Brasil

• Comportamiento tendencial: Entre 2020 y 2024, la capacidad renovable instalada de Brasil creció continuamente, pasando de ~145 GW a ~170 GW, con el índice de entrada renovable (base 2022) evolucionando de 0,89 a 1,11, evidenciando una aceleración en la incorporación de estas fuentes. La participación renovable en la matriz energética subió ligeramente, del 85% al 86% en 2024, reflejando un avance modesto. Sin embargo, el país no pudo cumplir las metas de benchmark propuestas para ninguno de los años analizados, incluido 2024.

• Comportamiento interanual: En el análisis interanual, las adiciones anuales de capacidad renovable variaron: aproximadamente 5,7 GW entre 2020-2021, 6,8 GW entre 2021-2022, 9,4 GW entre 2022-2023 y 1,9 GW entre 2023-2024, indicando una expansión máxima en 2023 seguida de una leve desaceleración. La capacidad de combustibles fósiles, a su vez, creció hasta 2023 y disminuyó en 2024, contribuyendo al aumento de la participación renovable al 87,32%. La distancia al benchmark aumentó cada año, mostrando que la tasa de crecimiento, aunque positiva, sigue por debajo de las metas establecidas.

• Comparación benchmark: Entre 2020 y 2024, la brecha entre la capacidad renovable instalada y el benchmark creció progresivamente. En 2020, el déficit era de solo ~6,8 GW; en 2021 se amplió a ~11,6 GW; en 2022 saltó a ~20,6 GW; en 2023 alcanzó ~30,5 GW; y en 2024 llegó a ~48,8 GW. Esto revela que, aunque Brasil expandió su capacidad renovable continuamente, la tasa de crecimiento estuvo sistemáticamente por debajo de las metas, con la brecha casi sextuplicada en cinco años.

La brecha progresiva entre la capacidad renovable instalada de Brasil (~145 GW a ~170 GW) y la referencia de benchmark (152 GW a 217,5 GW) entre 2020 y 2024 se explica por la convergencia de factores macroeconómicos, regulatorios y estructurales que se intensificaron especialmente en 2024.

En el frente monetario, la reversión abrupta del ciclo de recorte de la tasa Selic, la tasa de interés básica de Brasil, que terminó 2024 en 12,25%, después de un ciclo de endurecimiento que comenzó en septiembre de 2024 cuando la tasa estaba en 10,5%, y alcanzando el 15% en 2025, aumentó drásticamente el costo del capital para proyectos intensivos en infraestructura y de larga maduración. La aproximada devaluación del 22% del real brasileño en relación al dólar en 2024, la peor entre las monedas del G20, encareció los equipos importados precisamente cuando el gobierno triplicó el arancel de importación sobre módulos solares, elevándolo del 9,6% al 25% en 2024.

El paquete fiscal de noviembre fue rechazado por gran parte del mercado financiero, profundizando la crisis de credibilidad que ahuyentó a los inversores extranjeros. En el frente regulatorio, las subastas de 2024 se enfocaron en energía existente mientras las nuevas subastas de generación renovable fueron pospuestas, y el recorte alcanzó niveles críticos. En agosto de 2024, se recortó el 12% de la producción solar potencial, según datos del ONS. El recorte total aumentó del 0,5% en 2022 al 3,6% en 2023, 9,3% en 2024 y 20,6% en 2025. El recorte alcanzó aproximadamente el 27% para solar en 2025 (Rystad Energy), acumulando pérdidas superiores a US$ 300 millones. La peor temporada de incendios forestales jamás registrada en el país (30,8 millones de hectáreas, un aumento del 79%) y la sequía histórica que empujó la bandera tarifaria al nivel rojo 2 retroalimentó la inflación y la presión sobre las tasas de interés, creando un círculo vicioso que encareció precisamente las inversiones necesarias para diversificar la matriz energética.

• Comportamiento tendencial: Entre 2019 y 2024, la intensidad energética de Brasil fluctuó en el rango de 3.475–3.601 MJ/USD, sin una trayectoria descendente sostenida. Comenzando en 3.558,78 MJ/USD en 2019, el indicador alcanzó su pico en 3.600,65 en 2020 y terminó 2024 en 3.475,04 — el valor más bajo del período. La mejora acumulada en eficiencia energética durante los seis años fue de aproximadamente 2,35%, lo que representa poco más de la mitad de la meta global del 4% (ver gráfico de Mejoras en Eficiencia Energética), dejando una brecha de aproximadamente 1,65 puntos porcentuales por cerrar. Además, la mejora anual promedio fue de alrededor del 0,47%, un ritmo insuficiente para converger a la meta dentro del período analizado. En ningún año la variación alcanzó siquiera la mitad de la meta del 4%: el mejor desempeño registrado fue 2,35% (2021–2022), y en dos de los cinco intervalos hubo un retroceso. El patrón sugiere un progreso lento y desigual, aún lejos del nivel necesario para cumplir la meta de eficiencia energética establecida.}

• Comportamiento interanual: La intensidad energética varió cíclicamente, con aumentos de +41,87 MJ/USD (en 2019–2020 y 2022–2023) siempre seguidos de reducciones equivalentes o mayores. La mayor ganancia de eficiencia ocurrió entre 2021 y 2022, con una reducción de 83,74 MJ/USD en intensidad, equivalente a una mejora del 2,35%, aún 1,65 p.p. por debajo de la meta del 4%. Las mayores pérdidas de eficiencia, de -1,18% y -1,20%, ocurrieron en 2019–2020 y 2022–2023, respectivamente, años en los que la intensidad aumentó en 41,87 MJ/USD. Cada año de declive fue seguido por una recuperación en el período subsiguiente, configurando un patrón oscilatorio que impide ganancias acumulativas consistentes. La alternancia sistemática entre ganancias modestas (1,16%–2,35%) y pérdidas (-1,18% a -1,20%) mantiene la trayectoria atrapada en un ciclo de compensación, distanciando el resultado acumulado de la meta general del 4%.

La ausencia de una clara tendencia continua a la baja en la intensidad energética brasileña, con la fluctuación descrita entre 3.475 y 3.600 MJ/USD, se justifica especialmente en los informes de la Empresa de Investigación Energética (EPE), como el Balance Energético Nacional (BEN) y el Plan Decenal de Expansión Energética (PDE) , por la fuerte dependencia estructural de sectores intensivos en electricidad y energía. La economía de Brasil se caracteriza por una base productiva anclada en la exportación de materias primas (acero, minería, celulosa y agronegocios) y por una logística fuertemente dependiente del transporte por carretera, que es menos eficiente. Dado que la generación de riqueza en estos sectores requiere un alto gasto energético por cada dólar de Producto Interno Bruto (PIB) generado, el país enfrenta severas dificultades estructurales para promover un “desacoplamiento” sostenible entre el crecimiento económico y la demanda energética. El avance en 2024 a 3.475 MJ/USD resulta del aumento récord en energía renovable, pero aún denota un progreso histórico de naturaleza mucho más reactiva que de cambio tecnológico profundo.

