Énergie au Brésil

Principaux indicateurs de l'énergie au Brésil
	Population [6]	Consom. énergie primaire[1]	Production[4]	Import. nette[7]	Consom. électricité[8]	Émissions de GES* [g 1]
Année	Millions	PJ	PJ	PJ	TWh	Mt CO2éq
1990	149,1	5 884	4 374	1 643	217,7	212
2000	174,0	7 879	6 208	1 863	331,6	328
2010	193,7	11 227	10 399	1 062	464,6	421
2011	195,3	11 360	10 479	1 216	480,1	440
2012	196,9	11 811	10 538	1 434	498,3	475
2013	198,5	12 358	10 619	1 951	516,2	506
2014	200,1	12 750	11 227	1 814	538,3	532
2015	201,7	12 510	11 683	1 078	530,0	510
2016	203,2	12 035	11 984	322	526,9	473
2017	204,7	12 269	12 388	140	534,3	487
2018	206,1	12 107	12 485	-99	544,2	465
2019	207,5	12 294	13 127	-499	552,1	465
2020	208,7	12 049	13 558	-1 346	547,7	443
2021	209,6	12 549	13 210	-483	570,8	497
2022	210,3	12 615	13 839	-919	586,3	472
2023	211,1	13 094	15 207	-1 791	615,8	477
2024	212,0	13 417	15 317	-1 618	650,4	480
variation 1990- 2024	+42 %	+128 %	+250 %	ns	+199 %	+126 %
* émissions de gaz à effet de serre liées à l'énergie.

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L'Agence internationale de l'énergie et l'Energy Institute classent 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
Pétrole brut[s 1]	Production	8e	2024	182	Mt	4,0 %	1er : États-Unis (858 Mt, 18,9 %), 2e : Russie (11,6 %), 3e : Arabie saoudite (11,2 %)
Électricité	Production[s 2]	6e	2024	745,7	TWh	2,4 %	1er : Chine (10 126 TWh, 32,4 %), 2e : États-Unis (14,8 %), 3e : Inde (6,5 %), 4e : Russie (3,9 %), 5e : Japon (3,3 %)
	Importation nette[9]	5e	2023	15,1	TWh	1,9 %	1er : Italie (51,2 TWh), 2e : Thaïlande (30,5 TWh)
Production d'électricité par source[s 3]	Renouvelables hors hydro	5e	2024	238,0	TWh	4,4 %	1er : Chine (2 044,6 TWh, 37,8 %), 2e : États-Unis (15,3 %), 3e : Allemagne (4,8 %), 4e : Inde (4,4 %)
Hydroélectricité	Production[s 4]	2e	2024	413,2	TWh	9,3 %	1er : Chine (1 354,3 TWh, 30,4 %), 3e : Canada (7,7 %), 4e : États-Unis (5,4 %)
	Puissance installée[10]	2e	2024	109,98	GW	7,6 %	1er : Chine (435,95 GW, 30,2 %), 3e : États-Unis (7,1 %), 4e : Canada (5,8 %)
	% hydro/élec*[s 4],[s 2]	7e	2024	55,4	%		1er : Norvège (88,3 %), 2e : Venezuela (87,4 %), 3e : Laos (75,9 %), 4e : Équateur (65,7 %), 5e : Colombie (56,9 %), 6e : Suisse (55,9 %)
Énergie éolienne	Production d'électricité[s 5]	4e	2024	108,5	TWh	4,3 %	1er : Chine (997 TWh, 39,7 %), 2e : États-Unis (18,2 %), 3e : Allemagne (5,5 %)
	Puissance installée[s 6]	5e	2024	32,96	GW	2,9 %	1er : Chine (521,75 GW, 46,0 %), 2e : États-Unis (13,5 %), 3e : Allemagne (6,4 %), 4e : Inde (4,2 %), 6e : Espagne (2,8 %), 7e : Royaume-Uni (2,7 %)
	% éolien/élec*[s 5],[s 2]	11e	2024	14,6	%		1er : Danemark (58,0 %), 2e : Royaume-Uni (29,5 %), 3e : Portugal (28,7 %), 4e : Allemagne (27,9 %)
Solaire photovoltaïque	Production élec.[s 5]	6e	2024	71,3	TWh	3,4 %	1er : Chine (839,9 TWh, 39,7 %), 2e : États-Unis (14,5 %), 3e : Inde (6,5 %), 4e : Japon (4,6 %), 5e : Allemagne (3,5 %)
	Puissance installée[s 7]	6e	2024	53,1	GW	2,9 %	1er : Chine (887,4 GW, 47,7 %), 2e : États-Unis (9,5 %), 3e : Inde (5,2 %), 4e : Japon (4,9 %), 5e : Allemagne (4,8 %)
Biomasse	Consommation d'énergie primaire[1]	4e	2023	4291	PJ	7,7 %	1er : Inde (8 983 PJ, 16,0 %), 2e : Chine (9,5 %), 3e : États-Unis (8,4 %)
	Production d'électricité[3]	2e	2023	57,2	TWh	8,7 %	1er : Chine (198,6 TWh, 30,3 %), 3e : États-Unis (45,8 TWh, 7,0 %)
Agrocarburants	Production[s 8]	2e	2024	510	kblep/j	22,3 %	1er : États-Unis (37,4 %), 3e : Indonésie (8,9 %)
	Consommation[s 9]	2e	2024	434	kblep/j	19,9 %	1er : États-Unis (38,6 %), 3e : Indonésie (8,3 %)
* % hydro/élec : part de l'hydroélectricité dans la production d'électricité.

