Visión general del mercado
| Periodo de estudio | 2021 - 2031 |
|---|---|
| Año base para la estimación | 2025 |
| Período de datos de pronóstico | 2026 - 2031 |
| Volumen de mercado (2026) | 282.34 gigavatio |
| Volumen de mercado (2031) | 350.54 gigavatio |
| Tasa de crecimiento (2026 - 2031) | 4.42% CAGR |
| Concentración de mercado | Media |
Principales actores *Descargo de responsabilidad: los jugadores principales están clasificados sin ningún orden en particular Imagen © Mordor Intelligence. Reutilización permitida bajo la licencia CC BY 4.0. | |
Análisis del mercado energético de Brasil por Mordor Intelligence
Se espera que el tamaño del mercado energético de Brasil en términos de base instalada crezca de 282.34 gigavatios en 2026 a 350.54 gigavatios en 2031, a una CAGR del 4.42 % durante el período de pronóstico (2026-2031).
Esta trayectoria refleja un cambio decisivo desde la gran hidroeléctrica hacia una cartera diversificada de energías renovables, impulsada por la privatización de Eletrobras en 2022, que liberó 17 000 millones de reales (3400 millones de dólares) en capital para generación y transmisión hasta 2027. Las subastas anuales de transmisión movilizaron 12 400 millones de reales (2500 millones de dólares) en 2025 para descongestionar la red entre el noreste y el sureste, lo que permitió a los productores de energía eólica y solar reducir la producción de gigavatios-hora. La Ley de Medición Neta 14.300/2022 aceleró la energía solar distribuida a 40 GW para junio de 2025, mientras que el gas asociado al presal respalda un desarrollo de 800 MW a gas que respalda las energías renovables intermitentes. En conjunto, estos factores ofrecen al mercado eléctrico brasileño vías escalables para equilibrar los objetivos de fiabilidad, descarbonización y asequibilidad hasta 2031.
Conclusiones clave del informe
- Por fuente de energía, las energías renovables capturaron el 86.75% de la participación del mercado energético de Brasil en 2025 y se prevé que crezcan a una CAGR del 5.17% hasta 2031.
- Por usuario final, el segmento comercial e industrial registró la expansión más rápida con una CAGR del 13.72 % hasta 2031, mientras que las empresas de servicios públicos reguladas retuvieron el 52.28 % de la demanda en 2025.
Nota: El tamaño del mercado y las cifras de pronóstico en este informe se generan utilizando el marco de estimación patentado de Mordor Intelligence, actualizado con los últimos datos y conocimientos disponibles a enero de 2026.
Tendencias y perspectivas del mercado energético de Brasil
Análisis del impacto de los impulsores
| Destornillador | (~) % Impacto en el pronóstico de CAGR | Relevancia geográfica | Cronología del impacto |
|---|---|---|---|
| La privatización de Eletrobras desata un aumento repentino del gasto de capital en generación y transmisión y distribución | + 0.8% | Nacional, con concentración en activos de generación en el Sureste y Sur | Mediano plazo (2-4 años) |
| Plan de Expansión a Largo Plazo 2032 Priorizando las Energías Renovables No Hidroeléctricas | + 1.2% | Nacional, más fuerte en el noreste (eólica) y centro-oeste (solar) | Largo plazo (≥ 4 años) |
| Subastas anuales de transmisión que catalizan la expansión de la red en el norte y noreste | + 0.7% | Corredor Norte-Noreste, derrame a centros de carga del Sureste | Mediano plazo (2-4 años) |
| Ley de Medición Neta (14.300/2022) Acelerando la Adopción de la Energía Solar Distribuida | + 0.9% | Nacional, primeros avances en São Paulo, Minas Gerais y Rio Grande do Sul | Corto plazo (≤ 2 años) |
| Desarrollo de la generación de energía a partir de gas aprovechando el gas asociado al presal | + 0.5% | Estados costeros del sudeste (Río de Janeiro, São Paulo) | Mediano plazo (2-4 años) |
| Demanda de PPA corporativos para energía limpia las 24 horas, los 7 días de la semana, desde centros de datos y minería | + 0.6% | Sureste (centros de datos), Norte (operaciones mineras) | Corto plazo (≤ 2 años) |
| Fuente: Inteligencia de Mordor | |||
Comprenda las tendencias clave que dan forma a este mercado
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La privatización de Eletrobras desata un aumento repentino del gasto de capital en generación y transmisión y distribución.
