brésil est dominé par le pétrole : 47,5 % de la production d'énergie primaire et 39,7 % de la consommation d'énergie primaire du pays en 2015, mais aussi par la biomasse : 30,9 % de la production et 29 % de la consommation, originalité du Brésil qui a été pionnier dans les agrocarburants, en particulier à base de canne à sucre.

L'électricité représente 18,6 % de la consommation finale d'énergie.

L'hydroélectricité couvre 10,4 % de la consommation d'énergie primaire ; le Brésil était en 2017 le 3e producteur mondial d'hydroélectricité avec 9,6 % de la production mondiale, derrière la Chine et le Canada, qui l'a dépassé à cause d'une sécheresse sévère depuis 4 ans. Les centrales hydroélectriques produisaient 61,8 % de l'électricité du pays en 2015. Le Brésil était le 8e producteur mondial d'électricité en 2015 ; il en était également le 3e importateur mondial, du fait des accords avec le Paraguay sur le partage de la production du barrage d'Itaipu ; il était aussi 3e producteur mondial d'électricité à partir d'énergies renouvelables et 8e producteur mondial d'électricité éolienne.

Le Brésil était en 2017 le 10e producteur de pétrole avec 3,3 % de la production mondiale ; sa production couvre 95 % de sa consommation. Sa production de gaz naturel couvre 72 % de sa consommation.

La production d'agrocarburants du Brésil se classe en 2017 au 2e rang mondial avec 22,0 % de la production mondiale, derrière les États-Unis (43,9 %), et sa production d'électricité à partir de biomasse se classe également au 2e rang mondial en 2015 avec 11,2 % de la production mondiale, derrière les États-Unis.

La consommation d'énergie primaire du Brésil en 2015 est inférieure de 23 % à la moyenne mondiale mais 11 % au-dessus de celle de l'Amérique latine.

Ses émissions de CO2 liées à l'énergie par habitant en 2015 sont inférieures de 51 % à la moyenne mondiale et de 7 % à celle de l'Amérique latine, grâce aux parts importantes de l'hydroélectricité et de la biomasse.

Vue d'ensemble[modifier | modifier le code]

Principaux indicateurs de l'énergie au Brésil[2]
Population Consommation
énergie primaire
Production Exportation
nette
Consommation
électricité
Émissions
de CO2
Année Millions Mtep Mtep Mtep TWh Mt CO2éq
1990 150,39 140,21 104,14 39,24 217,66 184,25
2000 175,79 187,44 147,64 44,38 331,64 292,31
2008 194,77 248,58 228,18 26,97 428,20 347,89
2009 196,70 240,45 230,60 15,65 425,99 324,38
2010 198,61 265,88 246,62 24,85 464,65 370,53
2011 200,52 270,04 249,21 28,61 480,12 389,59
2012 202,40 281,74 251,92 33,64 498,51 422,24
2013 204,26 293,73 252,93 45,74 516,44 451,33
2014 206,08 303,18 267,21 42,80 531,25 474,86
2015 207,85 297,98 279,37 25,28 523,00 450,79
variation
1990-2015
+38,2 % +112,5 % +168,3 % -35,6 % +140,3 % +144,7 %

Comparaisons internationales[modifier | modifier le code]

L'Agence internationale de l'énergie classe le Brésil parmi les tout premiers pays du monde pour plusieurs indicateurs :

Place du Brésil dans les classements mondiaux
Source d'énergie indicateur rang année quantité unité % monde commentaires
Hydroélectricité[s 1] Production 3e 2015 360 TWh 9,0 % 1er : Chine (1 130 TWh), 2e : Canada (381 TWh)
Puissance installée 3e 2015 92 GW 7,6 % 1er : Chine (332 GW), 2e : États-Unis (102 GW)
% hydro/élec* 3e 2015 61,9 % 1er : Norvège (95,9 %)
Pétrole[s 2] Production 10e 2016p 135 Mt 3,1 % 1er : Arabie saoudite (583 Mt)
Électricité[s 3] Production 8e 2015 582 TWh 2,4 % 1er : Chine (5 844 TWh), 2e : États-Unis (4 297 TWh)
Importation nette 3e 2015 34 TWh 9,3 % 1er : États-Unis (67 TWh), 2e : Italie (46 TWh)
Production d'électricité par source[s 4] Pétrole 10e 2015 29 TWh 6,8 % 1er : Arabie saoudite (150 TWh), 2e : Japon (103 TWh)
Renouvelables 3e 2015 430 TWh 7,8 % 1er : Chine (1 398 TWh), 2e : États-Unis (568 TWh)
Énergie éolienne[s 5] Production d'électricité 8e 2015 22 TWh 2,6 % 1er : États-Unis (193 TWh)
Puissance installée 10e 2015 7,6 GW 1,8 % 1er : Chine (129,3 GW)
% éolien/élec* 8e 2015 3,7 % 1er : Espagne (17,6 %)
Biomasse[3] Production d'électricité 2e 2015 48,8 TWh 11,2 % 1er : États-Unis (61,6 TWh), 3e : Chine (52,7 TWh)
* % hydro/élec : part de l'hydroélectricité dans la production d'électricité (classement sur les 10 premiers producteurs)

Avec une consommation d'énergie primaire de 1,43 tep/habitant en 2015, le Brésil se situe 23 % au-dessous de la moyenne mondiale : 1,86 tep/hab, mais 11 % au-dessus de celle de l'Amérique latine : 1,29 tep/hab[s 6].

Ses émissions de CO2 liées à l'énergie étaient en 2015 de 2,17 tonnes de CO2 par habitant, inférieures de 51 % à la moyenne mondiale : 4,40 t et de 7 % à celle de l'Amérique latine : 2,33 t[s 6].