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Selon l'Agence internationale de l'énergie, le Brésil a produit 15 317 PJ d'énergies primaires en 2024^[4], soit 114 % de sa consommation intérieure^[1].

Production d'énergie primaire au Brésil par source (PJ)

Source	1990	%	2000	%	2010	%	2020	%	2024	% 2024	var. 2024/1990
Charbon	81	1,9	110	1,8	88	0,8	87	0,6	92	0,6 %	+14 %
Pétrole	1 399	32,0	2 737	44,1	4 624	44,5	6 585	48,6	7 499	49,0 %	+436 %
Gaz naturel	143	3,3	268	4,3	552	5,3	904	6,7	851	5,6 %	+494 %
Ss-total fossiles	1 623	37,1	3 116	50,2	5 265	50,6	7 577	55,9	8 442	55,1 %	+420 %
Nucléaire	24	0,6	66	1,1	158	1,5	153	1,1	172	1,1 %	+605 %
Hydraulique	744	17,0	1 096	17,7	1 452	14,0	1 427	10,5	1 518	9,9 %	+104 %
Biomasse-déchets	1 982	45,3	1 925	31,0	3 499	33,6	4 119	30,4	4 489	29,3 %	+127 %
Solaire, éolien	0		1	0,02	22	0,2	280	2,1	690	4,5 %	x1029
Total EnR	2 726	62,3	3 025	48,7	4 976	47,8	5 828	43,0	6 702	43,8 %	+146 %
Total	4 374	100	6 208	100	10 399	100	13 558	100	15 317	100 %	+250 %
Source des données : Agence internationale de l'énergie[4]

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.

Les réserves prouvées de pétrole du Brésil étaient estimées par l'Agence fédérale allemande pour les sciences de la terre et les matières premières (BGR) à 2 021 Mt (millions de tonnes) fin 2022, soit 0,8 % du total mondial, au 15^e rang mondial, loin derrière le Vénézuela (18,7 %), l'Arabie saoudite (15,3 %), l'Iran (11,2 %) et le Canada (10,2 %)^{[b 1]}. Elles représentaient 11 années de production au rythme de 2024 : 182 Mt^{[s 1]}. Elles ont été réévaluées en hausse de 4,3 % depuis 2010^[11]. Les ressources supplémentaires non encore prouvées étaient estimées à 15,2 Gt, dont 13 Gt de pétrole conventionnel et 2,2 Gt de pétrole de schiste^{[b 2]}.

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^[12].

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^[12].

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^[12].

L'Energy Institute estime la production de pétrole du Brésil en 2024 à 182 Mt (millions de tonnes), en baisse de 1,1 % en 2024, mais en progression de 49 % depuis 2014. Il se classe au 8^e rang mondial avec 4,0 % de la production mondiale^{[s 1]}.

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 %^[12].

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^[13].

En 2024, le Brésil a consommé 5,1 EJ (exajoules) de pétrole, en baisse de 0,1 % en 2024 et de 8 % depuis 2014. Il se classe au 8^e rang mondial avec 2,6 % de la consommation mondiale^{[s 10]}. Le Brésil consomme 74 % de sa production^{[s 11]}.

