Rusia y Brasil: dos caminos hacia la transición energética

A medida que los precios mundiales del petróleo se alejan de los valores máximos provocados por conflictos geopolíticos, las dos mayores economías emergentes enfrentan desafíos energéticos fundamentalmente distintos. Brasil busca vías para seguir desarrollando un sistema energético en el que ya predominan las fuentes renovables, mientras que Rusia se encuentra ante una disyuntiva estratégica: acelerar la transición hacia un modelo energético más diversificado o seguir postergando este proceso, manteniendo su dependencia de los ingresos petroleros y gasíferos. Los resultados de la cumbre energética de Río de Janeiro permiten evaluar la situación actual en Brasil y comprender qué revela esta comparación. 

Reportajes desde el terreno: observaciones en la cumbre energética de RÍO

A finales de mayo, en la cumbre energética de Río de Janeiro, dos encuentros con especialistas del sector ayudaron a ver lo que habitualmente queda fuera de las estadísticas. Los representantes de la empresa BRVAL, que opera en el sector eléctrico, coincidieron en un punto: el Estado apoya de manera consistente el desarrollo del sector, y este respaldo no depende de la coyuntura política del momento.

Según ellos, las principales dificultades no están relacionadas con la política estatal, sino con su implementación práctica. Los trámites burocráticos y la elevada carga tributaria ralentizan la puesta en marcha de nuevos proyectos y aumentan su costo, pero no cuestionan el rumbo general de desarrollo del sector. Para el análisis esto es fundamentalmente importante: una cosa es un mercado donde la estrategia del Estado permanece estable pero surgen dificultades en la ejecución de decisiones, y otra muy distinta es una situación en la que la propia política estatal cambia constantemente. En estos casos se requieren enfoques diferentes para el desarrollo del sector, y el nivel de riesgos de inversión difiere sustancialmente.

Fabio Monteiro, director de la Asociación Brasileña de Almacenamiento de Energía (ABSAE), destacó tres tesis.

• En primer lugar, el Estado en Brasil está abandonando gradualmente el papel de regulador pasivo y comienza a configurar activamente el mercado, incluso mediante subastas especiales para proyectos de almacenamiento de energía.
• En segundo lugar, según su evaluación, no existen riesgos políticos significativos para la continuidad de estas medidas en el marco de cambios de gobierno. Esta conclusión se corresponde con la línea general que se ha consolidado en Brasil en el ámbito de las energías renovables desde principios de la década de 2000, desde los tiempos del programa PROINFA (programa de incentivo a fuentes alternativas de energía en Brasil, lanzado en 2002) y mantiene su continuidad independientemente de los ciclos políticos.
• En tercer lugar, Brasil hoy actúa más como un país que implementa tecnologías que como proveedor de las mismas. Atrae soluciones avanzadas mediante compras públicas y gracias al interés de empresas tecnológicas extranjeras, pero aún no se ha convertido en un actor capaz de exportar masivamente y de forma competitiva sus propios desarrollos. Esta distinción es importante e influye directamente en la comparación con Rusia que se presenta a continuación. 

En cuanto a los problemas relacionados con el desarrollo del sistema energético, Monteiro señala: estas dificultades no son exclusivas de Brasil. Con "dolores de crecimiento" similares se han enfrentado California, Alemania y China. La diferencia clave entre una adaptación exitosa y pérdidas estructurales prolongadas radica en qué tan rápida y eficazmente las autoridades responden a las fallas que surgen.

Divergencia estructural: base de recursos, economía del LCOE y trayectorias divergentes

La cuota de electricidad renovable en Brasil en 2024 alcanzó el 88,2%, y este indicador sigue sustentándose principalmente en las grandes centrales hidroeléctricas. Sin embargo, la tendencia más importante es otra: el crecimiento ya no proviene de la hidroeléctrica. La eólica y la solar aportaron el 24% de la generación eléctrica en 2024 (frente al 9,9% en 2019), y en agosto de 2025 su participación superó por primera vez en la historia el 34%.