La privatización de 2022 eliminó las restricciones de capital impuestas por el Estado, lo que permitió a Eletrobras invertir 1.6 millones de reales (320 millones de dólares) en 2025 y 17 millones de reales (3.4 millones de dólares) entre 2023 y 2027 en la modernización de la flota hidroeléctrica y la construcción de nuevos corredores de alta tensión. La propiedad privada impone incentivos de rendimiento que aceleran los plazos de los proyectos y atraen la coinversión de fondos globales de infraestructura. A medida que la cuota de mercado de la empresa de servicios públicos disminuye, Neoenergia, Enel Brasil, CPFL Energia y Engie Brasil están ampliando la implementación de energías renovables y redes inteligentes, intensificando la competencia que, en última instancia, reduce las tarifas para el usuario final.
Plan de Expansión a Largo Plazo 2034 Priorizando las Energías Renovables No Hidroeléctricas
El Plan de EPE delimita un camino hacia una generación de energía renovable del 83% para 2031, priorizando la energía eólica y solar modular por sobre la energía hidroeléctrica de gran tamaño que enfrenta obstáculos en materia de licencias.[ 1 ]Empresa de Pesquisa Energética, “Plano Decenal de Expansão de Energia 2032”, epe.gov.br Los factores de capacidad eólica del noreste superan en promedio el 50%, y las ampliaciones de energía solar en el centro-oeste se realizan según cronogramas de 18 a 24 meses. El Plan considera el almacenamiento en baterías como una herramienta para equilibrar la red, posicionando los sistemas detrás del medidor a escala una vez que ANEEL finalice las normas de participación en los servicios auxiliares.
Las subastas anuales de transmisión catalizan la expansión de la red en el norte y noreste
La subasta de 2025 de ANEEL otorgó 3,500 km de nuevas líneas de alto voltaje en concesiones a 30 años, atrayendo a operadores nacionales como ISA CTEEP y participantes globales como State Grid Brazil Holding.[ 2 ]Agência Nacional de Energia Elétrica, “Leilão de Transmissão 02/2025”, aneel.gov.br Los corredores evacuarán las energías renovables estancadas del noreste a los centros de carga del sureste, mitigando así las restricciones de 2024 que paralizaron 2 GW de parques eólicos. Las tarifas reguladas garantizan rendimientos predecibles que atraen capital privado que antes se concentraba en la generación.
Ley de Medición Neta 14.300/2022: Aceleración de la Adopción de la Energía Solar Distribuida
La claridad regulatoria sobre las tarifas de acceso a la red y los mecanismos de compensación impulsó la generación distribuida a 40 GW para mediados de 2025, con São Paulo, Minas Gerais y Rio Grande do Sul representando el 60% de los nuevos techos. Las disposiciones de medición neta remota permiten a los consumidores urbanos acreditar la producción solar rural, lo que genera plataformas de agregación que agrupan pequeños sistemas en centrales eléctricas virtuales elegibles para futuros ingresos complementarios.