La dinámica oscilatoria interanual, marcada por deterioros y recuperaciones cíclicas inmediatas (como las variaciones de +42 MJ/USD), está fuertemente influenciada por choques exógenos y ciclos de mercado cortos. El deterioro significativo de la eficiencia observado en la transición de 2019 a 2020 (caída de eficiencia de ~0,012%) resultó de la pandemia de COVID-19: mientras el PIB sufrió una fuerte contracción debido al cierre de los servicios (un sector que genera alto valor agregado con bajo consumo energético), la demanda energética se mantuvo resiliente en la industria básica orientada a la exportación y en los sectores residenciales. En los años siguientes (2021 y 2022), la reapertura económica hizo que el sector de servicios creciera por encima del promedio nacional, elevando el PIB en una proporción mayor que la energía consumida para sostenerlo, lo que explica las mayores ganancias puntuales (como el ~0,024% entre 2021-2022). El deterioro específico en 2023 se explica por el desempeño de los sectores agrícola y de extracción mineral, que crecieron y presionaron nuevamente la intensidad, antes de que una recomposición y expansión de los servicios estabilizara el indicador en 2024 con ganancias de ~0,012%.

Finalmente, este patrón de ganancias intercaladas con retrocesos se mantiene por la vulnerabilidad sistémica de la matriz energética primaria a las condiciones climáticas, que anula los avances en políticas públicas específicas (como PROCEL o el Programa de Eficiencia Energética de ANEEL-PEE). La EPE detalla que los años hidrológicamente desfavorables frecuentemente fuerzan el despacho de plantas termoeléctricas, que tienen baja eficiencia termodinámica e inflan las pérdidas de transformación en la Oferta Interna de Energía. En contraste, los años lluviosos o años de adición significativa de capacidad eólica y solar descentralizada, factores que dominaron el panorama eléctrico brasileño alcanzando casi el 90% de renovabilidad en 2023–2024; reducen sustancialmente la energía perdida en la fuente, empujando el indicador artificialmente a la baja en el corto plazo. Dado que estas oscilaciones dependen en gran medida de la hidrología, los precios globales de las materias primas, y no de una renovación masiva del parque industrial o de la flota de vehículos pesados brasileña, los avances anuales son sistemáticamente anulados por variaciones cíclicas, formando el patrón irregular observado. Como resultado, las ganancias de eficiencia en Brasil siguen impulsadas principalmente por factores cíclicos y externos, más que por una transformación estructural sostenida.

• Comportamiento tendencial: Entre 2010 y 2024, la producción de combustibles fósiles en Brasil mostró una tendencia de crecimiento consistente, pasando de ~5.330 a ~8.480 PJ, impulsada principalmente por los campos del pre-sal. Las exportaciones siguieron este avance, triplicándose de ~1.370 a ~3.560 PJ, mientras que las importaciones siguieron una trayectoria inversa, cayendo de ~1.650 a ~1.180 PJ. El consumo interno, mientras tanto, se mantuvo relativamente estable, fluctuando alrededor de 5.200–5.800 PJ. Este patrón indica que el excedente de producción fue dirigido predominantemente al mercado externo.

• Comportamiento interanual: En el análisis interanual, la producción mostró un crecimiento casi continuo, con un salto notable de ~850 PJ entre 2022-2023, seguido de un leve declive en 2024. Las exportaciones siguieron este patrón, con una aceleración significativa a partir de 2016. Las importaciones fluctuaron, con caídas pronunciadas en 2016-2017 y recuperaciones puntuales en 2013 y 2021. El consumo mostró un comportamiento cíclico: creció hasta 2014, disminuyó entre 2015-2020, se recuperó parcialmente en 2021-2023 y cayó nuevamente en 2024, sugiriendo un desacoplamiento entre producción y demanda interna.

El crecimiento significativo de la producción de combustibles fósiles en Brasil entre 2010 y 2024, así como la escalada de sus exportaciones, se justifica en gran medida por el desarrollo y maduración de los campos del polígono pre-sal (como Tupi, Búzios y Mero). En 2024, la producción anual promedio de Brasil alcanzó 3,358 millones de barriles de petróleo por día (bbl/d) y 153 millones de metros cúbicos por día de gas natural, totalizando 4,322 millones de barriles de petróleo equivalente por día (boe/d), solo un 0,5% por debajo del récord histórico establecido en 2023. Los reservorios del pre-sal por sí solos representaron, en promedio, el 78,29% de la producción nacional de petróleo y gas, confirmando el papel decisivo de la extracción en aguas ultraprofundas en la configuración de la matriz productiva del país. A medida que Petrobras y las empresas asociadas instalaron nuevas unidades flotantes de producción, almacenamiento y descarga (FPSOs) y ganaron eficiencia en la extracción en aguas ultraprofundas, la producción nacional dio saltos significativos, justificando la aceleración observada a partir de 2016. Las reservas también se expandieron, las reservas probadas de petróleo alcanzaron 16,8 mil millones de barriles en 2024, un aumento del 6% respecto al año anterior, reforzando la trayectoria a largo plazo del sector. Dado que la capacidad de refinación de Brasil no mantuvo el ritmo de esta expansión en la misma proporción y el consumo interno se mantuvo estable, el crudo de alta calidad del pre-sal fue canalizado al mercado internacional. En 2024, las exportaciones de petróleo crudo alcanzaron 1,7 millones de barriles por día, mientras que las importaciones totalizaron solo 282 mil barriles por día, evidenciando un superávit exportador estructural. Esto explica el claro desacoplamiento, Brasil se consolidó como un gran exportador de petróleo crudo, dirigiendo el excedente de producción predominantemente al exterior, mientras las refinerías nacionales operaban cerca de su techo instalado, produciendo 2,2 millones de barriles/día de derivados, equivalente al 86,4% de la capacidad de refinación instalada.