Production d'énergie primaire[modifier | modifier le code]

Selon l'Agence internationale de l'énergie, le Brésil a produit 279,4 Mtep d'énergies primaires en 2015, soit 93,8 % de ses besoins, dont 55,7 % de combustibles fossiles, 1,4 % de nucléaire et 42,9 % d'énergies renouvelables (hydroélectricité : 11,1 % ; éolien et solaire : 0,9 % ; biomasse : 30,9 %[1]. La biomasse se répartit en 79,3 Mtep de biomasse solide (bois, bagasse issue de la canne à sucre, paille, etc), 0,2 Mtep de biogaz et 26,2 Mt (millions de tonnes) de biomasse liquide (biocarburants pour les transports).

Production d'énergie primaire au Brésil par source (Mtep)
Source 1990 % 2000 % 2010 % 2014 2015 % 2015 var.
2015/1990
Charbon 1,9 1,9 2,6 1,8 2,1 0,8 3,0 3,1 1,1 +58 %
Pétrole 33,4 32,1 65,3 44,3 109,6 44,4 122,8 132,8 47,5 +298 %
Gaz naturel 3,2 3,1 6,1 4,1 12,5 5,1 19,3 19,9 7,1 +513 %
Ss-total fossiles 38,6 37,0 74,0 50,1 124,2 50,4 145,1 155,7 55,7 +304 %
Nucléaire 0,6 0,6 1,6 1,1 3,8 1,5 4,0 3,8 1,4 +559 %
Hydraulique 17,8 17,1 26,2 17,7 34,7 14,1 32,1 30,9 11,1 +74 %
Biomasse-déchets 47,2 45,3 45,7 31,0 83,3 33,8 84,3 86,2 30,9 +83 %
Solaire, éolien 0 0,3 0,02 0,6 0,2 1,7 2,6 0,9 ns
Total 65,0 62,4 72,0 48,7 118,6 48,1 118,2 119,8 42,9 +84 %
Total 104,1 100 147,6 100 246,6 100 267,2 279,4 100 +168 %
Source des données : Agence internationale de l'énergie[1]

La production d'énergie brésilienne a connu une croissance explosive ; les progressions les plus rapides ont été celles du nucléaire, du gaz naturel et du pétrole ; ce dernier domine largement, bien que sa part se soit stabilisée de 2000 à 2010 avant de repartir à la hausse. La part des énergies renouvelables a fortement reculé : de 62,4 % en 1990 à 42,9 % en 2015, malgré une croissance de 84 % en 25 ans.

Les conventions adoptées par l'AIE ont pour effet de minimiser la part des énergies renouvelables électriques ; cette part est plus valablement évaluée au niveau de la consommation finale.

Pétrole[modifier | modifier le code]

Réserves de pétrole[modifier | modifier le code]

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 1,9 milliard de tonnes fin 2017 (12,8 milliards de barils), soit 13 années de production au rythme de 2017. Ces réserves classaient le Brésil au 15e rang mondial avec 0,8 % 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 2e 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].

Production de pétrole[modifier | modifier le code]

Plate-forme Petrobras (janvier 2009).

En 2017, le Brésil a produit 142,7 Mt (millions de tonnes) de pétrole, soit 2,73 Mbl/j (millions de barils par jour), en progression de 4,7 % en 2017 et de 49,6 % depuis 2007. Il se classe au 10e rang mondial avec 3,3 % 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 : Exxon Mobil, 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].

Consommation de pétrole[modifier | modifier le code]

En 2017, le Brésil a consommé 135,6 Mt (millions de tonnes) de pétrole, soit 3,02 Mb/j (millions de barils par jour), en progression de 0,2 % en 2017 et de 29 % depuis 2007. Il se classe au 7e rang mondial avec 2,9 % de la consommation mondiale. Le Brésil consomme 95 % de sa production[b 3].

Organisation du secteur[modifier | modifier le code]

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 7e 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].

Gaz naturel[modifier | modifier le code]

Une consommation de gaz en forte croissance, nourrie tant par la production intérieure que par l'import

Réserves de gaz naturel[modifier | modifier le code]

Les réserves prouvées de gaz naturel du Brésil étaient estimées par BP à 400 milliards de m3 fin 2017 (13,5 trillions US de pieds cubes), soit 14 années de production au rythme de 2017. 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].

Production de gaz naturel[modifier | modifier le code]

En 2017, le Brésil a produit 27,5 milliards de m3 de gaz naturel, soit 23,7 Mtep (millions de tonnes équivalent pétrole), en progression de 12,4 % en 2017 et de 133 % depuis 2007. Cette production représentait 0,7 % 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].

Consommation de gaz naturel[modifier | modifier le code]

En 2017, le Brésil a consommé 38,3 milliards de m3 de gaz naturel, soit 33,0 Mtep (millions de tonnes équivalent pétrole), en progression de 1,9 % en 2017 et de 73 % depuis 2007. Il représente 1,0 % 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].

Importations de gaz naturel[modifier | modifier le code]

En 2017, les importations de gaz naturel au Brésil par gazoducs ont atteint 8,6 Mds m3, depuis la Bolivie, et ses importations par voie maritime sous forme de GNL ont atteint 1,9 Mds m3, provenant surtout du Nigeria : 0,8 Mds m3 et des États-Unis : 0,5 Mds m3[b 7].

Organisation du secteur[modifier | modifier le code]

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, contrôle 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].

Agrocarburants[modifier | modifier le code]

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 2017, le Brésil a produit 18,46 Mtep (millions de tonnes équivalent pétrole) d'agrocarburants, en progression de 1,9 % en 2017 et de 49 % depuis 2007. Il se classe au 2e rang mondial avec 22,0 % de la production mondiale, derrière les États-Unis (43,9 %)[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[10].

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 %)[11]. 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[12].

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[13].

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[14]. Mais les défenseurs de l'environnement reprochent surtout aux biocarburants d'être parmi les principaux responsables de la déforestation[15].