Petrobras, entreprise cotée en bourse mais contrôlée par l'État^[14], 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^[15]. 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^[12].

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^[12].

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^[12].

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 %^[12].

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^[16].

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^[17].

Les réserves prouvées de gaz naturel du Brésil étaient estimées par l'Agence fédérale allemande pour les sciences de la terre et les matières premières (BGR) à 407 Gm³ (milliards de m³) fin 2022, soit 0,2 % du total mondial^{[b 3]}. Elles représentent 18 années de production au rythme de 2024 : 22,8 Gm^{3[s 12]}. Elles ont baissé de 2,4 % depuis 2010^[11]. Les ressources supplémentaires, non encore prouvées, sont estimées à 18 446 Gm³, dont 11 500 Gm³ de réserves conventionnelles et 6 940 Gm³ de gaz de schiste^{[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^[12].

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 2024, le Brésil a produit 22,8 Gm³ de gaz naturel^{[s 12]}, soit 0,82 EJ (exajoules), en baisse de 2,8 % en 2024 et de 2,4 % depuis 2014. Sa part dans la production mondiale est de 0,6 %^{[s 13]}.

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^[12].

Selon l'ANP, la production brute^{[n 1]} 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 2024, le Brésil a consommé 31,4 Gm³ (milliards de m³) de gaz naturel^{[s 14]}, soit 1,1 EJ (exajoules), en hausse de 4,7 % en 2024, mais en baisse de 23 % depuis 2014. Il représente 0,8 % de la consommation mondiale^{[s 15]}. Sa production couvre 73 % de sa consommation^{[s 13]}.

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^[12].

En 2024, les importations de gaz naturel du Brésil atteignaient 7,9 Gm³, dont 4,9 Gm³ par gazoduc et 3,0 Gm³ par voie maritime sous forme de GNL. Ces importations ont augmenté de 17,4 % en 2024, mais baissé de 57 % depuis 2014, reculant à 0,9 % du total mondial. Le Brésil n'a pas exporté de GNL en 2024^{[s 16]}. Les importations de GNL proviennent surtout des États-Unis : 2,9 Gm^{3[s 17]}. Les importations par gazoduc proviennent de Bolivie^{[s 18]}.

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^[12].

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^[18].

La production primaire de biomasse atteint 4 489 PJ en 2024, soit 29,3 % de la production d'énergie primaire du pays. Le Brésil est en 2023 le quatrième producteur mondial de biomasse, derrière l'Inde, la Chine et les États-Unis^[4].

En 2024, le Brésil a produit 510 kblep/j (milliers de barils d'équivalent pétrole par jour) d'agrocarburants, en progression de 7,9 % en 2024 et de 55 % depuis 2014, dont 376 kblep/j de bioéthanol et 135 kblep/j de biodiesel. Il se classe au 2^e rang mondial avec 22,3 % de la production mondiale, derrière les États-Unis (37,4 %)^{[s 8]}. Sa consommation (434 kblep/j) absorbe 85 % de sa production ; elle est en progression de 2,3 % en 2024 et de 42 % depuis 2014. Elle représente 19,9 % de la consommation mondiale^{[s 9]}.

La production brésilienne se répartit en 2024 en 3 319 PJ de biomasse solide (bois, bagasse issue de la canne à sucre, paille, etc), 29 PJ de biogaz, 39 PJ de déchets industriels et 38 Mt de biomasse liquide (biocarburants pour les transports)^[19].

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 biogazole, 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 biogazole 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^[20].

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 biogazole : environ 65 kbbl/j en 2016, dont les 3/4 à partir d'huile de soja ; le taux minimum d'incorporation de biogazole dans le carburant diesel sera porté de 7 % en 2016 à 10 % en 2019^[12].

Les deux matières premières du biogazole au Brésil sont la fève de soja (58 %) et la graisse de bœuf (27 %)^[21]. Les principaux impacts environnementaux de ces biogazoles 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^[22].

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^[23].

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^[24]. Mais les défenseurs de l'environnement reprochent surtout aux biocarburants d'être parmi les principaux responsables de la déforestation^[25].

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^[26],[27]. 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 biogazole dans le carburant diesel^[28].

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^[29].

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^[30],[31].