El comportamiento cíclico del consumo interno y las fluctuaciones puntuales en las importaciones reflejan directamente las crisis económicas y los choques climáticos (hidrológicos) enfrentados por el país. El aumento del consumo hasta 2014 fue impulsado por el crecimiento del PIB, el auge de las materias primas, y las políticas de subsidio a los combustibles. En contraste, la severa recesión de 2015-2016 y la pandemia de 2020 causaron fuertes contracciones en la industria y el transporte, reduciendo la demanda. Las importaciones, compuestas en gran parte por diésel y Gas Natural Licuado (GNL), siguieron estas adversidades: la caída en 2016-2017 refleja la recesión, mientras que los picos en 2013 y 2021 ocurrieron durante crisis hídricas severas. En esos años de sequía, el país tuvo que masivamente activar la flota termoeléctrica fósil de reserva, forzando un aumento atípico en las importaciones para garantizar el suministro eléctrico nacional.

Finalmente, los movimientos interanuales más recientes (2022-2024) consolidan la dinámica de transición y eficiencia operativa del sector. El gran salto de producción entre 2022 y 2023 se atribuye a la entrada récord de nuevos sistemas de producción en la Cuenca de Santos. El leve declive en la producción y la caída del consumo observada en 2024 se explican por paradas de mantenimiento programadas en plataformas más antiguas en la Cuenca de Campos y por el declive natural de campos maduros. Además, la disminución del consumo de combustibles fósiles en 2024 está fuertemente vinculada al aumento de los mandatos de mezcla de biocombustibles (como mayores porcentajes de biodiésel y etanol) y la fuerte expansión de la generación eléctrica eólica y solar.

• Comportamiento tendencial: Entre 2020 y 2024, los subsidios al consumo de combustibles fósiles en Brasil como porcentaje del PIB mostraron una trayectoria fluctuante. Después de subir del 0,0014% en 2020 al 0,0018% en 2021, el indicador disminuyó consecutivamente a un mínimo del 0,0009% en 2023, sugiriendo una tendencia a la baja. Sin embargo, en 2024 hubo una reversión abrupta, con el valor saltando al 0,005%, el más alto del período. Los subsidios a la producción, mientras tanto, se mantuvieron en cero en todos los años, indicando que el apoyo gubernamental se concentra exclusivamente en el lado del consumidor.
• Comportamiento interanual: En el análisis interanual, los subsidios al consumo de combustibles fósiles mostraron variaciones significativas. Entre 2020-2021, hubo un aumento de ~27%. En 2021-2022, se produjo una disminución de ~19%, seguida de una reducción adicional de ~39% entre 2022-2023, constituyendo dos años consecutivos de contracción. Sin embargo, entre 2023-2024, el indicador se disparó con un crecimiento de ~462%, rompiendo drásticamente la tendencia descendente anterior. Esta variación atípica en 2024 sugiere un cambio significativo en la política de subsidios o choques de precios de combustibles que requirieron una mayor intervención gubernamental.

Estos movimientos cíclicos demuestran que el apoyo al consumo de combustibles fósiles en Brasil es esencialmente de naturaleza cíclica e involucra volúmenes muy superiores a las pequeñas fracciones del 0,001% al 0,005% del PIB. Como demuestra la historia reciente, ya sea a través de los miles de millones en subsidios al diésel justo después de la huelga de los camioneros (2018), o a través del uso de la Cuenta de Desarrollo Energético (CDE) para financiar la activación de plantas termoeléctricas de emergencia durante la crisis hídrica de 2021, el Estado utiliza frecuentemente alivios fiscales como “amortiguadores” económicos siempre que hay cuellos de botella en el suministro o picos globales de precios. Aunque la disminución de los subsidios al consumo en 2024 indica un ajuste fiscal a corto plazo, el mantenimiento de incentivos a la producción multimillonarios demuestra que el país aún incentiva fuertemente su industria básica de combustibles fósiles, demostrando cuán compleja y lenta es la verdadera transición energética estructural.

• Comportamiento tendencial: Los tres sectores exhiben una tendencia de crecimiento general durante el período 2019–2024, aunque con intensidades marcadamente diferentes. La inversión en combustibles fósiles saltó de US$ 46,2 mil millones a US$ 72,9 mil millones, alcanzando un pico en 2023 de US$ 85,0 mil millones. La minería y canteras muestra la trayectoria ascendente más consistente, triplicándose de US$ 7,8 mil millones a US$ 26,6 mil millones. Las renovables crecieron fuertemente hasta 2023 (US$ 27,4 mil millones) pero retrocedieron en 2024, señalando una posible desaceleración en el sector. 

• Comportamiento interanual: En 2020, todos los sectores fueron golpeados por la pandemia excepto las renovables, que avanzaron un 25%. En 2021 y 2022, se produjo una recuperación generalizada, liderada por las renovables (+73% y +74%) y la minería (+87% en 2022). Para 2023, el impulso se desaceleró: los combustibles fósiles subieron un 36%, mientras que las renovables prácticamente se estancaron (+0,3%). En 2024, se produjo una reversión notable — los combustibles fósiles cayeron un 14% y las renovables disminuyeron un 11%, mientras que la minería continuó expandiéndose (+12%), siendo el único sector con crecimiento sostenido durante el año. 

El año 2024 marcó un punto de inflexión significativo en la dinámica de inversión de Brasil. Tras el récord histórico establecido en 2023 (US$ 85 mil millones), la inversión en combustibles fósiles retrocedió a US$ 72,9 mil millones — una caída del 14%. Aún así, el nivel se mantuvo muy por encima del promedio del período (US$ 59,4 mil millones), sostenido por la expansión de las operaciones del pre-sal y la puesta en marcha de nuevos FPSOs, como el Maria Quitéria y el Marechal Duque de Caxias. El Plan Estratégico de Petrobras 2024–2028 destinó US$ 102 mil millones, reforzando la prioridad que Brasil asigna al petróleo, que generó una ganancia récord de R$ 110,1 mil millones en 2024.

La minería y canteras desafió la tendencia de los otros sectores y alcanzó un máximo histórico de US$ 26,6 mil millones en 2024, consolidando la trayectoria ascendente que comenzó en 2020 (US$ 7,7 mil millones). Los ingresos del sector crecieron un 9,1%, y el mineral de hierro representó el 59,4% del total, impulsado por un tipo de cambio favorable y la demanda asiática. Este fue el único sector con expansión continua durante todo el período, confirmando la posición de Brasil como un centro global de materias primas minerales, particularmente en los estados de Minas Gerais y Pará.