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[16],[17]. 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[18].

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[19].

Charbon[modifier | modifier le code]

Les réserves recouvrables du pays s'élèvent en 2009 à 5 milliards de tonnes courtes (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[20].

Uranium[modifier | modifier le code]

Le Brésil est le 9e 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 2e 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 9e rang mondial, et représente 4 % des réserves identifiées à l'échelle planétaire[21].

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 24e rang mondial et ne représente que 0,1 % des ressources déjà extraites[22]. 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[23].

Exportations et importations d'énergie primaire[modifier | modifier le code]

En 2016, la production de pétrole du Brésil a dépassé la consommation pour la première fois depuis 2009. Le Brésil a exporté environ 798 kbl/j de pétrole brut, en progression de 8 % sur 2015, dont 37 % vers la Chine, 13 % vers l'Uruguay, 12 % vers les États-Unis, 10 % vers le Chili, 7 % vers l'Inde et 10 % vers l'Europe. Il a importé 488 kbl/j de produits pétroliers en 2016, dont 229 kbl/j des États-Unis[4].

Selon l'ANP, les exportations de pétrole sont passées de 153,8 Mbl en 2007 à 291,4 Mbl en 2016, destinées à la Chine (37 %), à l'Uruguay (13 %), aux États-Unis (12 %), au Chili (10 %), à l'Inde (7 %), à l'Espagne (6 %), etc[y 10].

Les importations de pétrole sont passées de 159,6 Mbl en 2007 à 65,2 Mbl en 2016, répartis surtout entre le Nigéria (34 %), l'Arabie Saoudite (35 %) et l'Angola (17 %)[y 10].

Les importations de produits pétroliers sont passées de 15,96 Mm3 en 2007 à 28,33 Mm3 en 2016, surtout composées de diesel oil (28 %) et de naphta (31 %)[y 11] et provenant des États-Unis (47 %), d'Algérie (14 %), des Pays-Bas (9 %), etc[y 12].

Le Brésil a importé 470 Bcf (milliards de pieds cubes) de gaz naturel en 2016, en recul de 30 % sur 2015 ; ces importations proviennent à 78 % de Bolivie par gazoduc et, sous forme de gaz naturel liquéfié (GNL), du Nigeria, du Qatar, des États-Unis et de Trinidad-et-Tobago. La demande de GNL a connu une croissance significative au Brésil entre 2012 et 2015 du fait de l'utilisation accrue du gaz dans les centrales électriques, des sécheresses ayant réduit la production hydroélectrique ; mais le retour d'un niveau normal de pluies fin 2015 ainsi que la récession ont inversé cette tendance en 2016, réduisant fortement la demande[4].

Les exportations d'éthanol ont atteint 1,79 Mm3 en 2016 ; elles fluctuent fortement (5,1 Mm3 en 2008, 1,9 Mm3 en 2010), 3,05 Mm3 en 2012 ; pour 2016, les principales destinations ont été les États-Unis : 0,795 Mm3 et la Corée du Sud : 0,631 Mm3[y 13]. Les importations d'éthanol ont atteint 0,82 Mm3 en 2016, presque entièrement des États-Unis[y 14].

Transport d'énergie[modifier | modifier le code]

Petrobras gère le système de transport national de pétrole et de gaz naturel à travers sa filiale Transpetro. En 2012, Transpetro avait un réseau de 14 624 km[24] :

  • 7 517 km d'oléoducs
  • 7 107 km de gazoducs
  • 20 terminaux terrestres
  • 28 terminaux maritimes
  • flotte : 60 tankers

et avait transporté dans l'année :

  • transport maritime : 47 millions de tonnes
  • oléoducs : 396 millions de m³ de pétrole, produits pétroliers et éthanol par an
  • gazoducs : 60 millions de m³ de gaz naturel par jour.

La carte du réseau d'oléoducs est disponible à [y 15] et celle des gazoducs à [y 16].

Le réseau de gazoducs du Brésil est situé surtout dans les régions sud-est et nord-est du pays, depuis l'État de Rio Grande do Sul jusqu'au Ceará. Ces réseaux ont été interconnectés en mars 2010 par un gazoduc de 860 miles de Rio de Janeiro à Bahia. L'autre marché important du gaz naturel est la région amazonienne ; en 2009, Petrobras a mis en service le gazoduc Urucu-Manaus qui facilitera le développement des abondantes réserves amazoniennes. En mai 2016, Petrobras a inauguré un gazoduc acheminant le gaz des gisements antésalifères jusqu'à Sao Paulo ; un autre entrera en service en 2020. Le Brésil dispose de trois terminaux de regazéification de GNL, totalisant une capacité de 1,4 Bcf/jour : le terminal Pecem au nord-est, le terminal de la Baie de Guanabara au sud-est et le terminal TRB dans l'État de Bahia ; ce sont des unités de regazéification et de stockage flottantes (FRSU)[4].

Le projet de gazoduc de 8 000 à 15 000 km Gran Gasoducto del Sur qui aurait relié le Venezuela à l'Argentine via le Brésil, lancé par les présidents Chavez et Kirchner en 2005, a été abandonné en 2007 (cf Gran Gasoducto del Sur).

Raffinage[modifier | modifier le code]

Raffinerie de Paulínia à Sao Paulo.
Unité de propylène de la raffinerie de Paulínia à Sao Paulo.