Les réserves prouvées de charbon du Brésil étaient estimées par l'Agence fédérale allemande pour les sciences de la terre et les matières premières (BGR) à 1 547 Mt (millions de tonnes) fin 2022, soit 0,2 % des réserves mondiales, au 15^e rang mondial^{[b 5]}, et celles de lignite) à 5,07 Gt, soit 1,6 % des réserves mondiales, au 12^e rang, loin derrière la Russie (28,2 %)^{[b 6]}. Elles représentent 204 ans de production au rythme de 2024 : 7,6 Mt^{[s 19]}. BGR estime les ressources supplémentaires identifiées, mais dont l'exploitation n'est pas techniquement ou économiquement justifiée, à 4 665 Gt de charbon^{[b 7]} et 12 587 Gt de lignite^{[b 8]}.

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^[32].

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^[33].

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^[34]. 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^[35].

En 2024, le Brésil a exporté 3 514 PJ de pétrole brut, en progression de 160 % par rapport aux 1 350 PJ exportés en 2010. Les importations de brut ont atteint 553 PJ^[5]. Les importations de produits pétroliers ont atteint 1 180 PJ, en progression de 29 % par rapport aux 917 PJ importés en 2010 ; les exportations de produits pétroliers ont atteint 670 PJ, en progression de 138 % par rapport aux 282 PJ exportés en 2010^[36].

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^[12].

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 Nigeria (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^[12].

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 Mm^{3[y 13]}. Les importations d'éthanol ont atteint 0,82 Mm³ en 2016, presque entièrement des États-Unis^{[y 14]}.

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^[37] :

• 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)^[12].

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).

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^[12].

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)^[12].

La consommation d'énergie primaire du Brésil atteint 13,42 EJ en 2024^[1]. Sa consommation par habitant est de 63,3 GJ, soit 81 % de la moyenne mondiale (78,63 GJ en 2023), 53 % de celle de la Chine et 47 % de celle de la France^[38].

L'Energy Institute, qui ne prend pas en compte la biomasse autoconsommée, estime la consommation d'énergie primaire du Brésil à 10,71 EJ en 2024, en hausse de 1 % par rapport à 2023 et de 2 % depuis 2014. Sa part dans la consommation mondiale est de 1,8 %, au 11^e rang, loin derrière la Chine (27,0 %), les États-Unis (15,5 %), l'Inde (6,5 %) et la Russie (5,4 %)^{[s 20]}. Sa consommation par habitant est estimée à 50,54 GJ, soit 70 % de la moyenne mondiale, 45 % de celle de la Chine et 37 % de celle de la France^{[s 21]}.

Consommation d'énergie primaire au Brésil par source (PJ)

Source	1990	%	2000	%	2010	%	2020	%	2024	% 2024	var. 2024/1990
Charbon	405	6,9	545	6,9	606	5,4	584	4,9	606	4,5 %	+50 %
Pétrole	2 467	42,0	3 696	46,9	4 418	39,3	4 165	34,6	4 765	35,5 %	+93 %
Gaz naturel	143	2,4	350	4,4	1 018	9,1	1 258	10,4	1 149	8,6 %	+701 %
Total fossiles	3 015	51,3	4 590	58,3	6 042	53,8	6 007	49,9	6 520	48,6 %	+116 %
Nucléaire	24	0,4	66	0,8	158	1,4	153	1,3	172	1,3 %	+605 %
Hydraulique	744	12,7	1 096	13,9	1 452	13,0	1 427	11,8	1 518	11,3 %	+104 %
Biomasse-déchets	2 004	34,1	1 961	24,9	3 426	30,5	4 090	33,9	4 470	33,3 %	+123 %
Solaire, éolien, etc	0		2,3	0,02	23	0,2	280	2,3	690	5,1 %	x1029
Total EnR	2 748	46,7	3 063	38,9	4 902	43,7	5 800	48,1	6 679	49,8 %	+143 %
Solde imp.électricité	96	1,6	160	2,0	125	1,1	89	0,7	42	0,3 %	-56 %
Total	5 884	100	7 879	100	11 227	100	12 049	100	13 417	100 %	+128 %
Source des données : Agence internationale de l'énergie[1]

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La consommation d'énergie finale du Brésil (après raffinage ou transformation en électricité et transport) s'élevait à 10 817 PJ en 2023 :

Répartition par source de la consommation finale d'énergie (PJ)