Análisis del impacto de las restricciones
| Restricción | (~) % Impacto en el pronóstico de CAGR | Relevancia geográfica | Cronología del impacto |
|---|---|---|---|
| Riesgo hidrológico inducido por sequía | -0.3% | Cuencas del Amazonas y del São Francisco | Corto plazo (≤ 2 años) |
| Cuellos de botella en las licencias ambientales | -0.1% | A nivel nacional, agudo en la Amazonía y el Bosque Atlántico. | Mediano plazo (2-4 años) |
| Volatilidad cambiaria en las importaciones de equipos | -0.05% | Nodos de fabricación a nivel nacional en el sudeste | Corto plazo (≤ 2 años) |
| Altas pérdidas técnicas y comerciales en la distribución del norte | -0.05% | Amazonas, Pará, Roraima | Largo plazo (≥ 4 años) |
| Fuente: Inteligencia de Mordor | |||
Riesgo hidrológico inducido por sequía que afecta la mezcla hidrológica dominante
La severa sequía de 2024 dejó a Belo Monte, Santo Antônio y Jirau por debajo del 10% de su capacidad en septiembre, obligando al operador del sistema a despachar costosas unidades térmicas e importar energía regional. Los modelos climáticos prevén una caída del 7-30% en el potencial energético del caudal fluvial para 2030, lo que aumentará la dependencia de las importaciones de GNL, que duplicaron la regasificación hasta alcanzar los 5.1 mil millones de pies cúbicos diarios para agosto de 2025.[ 3 ]Administración de Información Energética de EE. UU., “Brazil Country Analysis Brief”, eia.gov
Obstáculos en las licencias ambientales para proyectos a gran escala
Los plazos de aprobación del IBAMA alcanzaron entre 5 y 7 años hasta 2024, lo que paralizó 100 000 millones de reales (20 000 millones de dólares) en proyectos de energías renovables. Una ley de julio de 2025 establece plazos vinculantes y trámites digitales; sin embargo, la eficacia depende de la dotación de personal de la agencia y del cumplimiento estatal.
Análisis de segmento
Por fuente de energía: Las energías renovables anclan el crecimiento en medio del declive de la energía hidroeléctrica
Las energías renovables representaron el 86.75 % de la capacidad instalada en 2025, y se prevé que este segmento se expanda a una tasa de crecimiento anual compuesta (TCAC) del 5.17 % hasta 2031, eclipsando la tasa de crecimiento general del 4.42 %. Las incorporaciones de energía eólica en Bahía y Ceará se benefician de factores de capacidad del 50 %, mientras que la energía solar distribuida alcanzó los 40 GW en virtud de la Ley 14.300/2022. La cogeneración con biomasa modera los déficits hidroeléctricos en la estación seca, aunque la competencia por la materia prima limita la expansión. La hidroelectricidad aún domina los megavatios absolutos, pero la volatilidad hidrológica y los obstáculos para obtener licencias redirigen la inversión en capital hacia la modernización de presas de pasada en lugar de hacia la construcción de nuevas presas.
Las tecnologías térmicas representan el 13.25% del mercado eléctrico brasileño. El gas natural es el único motor de crecimiento, con la cartera de 800 MW vinculada a la Ruta 3, que utiliza el suministro del presal y se cotiza en reales, lo que protege a los desarrolladores de los picos cambiarios. El carbón sigue siendo un recurso tradicional, y las unidades de petróleo y diésel operan principalmente en microrredes aisladas de la Amazonia. El complejo nuclear de Angra, compuesto por dos unidades, ofrece estabilidad de carga base, pero los sobrecostos obstaculizan Angra 3. El resultado es una combinación de generación híbrida que combina energías renovables intermitentes con gas flexible y baterías emergentes para garantizar la fiabilidad.
Nota: Las participaciones de todos los segmentos individuales están disponibles al momento de la compra del informe.
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Por el usuario final: el segmento C&I se acelera gracias al libre acceso al mercado
Las empresas de servicios públicos reguladas representaron el 52.28 % de la demanda en 2025; sin embargo, el segmento comercial e industrial del mercado eléctrico brasileño se expande a una tasa de crecimiento anual compuesta (TCAC) del 13.72 % tras la apertura de la licitación competitiva que se alcanzó con el umbral de 500 kW. Los centros de datos de São Paulo y Río de Janeiro valoran las energías renovables 24/7 con respaldo de almacenamiento, mientras que las empresas mineras de Pará cubren la volatilidad spot mediante contratos de compraventa de energía (PPA) de una década de duración. Omega Energia y los operadores digitales ahora intermedian acuerdos bilaterales que evitan los sobreprecios de las empresas de servicios públicos.