Las renovables, a su vez, se separaron de la fuerte trayectoria de crecimiento observada entre 2020 y 2023, cuando la inversión aumentó de US$ 9 mil millones a US$ 27,4 mil millones. En 2024, la inversión cayó a US$ 24,3 mil millones, impulsada por el colapso del sector eólico (–31% en instalaciones), que fue afectado por sobreoferta en el Nordeste, recorte y la ausencia de nuevas subastas de energía desde 2022. La energía solar compensó parcialmente la caída, con R$ 54,9 mil millones invertidos (+30%), impulsada por la generación distribuida.

En resumen, 2024 revela una paradoja: Brasil expandió la minería pero desaceleró su transición energética mientras mantenía una inversión robusta en combustibles fósiles, señalando una tensión estructural entre su retórica de descarbonización y su práctica de inversión real, lo que destaca un creciente desalineamiento entre la asignación de capital y los objetivos de descarbonización a largo plazo.

Los indicadores colectivos de continuidad — DEC (Duración Equivalente, equivalente al SAIDI) y FEC (Frecuencia Equivalente, equivalente al SAIFI) — muestran una de las mejoras estructurales más consistentes del sector eléctrico brasileño en la última década. Entre 2016 y 2025, el DEC pasó de 15,34 a 9,30 horas por consumidor/año (–39,4%) y el FEC de 8,22 a 4,66 interrupciones (–43,3%). El sistema operó 99,89% del tiempo en 2025, frente al 99,82% de 2016. 

La tendencia es estructural (–0,60 h/año en DEC), pero no uniforme: tres fases—caída acelerada (2016–2018), desaceleración (2019–2022, con efecto pandemia) y nueva mejora (2023–2025, hasta –9,2%). El FEC sigue patrón similar (–43,3%; –0,37 eventos/año; correlación 0,991), reflejando reducción de fallas, aunque con leve aumento en duración por evento. Con 9,3 h/año, Brasil se aproxima a estándares OCDE, aún por encima de Europa (3–5 h).

La lectura oficial confirma la trayectoria: la ANEEL registró en 2025 reportó, por primera vez, que todas las distribuidoras de gran porte alcanzaron Desempeño Global de Continuidad inferior a 1,00 — dentro de los límites regulatorios. El motor es el Módulo 8 del PRODIST, consolidado por la Resolución Normativa nº 956/2021, que define límites decrecientes año a año y articula compensaciones automáticas a los consumidores afectados, en un marco que se ha vuelto más exigente en los últimos años, con metas reforzadas incluso frente a eventos climáticos extremos (Decreto nº 12.068/2024) y mayores requisitos de desempeño en concesiones renovadas.

La regulación eléctrica en Brasil incluye incentivos y sanciones para mejorar la calidad del servicio. En la práctica, si una distribuidora tiene muchos cortes o interrupciones largas (medidas por indicadores como DEC y FEC), gana menos dinero porque no puede trasladar esos costos a la tarifa*. Esto se refleja en los resultados recientes: las compensaciones automáticas a los usuarios bajaron de R$ 1.122 millones en 2024 a R$ 1.002 millones en 2025, lo que indica una mejora real en la calidad del servicio. Si mejora el servicio, ocurre lo contrario y puede aumentar sus ingresos.

Además, existen sanciones más fuertes para casos de bajo desempeño, como planes obligatorios de mejora, restricción de dividendos e incluso la pérdida de la concesión. Lejos de un “relajamiento” regulatorio, ocurre lo contrario: los límites de calidad (DEC y FEC) se han vuelto más exigentes y empresas antes con reglas más flexibles fueron reincorporadas al régimen regular de evaluación en 2025, por lo que la caída de compensaciones refleja mejoras reales impulsadas por una regulación más estricta. Aunque persiste un límite metodológico: en un país donde tormentas severas y olas de calor han aumentado, como ilustró el apagón de São Paulo en noviembre de 2023, los indicadores DEC y FEC no capturan eventos extremos, lo que subestima los impactos en un contexto de mayor estrés climático y vuelve a la resiliencia de la red el principal desafío futuro. 

*Este esquema se basa en el Factor X, un mecanismo tarifario que ajusta los ingresos de las distribuidoras según su eficiencia. Incluye el Componente Q, que evalúa la calidad del servicio a partir de indicadores técnicos (DEC y FEC) y de satisfacción del usuario (IASC), aplicando premios o penalizaciones según el desempeño. 

Entre 2019* y 2025, el gas se consolida como matriz dominante (≈74%), con el GLP hegemónico (~34%) y el gas natural canalizado creciendo de 2,71% a 3,67% (+35%). La participación de la electricidad muestra un comportamiento oscilatorio tras alcanzar 31,2% en 2018, cae abruptamente a 21,3% en 2019, posiblemente por un cambio metodológico, y luego se estabiliza en torno al 19–20%; en este contexto, desciende a 19,4% durante la crisis hídrica de 2021 y se recupera parcialmente hasta 20,5% en 2025, tras la LC 194/2022. La leña y el carbón retroceden de 7,03% a 5,04% (–28%), acompañando el Auxilio Gas (Ley 14.237/2021) y el programa Gás do Povo. En paralelo, la categoría de “otros combustibles” es prácticamente nula (<0,1%) y corresponde a usos residuales (queroseno, carbón vegetal, etanol o biomasa), confirmando que Brasil ya completó en términos prácticos la transición desde combustibles tradicionales hacia el GLP y, en menor medida, la electricidad. 

Según el Programa Gás do Povo, en Brasil 12,7 millones de familias (17% de los hogares) combinan leña y GLP para cocinar incluidas 5 millones de bajos ingresos evidenciando que la sustitución no ocurre espontáneamente y requiere políticas que reduzcan barreras financieras; en línea con ello, estudios como Pobreza Energética e Transição Justa muestran que el uso de leña cae con el ingreso, aunque aún alcanza el 27% en el Norte. El programa, ya con cobertura cercana a 15 millones de familias, fue institucionalizado por la Ley nº 15.348/2026 con R$ 5.100 millones para 2026 y una meta de 65 millones de garrafones anuales, mientras que el PDE 2035 (EPE/MME) prevé superávit de GLP solo hacia el final de la década, condicionado a inversiones en infraestructura. Aunque la expansión del GLP atiende problemas urgentes de salud y desigualdad de género dado que las mujeres encabezan el 90% de los hogares beneficiarios y la recolección de leña consume 18 horas semanales, también tensiona los objetivos de descarbonización: el IISD advierte sobre subsidios ineficientes y dependencias externas, y la AIE/MECS propone la cocción eléctrica como alternativa; sin embargo, esta sigue rezagada en Brasil pese a su matriz renovable, reflejado en la caída de la electricidad en la cocción doméstica entre 2018 y 2025.