Source d'énergie	1990	%	2000	%	2010	%	2010	%	2024	% 2024	var. 2024/1990
Charbon	154	3,3 %	240	3,7 %	307	3,5 %	284	3,0 %	332	3,1 %	+116 %
Pétrole*	2 238	47,9 %	3 352	52,0	3 923	44,3 %	3 864	41,3 %	4 468	41,3 %	+100 %
Gaz naturel	106	2,3 %	215	3,3	565	6,4 %	450	4,8 %	480	4,4 %	+351 %
Total fossiles	2 498	53,5 %	3 806	59,1 %	4 795	54,1 %	4 598	49,2 %	5 280	48,8 %	+136 %
Biomasse + déchets	1 411	30,2 %	1 477	22,9 %	2 478	28,0 %	2 881	30,8 %	3 282	30,3 %	+133 %
EnR thermiques			1,3	0,02 %	14	0,2 %	36	0,4 %	48	0,4 %	x72
Électricité	759	16,3 %	1 156	17,9 %	1 576	17,8 %	1 836	19,6 %	2 208	20,4 %	+191 %
Total	4 668	100 %	6 442	100 %	8 863	100 %	9 352	100 %	10 817	100 %	+132 %
* Pétrole et produits pétroliers, hors biocarburants. Source des données : Agence internationale de l'énergie[39]

Consommation finale d'énergie au Brésil par secteur (Mtep)

Filière	1990	%	2000	%	2010	%	2020	%	2024	% 2024	var. 2024/1990
Industrie	1 673	35,8	2 369	36,8	3 368	38,0	3 247	34,7	3 644	33,7 %	+118 %
Transport	1 380	29,6	1 984	30,8	2 935	33,1	3 381	36,2	4 038	37,3 %	+193 %
Résidentiel	756	16,2	868	13,5	998	11,3	1 179	12,6	1 295	12,0 %	+71 %
Tertiaire	195	4,2	343	5,3	435	4,9	503	5,4	638	5,9 %	+227 %
Agriculture	252	5,4	307	4,8	416	4,7	546	5,8	605	5,6 %	+140 %
Non spécifié	13	0,3									-100 %
Usages non énergétiques (chimie)	398	8,5	571	8,9	702	7,9	495	5,3	597	5,5 %	+50 %
Total	4 668	100	6 442	100	8 863	100	9 352	100	10 817	100 %	+132 %
Source des données : Agence internationale de l'énergie[2].

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]}.

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^[40]. 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^[41].

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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^[12].

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^[42].

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^[43].

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^[44].

En 2024, le Brésil a produit 751,3 TWh d'électricité, en progression de 237 % par rapport à 1990. Cette production se répartissait en 9,6 % de combustibles fossiles (gaz naturel : 6,4 %, charbon : 2,0 %, pétrole : 1,3 %), 2,1 % de nucléaire et 88,3 % d'énergies renouvelables (hydroélectricité 56,1 %, éolien 14,3 %, biomasse 8,2 %, solaire 9,4 %, déchets 0,2 %)^[3].

L'Energy Institute estime la production d'électricité du Brésil en 2024 à 745,7 TWh, le classant au 6^e rang mondial avec 2,4 % de la production mondiale, derrière la Chine (32,4 %), les États-Unis (14,8 %), l'Inde (6,5 %), la Russie (3,9 %) et le Japon (3,3 %)^{[s 2]}. Sa production se répartissait en 10,1 % de combustibles fossiles (gaz naturel : 6,5 %, charbon : 2,2 %, pétrole : 1,4 %), 2,1 % de nucléaire et 87,3 % d'énergies renouvelables (hydroélectricité 55,4 %, autres renouvelables 31,9 %)^{[s 3]}, dont éolien 14,6 %, solaire 9,6 %, biomasse et déchets 7,8 %)^{[s 5]}.