La demanda residencial crece modestamente porque la energía solar en los tejados compensa las compras de la red, una dinámica que se acelera a medida que la protección de la medición neta perdura hasta 2045. Los distribuidores presionan para obtener cargos fijos más altos para recuperar los costos de los cables varados, pero cualquier aumento de tarifas corre el riesgo de estimular una adopción más rápida de la energía solar en los tejados, erosionando aún más los ingresos volumétricos.
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Análisis geográfico
Las asimetrías regionales configuran el mercado eléctrico brasileño. El Nordeste lidera el desarrollo de energías renovables, respaldado por factores de capacidad eólica del 50 % y concesiones de transmisión por valor de 12 400 millones de reales en 2025 que desvían la energía hacia el Sudeste. Bahía y Ceará albergan parques eólicos de varios gigavatios de Neoenergia y Engie Brasil, mientras que los parques solares de Piauí aprovechan la alta irradiación cerca de las nuevas líneas.
El sureste representa el 50% del consumo nacional, con centros de datos e industria pesada impulsando la demanda de contratos de compraventa de energía comercial e industrial (PPA). El gasoducto Ruta 3 de Petrobras alimenta dos centrales de 400 MW cerca de Río de Janeiro, lo que refuerza la fiabilidad de la energía en horas punta.
El Norte, con su dependencia hidroeléctrica, se enfrenta a crisis de capacidad cuando las sequías reducen los caudales de los ríos por debajo de los mínimos operativos, como se observó en 2024, cuando las presas de la Amazonia funcionaron al 10 %. Las redes de distribución pierden hasta un 25 % de la energía despachada, lo que impulsa proyectos piloto de redes inteligentes. El Centro-Oeste emerge como un foco de energía solar, aprovechando la disponibilidad de tierras y la proximidad a las cargas de la agroindustria, mientras que el Sur conserva el carbón tradicional y disfruta del comercio transfronterizo con Argentina y Uruguay durante las ventanas de suministro más ajustadas.
Panorama competitivo
Tras la privatización, el mercado eléctrico brasileño muestra una concentración moderada, ya que Eletrobras ha perdido su dominio. Neoenergia, Enel Brasil, CPFL Energia y Engie Brasil han destinado un total de 25.8 millones de reales (5.16 millones de dólares) a proyectos de energías renovables, transmisión y digitalización de la red para 2024-2025. Las tendencias de integración vertical indican que las distribuidoras adquieren generación para cubrir la exposición al contado, mientras que las comercializadoras independientes agrupan las cargas comerciales e industriales en bloques bilaterales.
La adopción de tecnología es un factor diferenciador. La batería de 30 MW/60 MWh de ISA CTEEP en São Paulo permite la regulación de frecuencia hoy y posiciona a la empresa para obtener ingresos por servicios complementarios después de la normativa de 2026.[ 4 ]ISA CTEEP, “Proyecto de almacenamiento de energía en baterías puesto en marcha en São Paulo”, isacteep.com.br CPFL Energia utiliza IA para la previsión de carga, reduciendo la duración de las interrupciones en un 15% en 2025. State Grid Brazil Holding implementa líneas HVDC de 800 kV que reducen las pérdidas de larga distancia, mientras que Omega Energia se beneficia de PPA sin subasta que capturan el crecimiento de C&I.
Líderes de la industria energética de Brasil
Centrais Elétricas Brasileiras SA (Eletrobrás)
Neoenergia SA
Enel Brasil S.A.
CPFL Energía SA
Engie Brasil Energía SA
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Desarrollos recientes de la industria
- Diciembre de 2025: Petrobras, el gigante estatal de petróleo y gas de Brasil, firmó un acuerdo para comprar una participación del 49.99% en las subsidiarias brasileñas de Lightsource bp, un destacado desarrollador de energía renovable en tierra.
- Diciembre de 2025: Casa dos Ventos, empresa de energías renovables, ha confiado a Vestas un importante pedido de suministro de turbinas, por un total de 828 MW, para el complejo eólico Dom Inocêncio en Brasil. Ubicado en la región centro-sur de Piauí, el proyecto aprovecha los reconocidos y robustos recursos eólicos del estado.