*La serie de la PNAD Continua/IBGE, consolidada por el Caderno de Cozimento Limpo de la EPE, presenta una ruptura metodológica en 2018→2019 (desagregación de GLP y gas canalizado) y una laguna en 2020–2021 por la pandemia.

**Nota metodológica: durante la consulta a la plataforma SIDRA/IBGE para esta serie, los filtros de «Regiones urbanas» y «Regiones rurales» presentaban inestabilidad de selección, impidiendo desagregar los datos por situación del domicilio. La tabla consolidada refleja, por tanto, únicamente el total nacional, lo que limita el análisis del componente rural — justamente aquel donde se concentra el uso residual de leña y carbón.

La serie anual muestra que la tarifa media ponderada de suministro (R$/kWh, sin tributos) pasó de 0,130 en 2018 a 0,127 en 2024 — una caída nominal de aproximadamente 2,5%, con un valle histórico de 0,099 en 2020 y una nueva trayectoria ascendente entre 2021 y 2023. Leída en conjunto con el salario mínimo dolarizado (que osciló entre US$ 203 en 2020 y US$ 263 en 2023, cerrando 2024 en US$ 262) y el poder de compra eléctrico (kWh adquiribles con el 10% del salario mínimo), la serie traduce tres choques sucesivos: pandemia, crisis hídrica y reforma tributaria de la energía.

En el 2020 la ANEEL congeló las banderas tarifarias en verde y estructuró la Conta-Covid para sostener a las distribuidoras durante la caída de la demanda. Ya en 2021, con la peor sequía en 91 años y los embalses del Sudeste/Centro-Oeste en mínimos históricos, la MP n.º 1.055/2021 instituyó la Cámara de Reglas Excepcionales (CREG) y creó la bandera de Escasez Hídrica (R$ 14,20/100 kWh). Ese choque explica el peor dato de la serie: en 2021, el 10% del salario mínimo compraba apenas 182 kWh — por debajo de los 200 kWh de 2018 —, presionando la pobreza energética.

La inflexión a partir de 2022 combina tres hitos. Primero, la Ley Complementaria nº 194/2022 clasificó la energía eléctrica como bien esencial, limitando el ICMS a la alícuota general (17–18%) y excluyendo la TUSD/TUST y los cargos sectoriales de la base de cálculo. Segundo, la Ley nº 14.300/2022 consolidó el marco de la generación distribuida, sustentando la expansión fotovoltaica. Tercero, la Ley nº 14.203/2021 automatizó el proceso de inscripción de las familias del CadÚnico*, esto representó una mejora en la eficiencia al reducir barreras de acceso y corregir errores de exclusión. Al integrar el CadÚnico con las distribuidoras, se amplía la cobertura efectiva hacia las familias vulnerables, fortaleciendo su impacto en la reducción de la pobreza energética. Por su parte la Ley nº 15.235/2025 (Programa Luz do Povo), sancionada en octubre de 2025, sustituyó la antigua Tarifa Social de Energía Eléctrica e instituyó la gratuidad integral de la factura eléctrica para familias inscritas en el CadÚnico con consumo de hasta 80 kWh/mes, beneficiando a aproximadamente 17 millones de familias, con una ampliación prevista para 2026 mediante el Descuento Social destinado a franjas de ingreso entre medio y un salario mínimo per cápita.

En 2024, Brasil alcanzó 88,2% de renovabilidad eléctrica, con solar y eólica aportando 24%, mientras la cobertura llegó a 99,8% de los hogares (≈318 mil aún por electrificar). En paralelo, el salario mínimo en dólares se mantuvo prácticamente estancado (261–262 USD), por lo que la estabilidad del costo de la electricidad responde más a medidas regulatorias que a mejoras reales del poder adquisitivo.

Comportamiento tendencial: La serie del salario mínimo muestra una dinámica muy similar a la del arancel, también en forma de “U” asimétrica, comenzando en US$ 261 en 2018, cayendo a un mínimo de 203 en 2020 y recuperándose a US$ 262 en 2024, prácticamente el mismo nivel inicial (variación acumulada de +0,4% en siete años; CAGR de 0,06% anual). El choque en 2019→2020 es aún más marcado en términos absolutos (-19,8%), seguido de un estancamiento en 2021 (+0,5%) y dos años de fuerte recuperación (+15,2% en 2022 y +11,9% en 2023), alcanzando el pico de la serie en 2023 (US$ 263). La ligera contracción de -0,4% en 2024 es estadísticamente irrelevante y puede interpretarse como una estabilización. El coeficiente de variación del 11,2% —el más alto de las tres series— indica que este fue el indicador más volátil del conjunto, si bien la pendiente lineal positiva (≈+1,96 por año) y la fidelidad del punto final al punto inicial confirman la ausencia de una tendencia estructural relevante en el período. La correlación visible con la serie arancelaria sugiere que ambas responden al mismo factor macroeconómico subyacente (probablemente el tipo de cambio, si los valores están expresados ​​en USD).

Comportamiento tendencial: La serie del salario mínimo muestra una dinámica muy similar a la del arancel, también en forma de “U” asimétrica, comenzando en US$ 261 en 2018, cayendo a un mínimo de 203 en 2020 y recuperándose a US$ 262 en 2024, prácticamente el mismo nivel inicial (variación acumulada de +0,4% en siete años; CAGR de 0,06% anual). El choque en 2019→2020 es aún más marcado en términos absolutos (-19,8%), seguido de un estancamiento en 2021 (+0,5%) y dos años de fuerte recuperación (+15,2% en 2022 y +11,9% en 2023), alcanzando el pico de la serie en 2023 (US$ 263). La ligera contracción de -0,4% en 2024 es estadísticamente irrelevante y puede interpretarse como una estabilización. El coeficiente de variación del 11,2% —el más alto de las tres series— indica que este fue el indicador más volátil del conjunto, si bien la pendiente lineal positiva (≈+1,96 por año) y la fidelidad del punto final al punto inicial confirman la ausencia de una tendencia estructural relevante en el período. La correlación visible con la serie arancelaria sugiere que ambas responden al mismo factor macroeconómico subyacente (probablemente el tipo de cambio, si los valores están expresados ​​en USD).

*El CadÚnico, o Cadastro Único para Programas Sociais do Governo Federal (Registro Único para Programas Sociales del Gobierno Federal), principal instrumento de identificación y caracterización socioeconómica de las familias de bajos ingresos en Brasil, operado por los municipios bajo coordinación del Ministerio de Desarrollo y Asistencia Social, Familia y Combate al Hambre (MDS), y funciona como puerta de entrada obligatoria para más de 40 programas federales, estaduales y municipales.