Le Brésil détenait en 2016 une capacité de raffinage de 2,3 Mbl/j répartie en 17 raffineries, dont 13 exploitées par Petrobras, avec 92 % de la capacité totale ; la plupart de ces raffineries sont situées près des grands centres de consommation sur la côte ; les plus importantes sont la raffinerie Paulinia près de Sao Paulo (434 kbl/j), celle de Mataripe près de Bahia (377 kbl/j), celle de São Jose dos Campos à Sao Paulo (252 kbl/j) et celle de Duque de Caxias près de Rio de Janeiro (242 kbl/j). Les raffineries brésiliennes n'étant pas équipées pour traiter les bruts les plus lourds, le pays doit exporter une partie de sa production de brut lourd et importer des bruts légers ; les raffineries brésiliennes ne suffisent pas à satisfaire la demande du pays[4].

Selon l'ANP, la capacité totale des 18 raffineries brésiliennes est de 2,41 Mbl/j en 2016 ; elles ont traité 2,29 Mbl/jour ouvrable (taux d'utilisation : 80 %)[y 17], dont 87 % de pétrole brésilien, 9 % de pétrole importé et 4 % de recyclage de résidus[y 18].

Petrobras a mis en service en novembre 2014 la raffinerie d'Abreu e Lima à Ipojuca dans l'État de Pernambouc, la première raffinerie nouvelle depuis plus d'une décennie, avec une capacité de 115 kbbl/j ; la deuxième phase de ce projet, de même capacité, devrait se terminer en 2020. Le projet Comperj, à Itaboraí dans l'État de Rio de Janeiro, devrait mettre en service sa première unité de 165 kbbl/j à la fin 2020. Deux projets de raffineries ont été abandonnés en 2015 du fait de la situation financière critique de Petrobras : Premium I (600 kbbl/j) et Premium II (300 kbbl/j)[4].

Consommation d'énergie primaire[modifier | modifier le code]

La consommation d'énergie primaire du Brésil était en 2015 dominée par le pétrole (pétrole brut : 36,6 %, plus produits pétroliers 3,1 %, au total 39,7 %) et par la biomasse (canne à sucre, bois, ...) et les déchets : 29 %. Ensuite viennent le gaz naturel : 11,8 % et l'hydroélectricité : 10,4 %.

Consommation d'énergie primaire au Brésil par source (Mtep)
Source 1990 % 2000 % 2010 % 2014 2015 % 2015 var.
2015/1990
Charbon 9,7 6,9 13,0 6,9 14,5 5,4 17,5 17,7 5,9 +83 %
Pétrole 58,9 42,0 88,2 47,1 104,7 39,4 126,4 118,3 39,7 +101 %
Gaz naturel 3,2 2,3 7,9 4,2 23,0 8,7 35,4 35,2 11,8 +985 %
Total fossiles 71,8 51,2 109,2 58,2 142,2 53,5 179,3 171,2 57,4 +138 %
Nucléaire 0,6 0,4 1,6 0,8 3,8 1,4 4,0 3,8 1,3 +559 %
Hydraulique 17,8 12,7 26,2 14,0 34,7 13,0 32,1 30,9 10,4 +74 %
Biomasse-déchets 47,8 34,1 46,6 24,9 81,6 30,7 83,2 86,5 29,0 +81 %
Solaire, éolien, etc 0 0,03 0,02 0,6 0,2 1,7 2,6 0,9 ns
Total EnR 65,5 46,7 72,8 38,9 116,8 43,9 117,1 120,0 40,3 +83 %
Solde imp.électricité 2,3 1,6 3,8 2,0 3,0 1,1 2,9 3,0 1,0 +30 %
Total 140,2 100 187,4 100 265,9 100 303,2 298,0 100 +113 %
Source des données : Agence internationale de l'énergie[1]

La consommation d'énergie primaire au Brésil a plus que doublé en 25 ans. Toutes les sources d'énergie ont fortement progressé ; les progressions les plus dynamiques ont été celles du gaz naturel et du nucléaire ; les parts du charbon, de l'hydroélectricité et de la biomasse ont connu un recul important. Le solaire et l'éolien n'ont encore qu'une part marginale, malgré une progression très rapide les dernières années.

Consommation d'énergie finale[modifier | modifier le code]

La consommation d'énergie finale du Brésil (après raffinage ou transformation en électricité et transport) s'élevait à 226,9 Mtep en 2015 :

Répartition par source de la consommation finale d'énergie (Mtep)
Source d'énergie 1990 % 1990 2000 % 2000 2010 % 2010 2014 2015 % 2015 % corrigé** var.
2015/1990
Charbon 3,7 3,3 % 5,7 3,7 % 7,3 3,5 % 7,5 7,7 3,4 % 4,2 % +109 %
Pétrole* 54,5 48,0 % 80,1 52,2 93,9 44,5 % 109,6 102,6 45,2 % 44,5 % +92 %
Gaz naturel 2,4 2,2 % 4,9 3,2 12,8 6,1 % 12,7 12,7 5,6 % 8,0 % +425 %
Total fossiles 59,5 53,5 % 90,6 59,1 % 113,9 54,0 % 129,7 123,0 54,2 % 56,6 % +107 %
Nucléaire 0,4 % +559 %
Hydro 12,0 % +74 %
Solaire thermique 0,03 0,02 % 0,4 0,2 % 0,6 0,7 0,3 % 0,3 % ns
Éolien 0,6 % ns
Biomasse
+ déchets
33,7 30,2 % 35,1 22,9 % 59,0 28,0 % 58,4 60,9 26,8 % 29,9 % +81 %
Électricité 18,1 16,3 % 27,6 17,8 % 37,7 17,9 % 43,1 42,3 18,6 % +133 %
Total 111,3 100 % 153,4 100 % 210,9 100 % 231,8 226,9 100 % 100 % +104 %
* Pétrole et produits pétroliers, moins biocarburants
** % après répartition de l'électricité entre ses sources primaires.
Source des données : Agence internationale de l'énergie[1]

Dans la répartition de la consommation finale d'énergie par source primaire (colonne de droite), les biocarburants envoyés en raffinerie pour mélange avec l'essence ont été réintégrés dans la source "biomasse", et les importations nettes ont été intégrées dans l'hydroélectricité (il s'agit surtout de réimportation de la part paraguayenne de la production d'Itaipu), car elles entrent effectivement dans la consommation finale. Les énergies renouvelables totalisent 42,9 % de la consommation finale ainsi corrigée.