En 2024, Brasil planeaba poner en operación 10,9 GW de nueva capacidad, la cifra más alta desde que comenzaron los registros en 1997. El 91% de las nuevas incorporaciones correspondió a energía eólica y solar.

A modo de comparación, la capacidad instalada de plantas eólicas y solares en Rusia es de aproximadamente 2,5 GW, lo que equivale a cerca del 0,5% de la generación eléctrica total en 2025 (de los cuales 0,4% es eólica y 0,1% solar), mientras que las centrales térmicas representan entre el 60-65%. Según las proyecciones, para 2035 el volumen de energía renovable en Rusia podría crecer hasta 18,4 GW con una tasa de crecimiento anual promedio de alrededor del 6,5%.

Esto representará un aumento notable en términos relativos, pero dentro de un sistema que en el futuro previsible seguirá basándose principalmente en generación a partir de hidrocarburos.

No se trata de una simple comparación entre "líder" y "rezagado". Ambos países se encuentran en el mismo punto —en un contexto de caída de precios de hidrocarburos, presión global vinculada a la transición hacia una economía baja en carbono y restricciones presupuestarias—. Pero llegaron a esto desde condiciones de partida completamente diferentes y con distintos incentivos internos para responder. 

La razón por la cual en Brasil la transición hacia las energías renovables se desarrolla principalmente a través del mercado, mientras que en Rusia requiere una participación activa del Estado, está en gran medida relacionada con el costo de producción de electricidad.

En Brasil, las subastas competitivas realizadas desde 2011 redujeron el costo nivelado de la energía (LCOE) para parques eólicos terrestres aproximadamente un 40% en términos reales durante doce años. Esto fue posible gracias a varios factores. En primer lugar, en el noreste del país se encuentran algunas de las mejores zonas eólicas del mundo, con un factor de capacidad del 40-50%, frente a un promedio mundial de alrededor del 25%. En segundo lugar, jugó un papel el efecto de escala: Brasil consolidó uno de los mercados de subastas de energías renovables más activos del mundo. En tercer lugar, la propia estructura del sistema energético desempeña un papel importante: las grandes centrales hidroeléctricas funcionan de hecho como almacenadores estacionales de energía, suavizando las fluctuaciones en la generación eólica y solar.

En Rusia opera un modelo diferente —el DPM-VIE—, que incluye requisitos de localización en la fabricación de equipos. Se trata de un compromiso deliberado de política industrial: se prioriza el desarrollo de la producción propia por encima de la adquisición de las tecnologías más baratas en el mercado mundial. Como resultado, el costo de la electricidad resulta más elevado que con compras internacionales completamente competitivas, una consecuencia directa de la estrategia elegida.

Un factor adicional es la geografía. Los mejores emplazamientos para generación eólica y solar en Rusia están alejados de los principales centros de consumo, lo que incrementa los gastos de transmisión eléctrica. En Brasil, este problema se mitiga parcialmente gracias al desarrollado corredor interregional de transmisión de energía "noreste-sureste".

En un sentido más amplio, esta asimetría se explica por el llamado "efecto de la abundancia de recursos", descrito por van der Ploeg y Venables. La idea es que los países con una rica base de recursos tienden a postergar las transformaciones estructurales: los ingresos actuales provenientes de los recursos sostienen simultáneamente el nivel de consumo y reducen la presión para llevar a cabo reformas rápidas.

El problema de la limitación del consumo eléctrico en Brasil: perspectiva global

En 2025, Brasil desaprovechó alrededor del 20% de la generación potencial de energía eólica y solar. Esto generó pérdidas económicas de aproximadamente 6.500 millones de reales brasileños (cerca de $1.230 millones). En el período de enero a abril de 2026, el indicador empeoró y alcanzó el 17,2% frente al 15,3% del mismo período del año anterior.