**Nota metodológica: Los datos relativos a la tarifa energética media anual ponderada, los salarios mínimos anuales y el valor de la energía adquirida con el 10 % del salario mínimo se desagregaron debido a la diferencia de magnitud entre las variables, para facilitar su visualización.

Se registran 109 conflictos socioambientales, concentrados principalmente en hidroeléctricas (56%), seguidos por petróleo y gas (14,7%) y energía nuclear (12,8%), con menor presencia en térmicas, eólica y transmisión. Regionalmente, el Norte lidera (29,4%), seguido del Noreste (23,9%) y Sudeste (21,1%); destacan patrones de concentración como los conflictos hidroeléctricos en el Norte (32,8% del total), los de petróleo y gas en el Sudeste (43,8%) y, de forma particularmente relevante para la transición justa, el 100% de los conflictos eólicos en el Noreste, región que además concentra proporciones significativas en otras tecnologías.

La predominancia de conflictos hidroeléctricos en la región norte está directamente relacionada con la política de expansión de la generación centralizada, que priorizó el uso de los ríos amazónicos durante las últimas décadas. La represa de Belo Monte, en el río Xingu, en Pará, es un ejemplo emblemático de esta tendencia. Con una capacidad instalada de 11.233 MW, el proyecto provocó el desplazamiento de miles de familias, afectó a pueblos indígenas como los Juruna, Arara y Xikrin, alteró el régimen hidrológico del Xingu y perjudicó la pesca artesanal de las comunidades ribereñas. Trabajos académicos recientes siguen documentando la precariedad de las formas de vida en esa región, incluso años después de la finalización del proyecto, y organizaciones como ISA y el Movimiento Xingu Vivo Para Sempre continúan monitoreando los impactos acumulativos del mismo.

Además de Belo Monte, la región norte concentra otros grandes proyectos como Tucuruí, Santo Antônio y Jirau en el río Madeira, en Rondônia, que también han generado desplazamientos forzosos, pérdida de tierras cultivables y fragmentación territorial de poblaciones tradicionales. El Plan Decenal de Expansión Energética 2034, elaborado por el Ministerio de Minas y Energía (MME) y la Compañía de Investigación Energética (EPE), advierte sobre la necesidad de precaución con respecto a las nuevas represas en la Amazonía, pero las responsabilidades sociales y ambientales de los proyectos existentes siguen siendo un problema sin resolver. Por lo tanto, los 20 conflictos registrados por centrales hidroeléctricas en el norte no son simplemente una estadística cuantitativa, sino que reflejan un modelo de desarrollo energético que históricamente ha transferido los costos ambientales y sociales a poblaciones con menor poder de negociación institucional, como lo documentan los informes de Greenpeace Brasil.

El dato más revelador, desde la justicia en la transición energética, es la concentración total de conflictos eólicos en el Noreste, región que alberga 1.026 de los 1.132 parques en operación (32,1 GW, 93% del total nacional), con Bahía y Rio Grande do Norte concentrando el 64% de la capacidad, y donde en 2024 se añadieron 3,2 GW, cerca del 90% en esta región; esta expansión ha impulsado conflictos de “apropiación verde”, con arrendamientos de 25 a 49 años y pagos de alrededor de R$ 1.500 mensuales por turbina, afectando a comunidades tradicionales mediante restricciones productivas, impactos ambientales y superposición territorial, lo que evidencia riesgos de despojo y racismo ambiental en la transición energética.

La zona costera de Ceará ilustra particularmente la superposición entre la expansión de la energía eólica y los territorios tradicionales.Estudios del Laboratorio de Cartografía de la Universidad Federal de Ceará han identificado 324 comunidades autodeclaradas tradicionales en la franja costera de Ceará, un área donde se concentra una parte significativa de los parques eólicos. La ausencia de garantías legales consolidadas para los derechos territoriales de estas comunidades, junto con la fragilidad de los procesos estatales de licencias ambientales, ha favorecido la instalación de proyectos en territorios quilombolas, comunidades de pescadores artesanales y comunidades de pastizales, sin respetar el derecho a la consulta previa, libre e informada previsto en el Convenio 169 de la OIT.

Casos como la comunidad quilombola de Cumbe, en Ceará, muestran cómo los complejos eólicos han generado perturbaciones territoriales y daños a ecosistemas clave, situación que se repite en el Quilombo do Talhado (Paraíba), con impactos estructurales y hídricos, y en Campo Formoso (Bahía), donde contratos de 49 años han alterado la dinámica productiva local (Gois Lima, 2024; Carmel,2022; Chavez et al. 2018); en conjunto, estudios, como “Expropian el viento” de la Universidad de São Paulo y un artículo de la plataforma Combating Environmental Racism, evidencian que la expansión eólica en el Nordeste se superpone con territorios de comunidades negras y tradicionales, reforzando patrones de racismo ambiental y desigual distribución de los costos, en un contexto de financiarización y apropiación de bienes comunes por empresas energéticas.

En enero de 2024, tras más de dos años de trabajo colectivo en el que participaron 29 organizaciones sociales, comunidades tradicionales e investigadores, se lanzó el documento “Salvaguardias Socioambientales para la Energía Renovable“, una iniciativa pionera en Brasil coordinada por el Plan Energético del Noreste. El documento presenta más de cien recomendaciones dirigidas a organismos federales como IBAMA, ICMBio y ANEEL, así como a gobiernos estatales y municipales, empresas del sector y entidades financiadoras. Entre las medidas propuestas se encuentran la definición de un contenido contractual mínimo para los arrendamientos, el establecimiento de una distancia mínima de 2 kilómetros entre aerogeneradores y edificios, la priorización de zonas degradadas para la instalación de centrales eléctricas y la aplicación efectiva del derecho a consulta previa previsto en el Convenio 169 de la OIT. El documento se entregó a las secretarías ambientales estatales de estados como Ceará, Bahía y Pernambuco a lo largo de 2024 y sirvió de referencia para los debates legislativos sobre la concesión de licencias a proyectos de energía renovable.

La región Sudeste concentra 7 de los 16 conflictos en petróleo y gas y 4 de los 9 en centrales termoeléctricas, reflejando el peso del presal, refinerías e infraestructura energética en zonas como Río de Janeiro y São Paulo, mientras que, a nivel nacional, la participación eólica y solar creció del 3,7% (2015) al 23,7% (2024), con proyecciones de expansión de 9,1 GW en 2026 tras los 7,4 GW añadidos en 2025 (136 plantas), consolidando una matriz con 84,4% de renovables; no obstante, los conflictos socioambientales persisten y se transforman pasaron de desplazamientos por represas a arrendamientos asimétricos y fragmentación territorial en renovables, en un contexto de fuerte inversión (R$ 25.300 millones de Enel y R$ 780 millones de SPIC), tensiones de mercado y potencial de alternativas como cooperativas energéticas y sistemas agrovoltaicos.