On constate que la répartition de l'électricité entre ses sources primaires ne modifie guère la part des énergies primaires par rapport à celle calculée avant transformation : la principale raison en est que le taux de pertes en ligne est très élevé : 15,1 % (du fait de l'éloignement entre les grands barrages et les centres de consommation), ce qui atténue fortement l'avantage de l'hydroélectricité par rapport aux énergies fossiles.

La répartition par secteur de la consommation finale d'énergie a évolué comme suit :

Consommation finale d'énergie au Brésil par secteur (Mtep)
Filière 1990 % 2000 % 2010 % 2014 2015 % 2015 var.
2015/1990
Industrie 39,9 35,8 56,2 36,6 79,8 37,8 81,0 78,3 34,5 +96 %
Transport 33,0 29,6 47,4 30,9 70,0 33,2 86,4 84,1 37,1 +155 %
Résidentiel 18,0 16,2 20,7 13,5 23,6 11,2 24,8 24,9 11,0 +38 %
Tertiaire 4,7 4,2 8,2 5,3 10,4 4,9 12,6 12,6 5,5 +169 %
Agriculture 6,0 5,4 7,3 4,8 9,9 4,7 11,2 11,5 5,1 +90 %
Non spécifié 0,3 0,3 0,03 0,02 0,4 0,2 0,6 0,7 0,3 ns
Usages non énergétiques (chimie) 9,5 8,5 13,6 8,9 16,8 8,0 15,5 14,8 6,5 +57 %
Total 111,3 100 153,4 100 210,9 100 232,1 226,9 100 +104 %
Source des données : Agence internationale de l'énergie[1].

Les ventes des distributeurs de produits pétroliers sont passées de 88,4 Mm3 en 2007 à 120,9 Mm3 en 2016, soit +37 % en 9 ans ; elles sont surtout composées de diesel (45 %), d'essence (36 %), de GPL (11 %) et de kérosène (6 %)[y 19].

Les ventes de gaz naturel sont passées de 16 012 Mm3 en 2007 à 27 224 Mm3 en 2016 (+70 % en 9 ans, mais -13,6 % en 2016) ; 30 % de ces ventes ont été réalisées dans l'État de Rio de Janeiro et 21 % dans l'État de Sao Paulo[y 20].

Les voitures tetrafuel, telles que cette Fiat Siena, sont communes aux Brésil.

La mise sur le marché de véhicules polycarburants (ou flex fuel, VCM) a connu une spectaculaire envolée avec la hausse du cours du pétrole : en mars 2003, Volkswagen a présenté au président Lula une voiture "total flex" capable d'utiliser aussi bien de l'essence que l'éthanol, y compris à 100 % ; quelques mois plus tard, les premiers véhicules concurrents commençaient à sortir ; Magneti Marelli a développé un moteur tetrafuel (capable de rouler avec quatre types de carburants : éthanol, essence, essence "C" avec 25 % d'éthanol, et GNV), lancé en 2006 sur une Fiat Siena ; des motos, bateaux et même des avions bi-carburants ont été mis au point ; en 2008, le Brésil comptait 5,5 millions de véhicules flex fuel, soit 30 % de la flotte en circulation, et en prévoyait 15 millions pour 2012 ; les cultures destinées à la production d'éthanol (18 milliards de litres) ne représentaient que 1 % de la surface cultivée totale[25]. Mais les évènements n'ont pas répondu à ces attentes : la production d'éthanol est retombée de 27 Mm3 en 2008 à 23,5 Mm3 en 2012[26].

Secteur électrique[modifier | modifier le code]

Production d'électricité[modifier | modifier le code]

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[4].

Le Brésil a produit 581,65 TWh d'électricité en 2015 ; son évolution a été très rapide :

Production d'électricité au Brésil par source (TWh)
Source 1990 % 2000 % 2010 % 2014 2015 % 2015 var.
2015/1990
Charbon 4,8 2,1 11,0 3,2 11,3 2,2 26,8 27,5 4,7 +478 %
Pétrole 4,9 2,2 15,2 4,3 16,1 3,1 35,4 29,3 5,0 +494 %
Gaz naturel 0,3 0,15 4,1 1,2 36,5 7,1 81,1 79,5 13,7 x244
Sous-total fossiles 10,0 4,5 30,2 8,7 63,9 12,4 143,3 136,3 23,4 +1261 %
Nucléaire 2,2 1,0 6,0 1,7 14,5 2,8 15,4 14,7 2,5 +559 %
Hydraulique 206,7 92,8 304,4 87,2 403,3 78,2 373,4 359,7 61,8 +74 %
Biomasse-déchets 3,9 1,7 7,8 2,2 31,5 6,1 46,0 48,8 8,4 +1165 %
Éolien 0 0,002 ns 2,2 0,4 12,2 21,6 3,7 ns
Autres 0 0,4 0,1 0,4 0,07 0,4 0,4 0,07 ns
Sous-total EnR 210,6 94,5 312,2 89,5 437,0 84,7 432,0 430,6 74,0 +105 %
Total 222,8 100 348,9 100 515,7 100 590,6 581,7 100 +165 %
Source des données : Agence internationale de l'énergie[3].

En 25 ans, la production d'électricité a été multipliée par 2,6 ; la production d'énergies renouvelables n'a pas réussi à assurer un tel rythme : bien que l'hydroélectricité ait progressé de 74 % et la biomasse multiplié sa production par près de douze, la croissance des EnR n'a été que de 105 % et leur part a reculé de 94,5 % à 74 % ; le nucléaire a multiplié sa production par 6,6, et il a fallu faire appel aux combustibles fossiles pour compléter : leur production a été multipliée par 13,6, et leur part est passée de 4,5 % à 23,4 %.