Según las proyecciones del Operador Nacional del Sistema Eléctrico (ONS), para 2029 hasta el 96% de estas limitaciones ya no estarán relacionadas con la falta de capacidad de transmisión de las redes, sino con un exceso sistémico de generación, cuando la producción supera la demanda (ONS, pronóstico sobre limitaciones, 2025).

Esta es una distinción importante. La congestión de la red requiere expansión y modernización de las líneas de transmisión. El exceso de generación, en cambio, es ya una cuestión de almacenamiento de energía y gestión de la demanda. En respuesta a esta situación, Brasil desarrolla paralelamente ambas direcciones: tanto la expansión de la infraestructura de red como las soluciones de almacenamiento de energía y gestión flexible del consumo, procurando adaptar los instrumentos a la naturaleza cambiante del problema.

Como señaló Monteiro en la cumbre, esto no es una anomalía brasileña. En la tabla 2 se examina en el contexto internacional.

Los indicadores presentados no pueden compararse directamente entre países. Así, el indicador de Brasil del 20,6% refleja el volumen total de generación eólica y solar potencial sujeta a recortes, mientras que para Alemania el rango del 4–8% se refiere a un corredor de red específico, y los datos de California corresponden a la generación solar en su conjunto. Un estudio internacional de ScienceDirect (diciembre de 2025) confirma la validez precisamente de este tipo de comparación —orientada y no directa.

De esto se desprenden tres conclusiones principales. Primero, la magnitud de los recortes de generación en Brasil no indica fallas del sistema, sino que el desarrollo de la generación avanza más rápido que el de la infraestructura. Segundo, la experiencia de California demuestra que la implementación de almacenamiento energético permite reducir significativamente estos recortes en un plazo de 3 a 5 años. Tercero, los modelos orientados predominantemente a la expansión de redes (como en Alemania y en la etapa temprana de desarrollo de China) resultan más lentos y costosos en comparación con enfoques que combinan desarrollo de redes, almacenamiento energético y flexibilidad de la demanda.

Para la política energética de Brasil también es importante una distinción técnica. La llamada "curva del pato" (gráfico que ilustra visualmente el problema del balance del sistema eléctrico con alta participación de energía solar) en California está vinculada al exceso de generación solar a mediodía, que se compensa relativamente fácil con baterías de aproximadamente cuatro horas de duración. En Brasil la situación es distinta: los recortes están principalmente asociados a la generación eólica concentrada en el nordeste del país. El pico de producción allí ocurre durante las horas nocturnas y la estación seca (julio–noviembre), lo que, por el contrario, coincide con la dinámica estacional inversa del nivel de agua en los embalses hidroeléctricos. Esto hace que esa energía sea sistémicamente valiosa, pero temporalmente "desacoplada" del consumo.

Para aprovechar plenamente la energía eólica excedente del nordeste, se requieren sistemas de almacenamiento con duración superior a cuatro horas, o mecanismos de demanda flexible —por ejemplo, electrólisis para producción de hidrógeno "verde" como carga regulable.

Parcialmente esta tarea la resuelve la subasta de ANEEL para almacenamiento energético (2 GW con perfil de cuatro horas), sin embargo las tecnologías de almacenamiento de larga duración aún están insuficientemente desarrolladas. Los planes de construcción de 15 000 km de líneas de transmisión (aproximadamente $10,5–11 mil millones, 2028–2030) y el aumento del 89% en las importaciones de componentes para baterías en 2023–2024 (RatedPower) muestran que las inversiones privadas ya avanzan más rápido que la aparición de un marco normativo claro.

Caída de los precios del petróleo y cálculo de inversiones en energías renovables

La caída de los precios del petróleo, vinculada a la normalización de suministros en el marco del acuerdo entre Estados Unidos e Irán, analizado en la cuarta columna de esta serie, se refleja de manera diferente en el desarrollo de las energías renovables en cada uno de los países.