*Nota metodológica: Se depuraron y agruparon los datos de conflictos energéticos de la base Fiocruz (sin duplicados) por Estado y Macrorregión para elaborar un gráfico general de referencia para Brasil en 2025.

Brasil cuenta con una estructura formal amplia de participación que incluyen plataformas digitales como Brasil Participativo, consultas públicas sectoriales, consejos nacionales, audiencias de licenciamiento y mecanismos de consulta previa, esta última ha sido parcialmente reconstruida desde 2023, aunque con limitaciones en la representatividad y fuerte protagonismo de actores del sector productivo; pese a avances como el Foro Nacional de Transición Energética (87 miembros) y nuevas consultas como la del Plan Nacional de Transición Energética (2026), persisten barreras estructurales como la asimetría de información entre promotores y comunidades, el carácter predominantemente no vinculante de las audiencias, la influencia sectorial en consejos con paridad solo formal y la ausencia de mecanismos específicos para trabajadores y territorios en transición, lo que limita la participación efectiva de los grupos directamente afectados.

En paralelo, Brasil posee un marco normativo robusto de acceso a la información ambiental (Constitución de 1988, Ley 12.527/2011, Ley 10.650/2003) reforzado por jurisprudencia del STJ (IAC 13), pero enfrenta déficits de implementación, cultura institucional restrictiva, falta de datos accesibles y ausencia de protección específica a defensores ambientales; en este contexto, la ratificación pendiente del Acuerdo de Escazú, podría fortalecer estándares de transparencia, participación y protección, especialmente relevantes para una transición energética justa.

Brasil cuenta con un marco regulatorio relevante en materia de acceso a la información ambiental. La Constitución Federal de 1988, en su artículo 5, inciso XXXIII, garantiza el derecho de acceso a la información de los organismos públicos, y la Ley N° 12.527/2011 (Ley de Acceso a la Información) regula este derecho de manera amplia. En el ámbito específico del medio ambiente, la Ley N° 10.650/2003, inspirada en el Convenio de Aarhus y la Agenda 21, obliga a los organismos que integran el SISNAMA (Sistema Nacional de Gestión Ambiental) a otorgar acceso a la información ambiental sin necesidad de demostrar un interés específico. La Política Nacional de Medio Ambiente (Ley N° 6.938/1981), a su vez, en su artículo 9, inciso XI, va más allá y establece el deber de las autoridades públicas de proporcionar información ambiental cuando ésta no esté disponible. Este conjunto de regulaciones representa un hito importante en términos formales, aunque resulta insuficiente en su implementación efectiva.

Un caso emblemático en esta materia fue la sentencia del Incidente de Asunción de Jurisdicción (IAC) n.º 13, Tema 13/STJ, en el marco de la REsp 1.857.098/MS, presentada por el Ministro Og Fernandes, por la Primera Sección del STJ. En este precedente vinculante, el Tribunal consolidó los principios de máxima divulgación y favor de la información, reconociendo la existencia de tres dimensiones de la transparencia ambiental: la dimensión activa, que impone la publicación proactiva de documentos ambientales en internet; la dimensión pasiva, que garantiza a cualquier persona el derecho a solicitar el acceso a información no publicada; y la dimensión reactiva, que obliga al Estado a producir información ambiental incluso cuando esta no existe. Esta última dimensión es particularmente relevante porque va más allá de la mera obligación de divulgar datos ya disponibles, imponiendo a las autoridades públicas el deber afirmativo de generar conocimiento ambiental.

A pesar de este marco normativo y jurisprudencial, la literatura jurídica reciente identifica importantes lagunas que la ratificación del Acuerdo de Escazú podría subsanar. Brasil ha avanzado en la ratificación del Acuerdo Regional sobre Acceso a la Información, Participación Pública y Acceso a la Justicia en Asuntos Ambientales en América Latina y el Caribe (Acuerdo de Escazú) al aprobarlo por la Cámara de Diputados mediante el Decreto Presidencial 934/2025 y pendiente de trámite en el Senado Federal, por lo que aún no es Estado Parte del Acuerdo. 

La Ley N° 10.650/2003, en su texto, limita formalmente el acceso a la información ambiental “existente”, cuando tanto la Constitución (Artículo 5, XXXIII) como la Ley Nacional de Medio Ambiente y Medio Ambiente (Artículo 9, XI) establecen un deber más amplio de producción, una tensión que la IAC 13 solo resolvió parcialmente a nivel jurisprudencial, sin ninguna disposición legislativa expresa al respecto. Además, persiste una cultura administrativa de secretismo en las agencias ambientales, especialmente en las agencias estatales de licencias, donde el acceso a la información frecuentemente encuentra obstáculos burocráticos y resistencia institucional a la plena transparencia. Otra laguna estructural se refiere a la ausencia de un régimen específico de protección jurídica para los defensores de derechos humanos en materia ambiental, una deficiencia que el Artículo 9 del Acuerdo de Escazú subsanaría directamente al establecer obligaciones para la prevención, investigación y sanción de amenazas y ataques contra estas personas. Por último, existe una clara deficiencia en la provisión activa de datos ambientales en un formato abierto, accesible y legible para personas no especializadas, lo que compromete la eficacia del derecho de acceso a la información como instrumento de participación democrática en la gobernanza ambiental.

En resumen, Brasil posee el marco formal más avanzado entre los países latinoamericanos; en algunos aspectos, incluso más detallado que el promedio regional. El punto crítico reside en la implementación y la cultura institucional, no en la norma en sí. La ratificación de Escazú añade tres funciones: (i) un estándar internacional para la reforma de las normas sublegales, (ii) protección para los defensores del medio ambiente (la única brecha estructural con respecto al texto del tratado) y (iii) un instrumento para la cooperación técnica y financiera regional. Específicamente para una transición justa, la adhesión a Escazú refuerza la obligación de transparencia activa en relación con los proyectos energéticos e industriales con impacto, una obligación que el sistema actual solo cumple parcialmente.