- Diciembre de 2025: Equinor, junto con su filial brasileña Rio Energy, ha iniciado la generación de energía comercial en la planta solar Serra da Babilônia en Brasil. Esta planta, estratégicamente ubicada junto a la preexistente planta eólica Serra da Babilônia, marca el primer activo híbrido de Equinor. La cartera combinada cuenta con una capacidad de 140 MW de energía solar y 223 MW de energía eólica.
- Noviembre de 2025: El ministro de Minas y Energía de Brasil, Alexandre Silveira, anunció que en 2026 Brasil subastará dos líneas de transmisión de energía, una para cada semestre. Se prevé que las subastas atraigan inversiones superiores a los 25 000 millones de reales (aproximadamente 4700 millones de dólares) y cubran casi 4,500 kilómetros de líneas de transmisión.
Marco metodológico de investigación y alcance del informe
Definiciones de mercado y cobertura clave
Nuestro estudio define el mercado eléctrico brasileño como la suma de los activos de generación distribuida, tanto a gran escala como registrados, que inyectan electricidad a la red nacional o a los sistemas de autoconsumo, medidos en capacidad instalada (gigavatios). El total incluye las unidades hidroeléctricas, térmicas, nucleares, eólicas, solares y de biomasa autorizadas por la ANEEL y reportadas a través del Operador del Sistema Eléctrico Nacional. Según Mordor Intelligence, esto representaba 251.06 GW en 2025, con las energías renovables superando ya las cuatro quintas partes del total.
Exclusión del alcance: los grupos electrógenos diésel autónomos de menos de 5 MW que suministran energía temporal o para la minería quedan fuera del estudio.
Descripción general de la segmentación
- Por fuente de energía
- Térmica (carbón, gas natural, petróleo y diésel)
- Nuclear
- Energías renovables (solar, eólica, hidroeléctrica, geotérmica, biomasa y residuos, mareomotriz)
- Por usuario final
- Servicios públicos
- Comercial e Industrial
- Residencial
- Por nivel de voltaje T&D (solo análisis cualitativo)
- Transmisión de alto voltaje (más de 230 kV)
- Subtransmisión (69 a 161 kV)
- Distribución de media tensión (13.2 a 34.5 kV)
- Distribución de baja tensión (hasta 1 kV)
Metodología de investigación detallada y validación de datos
Investigación primaria
Entrevistamos a operadores de la red eléctrica, promotores de proyectos, instaladores de sistemas solares distribuidos y asesores políticos en las regiones del sureste, noreste y centro-oeste del país. Estas conversaciones validaron las fechas de puesta en marcha, evaluaron el riesgo de limitación de la producción y proporcionaron tasas de despliegue viables para la energía eólica y solar, datos que no se podían confirmar únicamente con información teórica.
Investigación documental
Los analistas de Mordor partieron de conjuntos de datos públicos de ANEEL, ONS, el Plan Decenal de EPE y los balances energéticos del IBGE, que detallan la capacidad de las centrales, los resultados de las subastas y la demanda regional. Obtuvieron información complementaria de organismos multilaterales como la AIE e IRENA, revistas especializadas sobre variabilidad hidroeléctrica y presentaciones para inversores que revelan proyectos de gasoductos y sus costes de capital habituales. Recursos de suscripción, como D&B Hoovers para la información financiera de las generadoras y Dow Jones Factiva para el flujo de operaciones, proporcionaron detalles sobre los cambios de propiedad y los plazos de los proyectos. Las fuentes citadas ilustran la amplitud de la evidencia; numerosas referencias adicionales permitieron realizar comprobaciones cruzadas y aclaraciones.