Le secteur électrique brésilien est le 3e 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 %[27].

L'ANEEL (Agence Nationale de l'Énergie Électrique) fournit le détail des puissances installées par source d'énergie mis à jour en temps réel[28], soit au 16/11/2013 :

Puissance installée électrique du Brésil au 16/11/2013
Source
d'énergie
Type Centrales
nombre
Puissance
MW
Part
%
total
nb
total
MW
total
%
Hydro 1086 85 655 64 % 1086 85 655 64 %
Gaz gaz naturel 112 12 114 9,05 % 151 13 798 10,3 %
gaz de process 39 1 684 1,26 %
Pétrole Diesel 1094 3 507 2,62 % 1127 7 456 5,57 %
fioul, etc 33 3 949 2,95 %
Biomasse bagasse* 375 9 176 6,86 % 472 11 245 8,4 %
liqueur noire 16 1 530 1,14 %
bois 50 423 0,32 %
biogaz 22 80 0,06 %
paille de riz 9 36 0,03 %
Nucléaire 2 1 990 1,5 % 2 1 990 1,5 %
Charbon 13 3 389 2,5 % 13 3 389 2,5 %
Éolien 103 2 137 1,6 % 103 2 137 1,6 %
Importations Paraguay 5 650 5,46 % 472 8 170 6,1 %
Argentine 2 250 2,17 %
Venezuela 200 0,19 %
Uruguay 70 0,07 %
Total 2 989 133 849 100 % 2 989 133 849 100 %
* bagasse : résidu de la canne à sucre

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

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[29].

La décision du gouvernement 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[30].

Centrales thermiques fossiles[modifier | modifier le code]

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].

Nucléaire[modifier | modifier le code]

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 TWh en 2016, en progression de 7,7 % par rapport à 2015. 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) ; après une période de suspension, le chantier a repris et l'entrée en service commercial est 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 est prévue à mi-2018. Le Brésil a un programme de développement du nucléaire qui porte sur 4 à 5 GW sur deux sites[31],[32].

Hydroélectricité[modifier | modifier le code]

Article détaillé : Hydroélectricité au Brésil.

Biomasse[modifier | modifier le code]

En 2015, la production d'électricité à partir de biomasse s'élevait à 48,8 TWh, soit 8,4 % de la production d'électricité du Brésil ; sa progression a été de 1165 % en 25 an. Le Brésil était le troisième producteur mondial avec 11,2 % de la production mondiale, derrière les États-Unis (61,6 TWh) et la Chine (52,7 TWh)[3].

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[27].

Éolien[modifier | modifier le code]

Article détaillé : Énergie éolienne au Brésil.
Parc éolien de Parnaíba, dans l'État du Piauí (photo : 2009)

Le potentiel éolien du Brésil est évalué à 350 GW ; il est surtout localisé dans le nord-est et le sud[33].

Le Brésil se situe fin 2015 au 1er rang en Amérique latine pour sa puissance installée éolienne avec 8 715 MW, loin devant le Chili (933 MW), et au 10e 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[34].

En 2015, l'éolien a produit 21,6 TWh, soit 3,7 % de la production d'électricité du Brésil ; sa progression a été de 77 % en un an[3].

Solaire[modifier | modifier le code]

Selon le Solar and Wind Energy Resource Assessment (SWERA) financé par les Nations unies, le potentiel solaire brésilien (1500-2 500 kWh/m²) est supérieur à celui des pays européens : Allemagne (900-1 250 kWh/m²), France (900-1 650 kWh/m²) et Espagne (1200-1 850 kWh/m²) ; le meilleur potentiel réside dans les régions semi-arides du nord-est[35].

En 2016, la production d'électricité photovoltaïque a progressé de 332 %. En juin 2017, la puissance installée photovoltaïque atteignait 273 MW contre 1 MW cinq ans avant ; 530 MW supplémentaires sont attendus pour entrer en service d'ici fin 2017 et 1 340 MW en 2018 ; le gouvernement prévoit d'atteindre 8 000 MW installés en 2024. En juin 2017, Enel Green Power Brasil inaugurait le complexe solaire de Lapa, dans l'État de Bahia, composé de deux parcs totalisant 158 MW ; en septembre 2017, elle a inauguré les parcs solaires d'Ituverava (254 MW) dans l'État de Bahia et de Nova Olinda (292 MW), dans l'État de Piauí[4].

Le 31 octobre 2014, les résultats du premier appel d'offres solaire ont été divulgués, retenant 31 projets de centrales totalisant une puissance de 1 048 MWc, alors que le pays n'avait jusqu'ici que quelque 50 MWc installés. Le coût moyen est de 215 réals/MWh sans subvention, soit environ 67 /MWh, l’un des plus bas du monde. Le prix plafond de l'appel d'offres était pourtant largement supérieur, à 262 réals/MWh (82 /MWh). Les analystes de Bloomberg New Energy Finance estiment que le prix actualisé (LCOE) du kWh solaire se situe aujourd'hui au Brésil à 235,5 réals/MWh (73,7 /MWh). Les candidats à l'appel d'offres ont probablement parié sur de futures baisses des prix afin de proposer de meilleures offres. Les centrales ne seront en effet mises en service qu'en octobre 2017. Le Brésil prévoit d'avoir 3,5 GWc raccordés au réseau en 2023, produisant 1,8 % de l'électricité du pays. Son potentiel est cependant bien plus important et des dizaines de gigawatts-crête pourraient être installés d'ici une douzaine d'années. Les prix de l'électricité photovoltaïque y sont désormais moins chers que ceux des nouvelles centrales à gaz ou à charbon[36].