Para Brasil este efecto es de carácter indirecto. La petrolera estatal Petrobras, que ahora también participa en proyectos de energía renovable (incluyendo la obtención de autorización preliminar para un proyecto piloto de energía eólica marina de 24,5 MW frente a las costas de Río de Janeiro; escala potencial de hasta 14,5 GW en conjunto con Equinor), enfrenta una mayor presión sobre sus gastos de inversión debido a la reducción de ingresos petroleros. Esto puede ralentizar el desarrollo de la eólica marina, pero simultáneamente refuerza los incentivos para una transferencia gradual de capital hacia la energía "limpia". Al mismo tiempo, la generación eólica terrestre y solar en general permanecen protegidas de las fluctuaciones de los precios del petróleo y se desarrollan según su propia trayectoria.

En Rusia la influencia es más directa. Como se señaló en la cuarta columna, las restricciones presupuestarias de 2025 ya han provocado recortes de aproximadamente 200.000 millones de rublos en áreas como tecnología, aviación, robótica y programas industriales. Se trata de sectores que quedan fuera del financiamiento defensivo principal y resultan críticos para la diversificación económica a largo plazo.

Los contratos a largo plazo en el marco del programa ruso DPM-VIE garantizan una relativa estabilidad a los proyectos de energía renovable ya en marcha. Sin embargo, el ritmo de las nuevas subastas, la rigidez de los requisitos de localización de equipos y la capacidad del Ministerio de Energía para atraer socios tecnológicos extranjeros siguen siendo sensibles a la situación presupuestaria general.

El ciclo de precios del petróleo influye de manera diferente en el desarrollo de las energías renovables en ambos países. Para Brasil es más bien un factor secundario dentro de una transición estructural ya en marcha. Para Rusia, en cambio, sigue siendo una condición clave que determina la propia dinámica de la transición en su etapa inicial de formación. La caída de los precios del petróleo refuerza la necesidad estratégica a largo plazo de invertir en energías renovables en Rusia, pero al mismo tiempo reduce las posibilidades presupuestarias para llevarlas a cabo. En esencia, se trata de una manifestación contemporánea de la llamada "maldición de los recursos" (Sachs and Warner, 1995; Van der Ploeg and Venables, 2011).

Complementariedad estratégica: qué pueden ofrecerse Brasil y Rusia mutuamente

La tabla 3 destaca cinco áreas de complementariedad. La más aplicada de ellas es la regulación normativa y jurídica. La experiencia de la agencia brasileña ANEEL, que lleva 25 años realizando subastas energéticas competitivas y ahora extiende este mecanismo a sistemas de almacenamiento de energía y eólica marina, responde en gran medida a los desafíos que Rusia aborda en el marco de la segunda etapa del programa DPM-VIE.

Un papel particular lo desempeña aquí la plataforma de investigación energética BRICS, que crea condiciones institucionales para el intercambio de estas prácticas sin necesidad de construir mecanismos de negociación bilaterales separados.

En materia de energía del hidrógeno, ambos países se complementan más que competir. La ley brasileña № 14948/2024 respalda la producción de hidrógeno "verde" mediante energía solar y eólica en el complejo de Pecém, estado de Ceará. La estrategia rusa, por su parte, se orienta hacia el hidrógeno "azul" (a partir de gas natural con captura y almacenamiento de dióxido de carbono) y el hidrógeno "turquesa" (pirólisis de metano).

Cabe precisar, sin embargo, que en Rusia prácticamente no existen aún capacidades industriales operativas de captura y almacenamiento de dióxido de carbono, por lo que el hidrógeno "azul" sigue siendo más bien un objetivo a mediano plazo que una línea comercial inmediata. De manera similar, el hidrógeno "turquesa" a escala mundial se encuentra todavía en fase de proyectos piloto. En Brasil, los plazos de implementación del proyecto de hidrógeno "verde" también se cuentan en años.

En conjunto, ambas líneas deben considerarse como un posicionamiento estratégico de largo plazo en futuros mercados de exportación de los países BRICS (India, China, Sudáfrica), cuando las respectivas cadenas tecnológicas alcancen madurez industrial. No se trata de flujos comerciales inmediatos, sino de la formación de un mercado en perspectiva.