Dimensionamiento y pronóstico del mercado
El desarrollo de la capacidad, desde la perspectiva de arriba hacia abajo, comienza con estadísticas históricas de la ONS (Oficina Nacional de Estadística), proyectadas hasta 2030 mediante los resultados de las subastas anunciadas, los plazos promedio de finalización y las curvas de retiro previstas. Las comprobaciones de coherencia, desde la perspectiva de abajo hacia arriba, utilizan datos consolidados de proveedores; por ejemplo, la potencia nominal promedio de las turbinas multiplicada por el número de torres contratadas y los envíos de inversores notificados por las aduanas. Los principales factores que influyen en el modelo incluyen la demanda de electricidad vinculada al PIB, las subastas de energía anuales adjudicadas (MW), las tendencias hidrológicas, las inscripciones en sistemas de medición neta para generación distribuida y los retrasos promedio en la ejecución de proyectos. Las previsiones emplean regresión multivariante con análisis de escenarios para captar la sensibilidad a los ciclos de sequía y los cambios en las políticas. Cuando los datos de la red de distribución eran escasos, se completaron con factores de utilización conservadores derivados de entrevistas con expertos.
Ciclo de validación y actualización de datos
Cada modelo preliminar se somete a una revisión en tres fases: revisión por pares de analistas, aprobación del responsable sénior del área y un análisis de variaciones con respecto a indicadores independientes, como las importaciones de equipos y las previsiones de inversión corporativas. Las cifras se actualizan anualmente, con actualizaciones intermedias que se activan ante eventos extraordinarios, como grandes rondas de subastas o nuevos códigos de red.
¿Por qué la línea base de poder de Brasil de Mordor exige fiabilidad?
Las estimaciones publicadas difieren porque las empresas eligen distintos años de referencia, tratan de forma desigual la energía solar distribuida o asumen velocidades de construcción optimistas. El alcance riguroso de Mordor, su cartera de proyectos verificada y su actualización anual mantienen nuestra base de referencia fundamentada en lo que se puede entregar físicamente.
Valores de referencia del año en curso
Comparación de referencia
| Tamaño de mercado | Fuente anónima | Principal causante de la brecha |
|---|---|---|
| 251.06 GW (2025) | Mordor Intelligence | - |
| 236.3 GW (2024) | Consultoría Global A | Omite la energía solar distribuida; año base anterior; excluye a los autoproductores |
| 209 GW (2024) | Revista comercial B | Solo se contabilizan las centrales conectadas a la red; se excluyen los proyectos en fase de pruebas. |
La comparación muestra que las cifras más bajas se deben a alcances más reducidos o a bases de referencia más antiguas, mientras que los valores atípicos más altos suelen contabilizar dos veces proyectos anunciados. Al alinear las ampliaciones de capacidad con los contratos de subasta y el progreso verificado de la puesta en marcha, Mordor ofrece un punto de partida equilibrado y transparente en el que los responsables de la toma de decisiones pueden confiar.
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Preguntas clave respondidas en el informe
¿Qué tamaño tendrá el mercado energético de Brasil en 2026?
La capacidad instalada totaliza 282.34 GW en 2026 y se prevé que el tamaño del mercado energético de Brasil sea de 350.54 GW para 2031.
¿Qué impulsa el crecimiento más rápido del mix de generación de Brasil?
La energía eólica y solar dominan las incorporaciones debido a factores de capacidad favorables, reglas de subasta claras y el Plan de Expansión a Largo Plazo 2032 que apunta a una participación renovable del 83% para 2031.
¿Por qué el segmento Comercial e Industrial se está expandiendo tan rápidamente?
La Ordenanza MME 50/2022 permite a los consumidores de más de 500 kW comprar directamente a los generadores, por lo que los centros de datos y los mineros firman PPA para garantizar energía limpia y precios predecibles.
¿Cómo abordan las inversiones en transmisión la restricción de las energías renovables?
La subasta de 2025 de ANEEL otorgó 3,500 km de nuevas líneas de alta tensión que unen los corredores eólicos del Nordeste con los centros de carga del Sudeste, reduciendo las restricciones de 2024 en 2 GW.
¿Qué papel desempeñará el gas natural hasta 2031?
El gas asociado al presal alimenta nuevas plantas de suministro de pico que brindan un respaldo flexible para energías renovables intermitentes, reduciendo la dependencia del GNL importado y estabilizando los picos nocturnos.