EDF Énergies Nouvelles installe à Pirapora, à 300 km de Belo Horizonte, le plus grand parc solaire d'Amérique Latine, sur 800 hectares ; sur ses 400 MW prévus, 350 MW ont déjà été mis en service en novembre 2017[37].

Transport et distribution[modifier | modifier le code]

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[38].

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[39].

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)[40], 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 3], du fait de l'éloignement entre les grands barrages et les centres de consommation.

Consommation d'électricité[modifier | modifier le code]

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

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

Consommation finale d'électricité au Brésil par secteur (Mtep)
Filière 1990 % 2000 % 2010 % 2014 2015 % 2015 var.
2015/1990
Industrie 112,3 53,3 146,7 45,7 203,3 46,4 205,9 196,6 40,0 +75 %
Transport 1,2 0,6 1,25 0,4 1,7 0,4 2,8 2,8 0,6 +132 %
Résidentiel 48,7 23,1 83,6 26,0 108,5 24,8 132,0 131,3 26,7 +170 %
Tertiaire 42,0 19,9 76,7 23,9 106,7 24,4 133,3 134,1 27,3 +220 %
Agriculture 6,7 3,2 12,9 4,0 17,7 4,0 26,7 26,9 5,5 +303 %
Total 210,8 100 321,2 100 437,9 100 500,8 491,7 100 +133 %
Source des données : Agence internationale de l'énergie[3]

À noter une caractéristique originale du Brésil : l'agriculture est le secteur dont la consommation d'électricité a progressé le plus vite depuis 25 ans.

Avec une consommation d'électricité de 2 516 kWh/habitant en 2015, le Brésil se situe 18 % au-dessous de la moyenne mondiale : 3 052 kWh/hab, mais 20 % au-dessus de celle de l'Amérique latine : 2 101 kWh/hab[s 6].

Impact environnemental[modifier | modifier le code]

Émissions de gaz à effet de serre[modifier | modifier le code]

Les émissions de CO2 liées à l'énergie au Brésil étaient en 2015 de 2,17 tonnes de CO2 par habitant, inférieures de 51 % à la moyenne mondiale : 4,40 t et de 7 % à celle de l'Amérique latine : 2,33 t[s 6]. Les parts importantes de l'hydroélectricité et des biocarburants expliquent en grande partie cette performance.

Évolution des émissions de CO2 liées à l'énergie
1971 1990 2015 var.
2015/1971
var.
2015/1990
var.Monde
2015/1990
Émissions[é 1] (Mt CO2) 87,5 184,3 450,8 +415 % +144,7 % +57,5 %
Émissions/habitant[é 2] (t CO2) 0,89 1,23 2,17 +144 % +77 % +13,4 %
Source : Agence internationale de l'énergie
Répartition par combustible des émissions de CO2 liées à l'énergie
Combustible 1971
Mt CO2
1990
Mt CO2
2015
Mt CO2
% var.
2015/1990
var.Monde
2015/1990
Charbon[é 3] 6,0 27,7 68,0 15 % +146 % +75 %
Pétrole[é 4] 80,9 150,9 306,2 68 % +103 % +31,4 %
Gaz naturel[é 5] 0,5 5,7 76,7 17 % +1246 % +75 %
Source : Agence internationale de l'énergie
Émissions de CO2 liées à l'énergie par secteur de consommation*
Émissions 2015 part du secteur Émissions/habitant Émiss./hab. UE-28
Secteur Millions tonnes CO2 % tonnes CO2/hab. tonnes CO2/hab.
Secteur énergie hors élec. 32,8 7 % 0,16 0,42
Industrie et construction 128,6 29 % 0,62 1,60
Transport 197,8 44 % 0,95 1,78
dont transport routier 178,5 40 % 0,86 1,66
Résidentiel 41,2 9 % 0,20 1,40
Autres 50,4 11 % 0,24 1,08
Total 450,8 100 % 2,17 6,28
Source : Agence internationale de l'énergie[é 6]
* après ré-allocation des émissions de la production d'électricité et de chaleur aux secteurs de consommation

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[41].

Autres atteintes à l'environnement[modifier | modifier le code]

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[42].

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[43].
  • 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)[44] 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[45].

Notes et références[modifier | modifier le code]

Notes[modifier | modifier le code]

  1. y compris condensats et liquides de gaz naturel.
  2. avant déduction des réinjections, du torchage, des pertes et des consommations propres de l'industrie gazière.
  3. 7,53 Mtep sur une production de 45,73 Mtep

Références[modifier | modifier le code]