Brasil destaca en la transición energética y figura entre los mayores empleadores en energías renovables, pero no cuenta con datos oficiales desagregados sobre estos empleos. Los sistemas estadísticos laborales (CAGED y RAIS) no distinguen entre fuentes renovables y fósiles dentro del sector eléctrico, por lo que trabajadores de eólica, solar o termoeléctricas aparecen en la misma categoría, a diferencia del sector fósil, que sí tiene clasificaciones específicas. Esto impide medir con precisión el empleo en renovables y limita el seguimiento de políticas públicas.

Ante esta falta de datos, se utilizan estimaciones externas: IRENA y la OIT calculan entre 1,4 y 1,56 millones de empleos en renovables en Brasil, aunque gran parte corresponde a biocombustibles y a trabajos agrícolas, muchas veces temporales. Otros estudios amplían el concepto de “empleo verde” (Moscon et al. 2024;Monteiro et al. (2012) , pero mezclan sectores diversos, lo que dificulta comparaciones. En consecuencia, el país ocupa un lugar destacado en rankings globales sin contar con estadísticas propias verificables.

Esta brecha no es solo técnica: dificulta diseñar políticas de transición justa, como la reconversión laboral o la protección de trabajadores. La solución pasa por actualizar las clasificaciones oficiales para diferenciar fuentes de energía y ocupaciones específicas, lo que permitiría generar datos confiables y comparables sobre el empleo en energías renovables.

La serie de empleo en el sector fósil muestra un comportamiento cíclico más que tendencial: entre 2010 y 2024 oscila entre 164.602 y 212.457 puestos, con una variación moderada y una tendencia prácticamente nula. Se identifican cuatro fases: una expansión inicial (2010–2013), una fuerte contracción estructural (2013–2017), una recuperación leve afectada por la pandemia (2017–2020) y una expansión más acelerada (2020–2024), que lleva el empleo a un nivel superior al pico anterior.

Actualmente, el nivel de empleo supera en 5,1% el máximo de 2013 y continúa en ascenso, lo que sugiere que aún no se alcanza un techo. Los datos, construidos a partir de la RAIS para actividades vinculadas a combustibles fósiles y biocombustibles, indican además que, en términos comparativos, existen aproximadamente ocho empleos en energías renovables por cada empleo en combustibles fósiles en Brasil.

Sin embargo, esta visión agregada oculta fuertes desigualdades territoriales: regiones altamente dependientes de los combustibles fósiles, como zonas carboníferas del sur o sistemas aislados del norte, enfrentan riesgos significativos de pérdida de empleo sin planes claros de reconversión. Aunque existen iniciativas estatales y programas en desarrollo, la transición energética en Brasil aún carece de una coordinación federal efectiva que articule empleo, capacitación y desarrollo económico en los territorios más afectados.

La lectura agregada de datos nacionales de empleo y energía diluye su dimensión territorial. En Candiota (RS), donde 70–80% de los ingresos dependen del carbón, la UTE Candiota III perdió su contrato en 2024 sin plan para unos 5 mil empleos. La planta, entre las mayores emisoras del sistema, recibió R$ 78 millones en subsidios incluso parada. En la región carbonífera de Santa Catarina, el complejo Jorge Lacerda es el mayor emisor termoeléctrico y el sector genera cerca de R$ 6 mil millones y hasta 100 mil empleos; pese a ello, el plan de transición estatal sigue sin medidas concretas.

En el norte, 175 sistemas aislados abastecen a 3,1 millones de personas con generación mayoritariamente diésel (69% en 2023). Aunque se prevé reducir su uso y conectar Roraima al sistema nacional, no hay programas de reconversión laboral para estos trabajadores.

En conjunto, la transición energética brasileña carece de coordinación federal para articular formación, protección social y diversificación económica en territorios dependientes de combustibles fósiles.

Las recomendaciones de este informe se basan en la Nota Técnica EPE/DEA/SMA/001/2024 sobre Pobreza y Justicia Energética, que subraya la necesidad de definir conceptos e indicadores multidimensionales que reconozcan las particularidades territoriales de Brasil, y en el Observatorio Brasileño para la Erradicación de la Pobreza Energética (OBEPE), lanzado por la EPE el 15 de mayo de 2025, como herramienta de diagnóstico y monitoreo vinculada a la Política Nacional de Eficiencia Energética (PNTE). En este sentido: 

1. Consolidar el OBEPE con respaldo legal permanente, garantizando indicadores con desagregación urbano-rural, por bioma y por desglose étnico-racial, para que la pobreza energética se mida en su multidimensionalidad y no se reduzca al indicador binario de conexión a la red. 
2. Segundo, articular eficazmente la Política Nacional de Transición Energética con el Plan Nacional de Transición Energética (Plante), el Plan Climático 2024-2035 y la Ley N° 14.904/2024 sobre planes de adaptación, asegurando que la justicia climática opere como un eje transversal y que los territorios con conflictos socioambientales registrados en la base de datos Fiocruz sean priorizados en la formulación de salvaguardias. 
3. Asegurar el cumplimiento del Programa “Luz para Todos” extendido por el Decreto N° 12.964/2026, priorizando a las 238.000 familias amazónicas que aún carecen de electricidad y a los grupos definidos por el decreto, incluyendo a las jefas de hogar, los pueblos indígenas, las comunidades quilombolas, las comunidades ribereñas y los extractivistas.
4. Ratificar en el Senado el Acuerdo de Escazú para fortalecer el régimen de protección de los defensores del medio ambiente y la transparencia activa en los proyectos energéticos, y establecer simultáneamente un marco regulatorio nacional para las salvaguardias socioambientales de los proyectos de energías renovables, incorporando el derecho a la consulta previa, libre e informada previsto en el Convenio 169 de la OIT y los parámetros propuestos por el documento de Salvaguardias del Plan Energético del Noreste. 
5. Actualizar las clasificaciones de la CNAE y la CBO para desagregar las fuentes renovables y de combustibles fósiles en la generación de electricidad, condición indispensable para producir datos oficiales de empleo durante la transición y para que la proporción de siete empleos renovables por cada empleo de combustibles fósiles sea auditada, monitoreada y utilizada como instrumento de política pública. 
6. Revisar el Módulo 8 de PRODIST para incorporar eventos climáticos extremos en los indicadores DEC y FEC, alineando la métrica regulatoria con la nueva normalidad climática. Séptimo, monitorear los efectos distributivos de la Ley N° 15.235/2025 sobre el acceso a la energía de las familias de bajos ingresos, considerando que los 80 kWh gratuitos por mes alteran la dinámica tarifaria en la base de la pirámide, pero pueden generar presión sobre el CDE y otros consumidores en el entorno regulado, lo que requiere una evaluación periódica de la sostenibilidad fiscal y la efectividad redistributiva.