El tercer aspecto de complementariedad tiene ya un carácter estrictamente técnico y está vinculado a la gestión de los sistemas energéticos. Su fundamento es la "dependencia inversa" estacional entre la hidroelectricidad y la generación eólica.

En Brasil, el pico de producción de energía eólica en el nordeste coincide con la estación seca (julio-noviembre), justo en el período en que el nivel de agua en los embalses de las centrales hidroeléctricas alcanza sus valores mínimos anuales. Esta estacionalidad inversa convierte de hecho el sistema de embalses en un acumulador de energía con meses de anticipación, permitiendo suavizar la producción general de una manera que ninguna tecnología de baterías puede garantizar todavía a la escala actual.

En Rusia, el operador del sistema ya enfrenta crecientes dificultades para integrar fuentes de energía renovable: hacia 2035 la capacidad instalada de energía eólica podría superar los 10 GW, y los desafíos de balanceo se volverán cada vez más similares en su estructura. Desde este punto de vista, los enfoques de gestión operativa utilizados en Brasil podrían ser aplicables también en otros sistemas energéticos.

Como señaló Monteiro en la cumbre, el papel de Brasil en esta interacción consiste ante todo en la adopción de tecnologías a través de mecanismos de cooperación intergubernamental. En esencia, este modelo podría ser utilizado también por Rusia, a través de los marcos institucionales de BRICS, donde el intercambio de soluciones técnicas depende en menor medida de las divergencias políticas.

Conclusión: Problemas distintos, horizonte común

Ambos países atraviesan transformaciones energéticas reales, pero se encuentran en etapas y posiciones de partida diferentes: no se trata tanto de una jerarquía "líder-rezagado", sino de trayectorias de desarrollo distintas.

Brasil se convirtió en una de las grandes economías que incrementaron relativamente rápido la participación de energías renovables sin introducir un precio al carbono. Esto fue posible gracias a la alta calidad de los recursos naturales, un sistema competitivo de subastas y el apoyo natural en la hidroelectricidad. Los problemas actuales —limitaciones de producción, falta de capacidad de almacenamiento y cuellos de botella en las redes de transmisión— son en esencia "dolores de crecimiento". Al mismo tiempo, ya se está configurando un conjunto de soluciones pensadas para los próximos 3 a 5 años.

En Rusia, la transición se encuentra en una etapa más temprana no por falta de voluntad política —el mecanismo DPM-VIE opera desde 2013— sino por una estructura de incentivos diferente. La abundancia de gas propio reduce la presión a corto plazo para acelerar la transformación del sistema energético, mientras que los requisitos de localización desplazan el énfasis hacia el desarrollo de la base industrial, y no hacia el ritmo máximo de adopción tecnológica. Como resultado, ambos modelos pueden considerarse soluciones racionales derivadas de condiciones distintas, pero con consecuencias estructurales de largo plazo.

La caída de los precios del petróleo, por un lado, refuerza la necesidad estratégica de largo plazo de que Rusia invierta en energías renovables, pero por otro, reduce las posibilidades presupuestarias para su implementación.

Que el objetivo declarado por Rusia de 18,4 GW de capacidad instalada para 2035 se convierta en la base de una transición estructural sostenible dependerá en gran medida de si logra mantener la continuidad de las inversiones a lo largo de todo el ciclo presupuestario.

La matriz de complementariedad presentada en la tabla 3 muestra que el formato BRICS puede considerarse como un canal de cooperación aún subutilizado, para la transferencia de enfoques regulatorios, la coordinación de estrategias de hidrógeno y el intercambio de experiencias en gestión de sistemas energéticos. A través de este marco institucional, ambos países pueden resolver tareas de distinta naturaleza, apoyándose en una infraestructura técnica y organizativa común, en gran medida aislada de las contradicciones geopolíticas.