Production d'électricité au Brésil par source (TWh)

Source	1990	%	2000	%	2010	%	2020	%	2024	% 2024	var. 2024/1990
Charbon	4,8	2,1	11,0	3,2	11,3	2,2	17,5	2,8	14,8	2,0 %	+210 %
Pétrole	4,9	2,2	15,2	4,3	16,1	3,1	12,2	1,9	9,4	1,3 %	+90 %
Gaz naturel	0,3	0,1	4,1	1,2	36,5	7,1	59,5	9,5	47,8	6,4 %	x147
Ss-total fossiles	10,0	4,5	30,2	8,7	63,9	12,4	89,3	14,2	71,9	9,6 %	x7,2 %
Nucléaire	2,2	1,0	6,0	1,7	14,5	2,8	14,1	2,2	15,8	2,1 %	x7,0
Hydraulique	206,7	92,8	304,4	87,2	403,3	78,2	396,4	63,0	421,8	56,1 %	+104 %
Biomasse	3,9	1,7	7,8	2,2	31,5	6,1	58,7	9,3	61,4	8,2 %	x15,9
Déchets	0		0		0		2,3	0,4	1,5	0,2 %	ns
Éolien	0		0,002	ns	2,2	0,4	57,1	9,1	107,7	14,3 %	ns
Solaire PV							10,7	1,7	70,7	9,4 %	ns
Ss-total EnR	210,6	94,5	311,8	89,4	436,6	84,6	525,2	83,2	663,6	88,3 %	+215 %
Autres	0		0,4	0,1	0,4	0,07	0,3	0,04	0,5	0,1 %	ns
Total	222,8	100	348,9	100	515,7	100	628,8	100	751,3	100 %	+237 %
Source des données : Agence internationale de l'énergie[3]

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^[12].

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 %^[45].

L'ANEEL (Agence Nationale de l'Énergie Électrique) fournit le détail des puissances installées par source d'énergie mis à jour en temps réel^[46], 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 était de 125 670 MW et la part de l'hydraulique est de 68,2 % en 2013.

La production hydroélectrique du Brésil s'est classée en 2024 au 2^e rang mondial avec 413,2 TWh, soit 9,3 % de la production mondiale, loin derrière la Chine (30,4 %) et devant le Canada (7,7 %)^{[s 4]}. Sa part dans la production d'électricité du pays atteint 55,4 %^{[s 3]}.

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^[12].

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 14,5 TWh en 2023, soit 2,0 % de la production totale d'électricité^[3]. 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 2010 : la centrale Admiral Alvaro Alberto (ex-Angra 3, 1 405 MW)^[47].

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^[12]. 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^[48],[49].

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^[50].

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^[51].

En juillet 2021, Eletronuclear annonce le résultat de l'appel d'offres pour terminer Angra 3 : un consortium brésilien composé de Ferreira Guedes, Matricial et ADtranz. Eletronuclear espère que la centrale pourra commencer à produire en novembre 2026^[52]. Le contrat définitif avec le consortium est signé le 15 février 2022^[53].

En 2024, la production d'électricité à partir de biomasse s'élevait à 61,4 TWh, soit 8,2 % de la production d'électricité du Brésil ; elle a été multipliée par 15,9 en 34 ans. Le Brésil était en 2023 le deuxième producteur mondial avec 8,7 % de la production mondiale, derrière la Chine (198,6 TWh, 30,3 %) et devant les États-Unis (45,8 TWh, 7,0 %)^[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^[45].

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^[54].

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^[55].

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)^[56], 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 2]}, du fait de l'éloignement entre les grands barrages et les centres de consommation.

La consommation brute d'électricité^{[n 3]} par habitant s'élevait en 2023 à 2 916 kWh^[57], inférieure de 16 % à la moyenne mondiale (3 474 kWh en 2023)^[58], de 55 % à celle de la France (6 447 kWh en 2024)^[59] et de 77 % à celle des États-Unis (12 765 kWh en 2024)^[60].

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 (TWh)

Filière	1990	%	2000	%	2010	%	2020	%	2024	% 2024	var. 2024/1990
Industrie	404	53,3	528	45,7	732	46,4	714	38,9	842	38,1 %	+108 %
Transport	4	0,6	4	0,4	6	0,4	9	0,5	8	0,4 %	+84 %
Résidentiel	175	23,1	301	26,0	390	24,8	536	29,2	660	29,9 %	+277 %
Tertiaire	151	19,9	276	23,9	384	24,4	459	25,0	574	26,0 %	+280 %
Agriculture	24	3,2	46	4,0	64	4,0	117	6,4	124	5,6 %	+418 %
Total	759	100	1 156	100	1 576	100	1 836	100	2 208	100 %	+191 %
Source des données : Agence internationale de l'énergie[61].

À noter une caractéristique originale du Brésil : l'agriculture est le secteur dont la consommation d'électricité a progressé le plus vite depuis 33 ans.