  1. p. 21
  2. p. 13
  3. p. 33
  4. p. 31
  5. p. 23
  6. a, b, c et d p. 60-69
  1. p. 12
  2. p. 14-16
  3. p. 15-17
  4. p. 26
  5. p. 28-30
  6. p. 29-31
  7. p. 34
  8. p. 45
  1. tab.1.1
  2. tab.1.3
  3. tab.1.14
  4. tab.1.2
  5. tab.1.5
  6. tab.1.6
  7. tab.2.1
  8. tab.2.7
  9. tab.2.6
  10. a et b tab.1.16
  11. tab.1.19
  12. tab.1.18
  13. tab.2.4
  14. tab.2.3
  15. map 1.2
  16. map 1.3
  17. tab.1.7
  18. tab.1.8
  19. tab.1.24
  20. tab.1.25
  1. p.96
  2. p.132
  3. p.99
  4. p.102
  5. p.105
  6. p.117
  • Autres références
  1. a, b, c, d, e et f (en)Brazil : Balances for 2015, Agence internationale de l’énergie, 19 septembre 2017.
  2. (en)Brazil : Indicators for 2015, Agence internationale de l’énergie, 19 septembre 2017.
  3. a, b, c, d et e (en)Brazil : Electricity for 2015, Agence internationale de l'énergie, 19 septembre 2017.
  4. a, b, c, d, e, f, g, h, i, j, k, l, m, n, o, p, q, r, s, t, u, v, w et x (en)[PDF]Energy Information Administration (EIA), Country analysis : Brazil, Energy Information Administration,
  5. Pétrole : échec des enchères au Brésil, Les Échos du 8 octobre 2015.
  6. (en)capital ownership, site de Petrobras consulté le 13 novembre 2013.
  7. (en)Profile - An integrated energy company, site de Petrobras consulté le 13 novembre 2013.
  8. Corruption : Petrobras tente de rebondir, Les Échos, 23 avril 2015.
  9. Le brésilien Petrobras coupe dans ses investissements, Les Échos du 30 juin 2015.
  10. Les biocarburants au Brésil, Parlement européen, octobre 2007.
  11. (pt)Boletim mensal do biodiesel - janeiro 2014, site de l'ANP
  12. Geraldes Castanheira E., Grisoli R., Freire F., Pecora V., Texeira Coelho S., Energy Policy, vol. 65, p. 680-691 (fév. 2014) (en)Environmental sustainability of biodiesel in Brazil, site Sciencedirect.
  13. Moreira J. R., Pacca S. A. et Parente V., Energy policy, (fév. 2014) vol. 65, p. 7-15 (en)The future of oil and bioethanol in Brazil, site Sciencedirect.
  14. Gauder M., Graeff-Hönninger S. et Claupein W., Applied energy, vol. 88, p. 672-679 (mars 2011). (en)The impact of a growing bioethanol industry on food production in Brazil, site Sciencedirect.
  15. Biocarburants. L’enfer est-il pavé de bonnes intentions ?, site Consoglobe consulté le 30 mai 2014.
  16. (pt)O Programa Nacional de Produção e Uso de Biodiesel (PNPB), site du Ministère des Mines et de l'énergie consulté le 25 mai 2014.
  17. Stattman S. L., Hospes O. et Mol A. P.J. (2013). Governing biofuels in Brazil : A comparison of biodiesel and bioethanol policies. Energy Policy, vol. 61, p. 22-30.
  18. (en)Brazilian Program for Biodiesel Production, site d'Ubrabio (União Brasileira do Biodiesel e Bioquerosene) consulté le 25 mai 2014.
  19. Brésil - Le kérosène verdit, EurObserv'ER, 16 septembre 2014
  20. (en) EIA, « Table 12. World recoverable coal reserves as of January 1, 2009 », sur www.eia.gov, (consulté le 18 novembre 2013).
  21. NEA/AIEA 2012, p. 18-20
  22. NEA/AIEA 2012, p. 60
  23. NEA/AIEA 2012, p. 159-161
  24. (en)Transpetro in Numbers, site de Transpetro consulté le 15 novembre 2013.
  25. (pt)(en)Ethanol and food : What lies behind that polemics, revue Bioenergia consultée le 19 novembre 2013 (p.31 à 34).
  26. (pt)Anuário Estatístico 2013 - Gráfico 4.2 – Evolução da produção nacional de etanol anidro e hidratado – 2003-2012, site de l'ANP consulté le 19 novembre 2013.
  27. a et b La production d'électricité d'origine renouvelable dans le monde - 15e inventaire - Édition 2013 - chapitre 3 : détails par région et pays - Brésil, site Observ'ER consulté le 7 février 2014.
  28. (pt)Matriz de Energia Elétrica, site de l'ANEEL consulté le 16 novembre 2013.
  29. Electricité : GDF Suez veut se hisser au premier rang en Amérique latine, Les Échos, 16 décembre 2014.
  30. Privatisation en vue pour Eletrobras, l'EDF brésilien, 24 août 2017.
  31. Nucléaire : Areva remporte un contrat de 1,25 milliard d'euros au Brésil, sur le site de La Tribune consulté le 11 novembre 2013.
  32. Areva remporte un contrat de 1,25 milliard d’euros au Brésil, sur le site de Libération consulté le 11 novembre 2013.
  33. [PDF] (en) « Global Wind Report 2012 - Annual market update », Global Wind Energy Council, (consulté le 10 octobre 2013), p. 26
  34. [PDF] (en) « Global Wind Statistics 2015 », Global Wind Energy Council (GWEC), (consulté le 28 février 2016)
  35. (en)BRAZILIAN ATLAS FOR SOLAR ENERGY RESOURCE: SWERA RESULTS, site du laboratoire LEPTEN consulté le 18 novembre 2013.
  36. Brésil - Décollage immédiat pour le photovoltaïque, Observ'ER, 13 novembre 2014.
  37. EDF accélère dans les énergies vertes au Brésil, Les Échos, 13 novembre 2017.
  38. (pt)Visão Geral do Setor, site de l'ABRADEE consulté le 20 novembre 2013.
  39. La Chine à l'offensive dans l'électricité au Brésil, Les Échos, 25 janvier 2017.
  40. (pt)Associadas, site de l'ABRADEE consulté le 20 novembre 2013.
  41. Climat : la Chine et les Etats-Unis passent la vitesse supérieure, Les Échos du 28 septembre 2015.
  42. (en)Chevron takes full responsibility for Brazil oil spill (20 novembre 2011), site BBC News consulté le 18 novembre 2013.
  43. [PDF] (en) Rapport de la commission mondiale sur les barrages, p77 Earthscan, novembre 2000.
  44. Au Brésil, chantier de titan à Belo Monte, une zone inondée de 502 km2 Le Monde, le 21 mai 2013
  45. La construction de Belo Monte reprend , site de la Commission Internationale des Grands Barrages consulté le 18 novembre 2013.

Voir aussi[modifier | modifier le code]

Bibliographie[modifier | modifier le code]

Articles connexes[modifier | modifier le code]

Liens externes[modifier | modifier le code]