Au Brésil, l'objectif premier d'assurer la production d'énergie demandée par les consommateurs de manière sûre et à des tarifs réduits impose un défi majeur étant donné la nécessité de concevoir, de construire et d'exploiter une structure complexe, capable de produire, de transmettre et de distribuer l'énergie électrique.
Ici, la principale source de production est :
- L'hydroélectricité, qui représente 64 % de la capacité total du pays.
- Les centrales thermoélectriques (gaz naturel, charbon, combustibles fossiles, biomasse et nucléaire) avec 22 %.
- Le reste provient de centrales éoliennes (énergie éolienne) et d'importations d'énergie en provenance d'autres pays.
Les générateurs produisent l'énergie, les transmetteurs la transportent du point de production aux centres de consommation, d'où les distributeurs l'acheminent jusqu'au consommateur final. Il y a aussi les fournisseurs, autorisés à acheter et à vendre de l'énergie aux consommateurs libres.
Le système électrique brésilien permet l'échange de l'énergie produite dans toutes les régions, à l'exception des systèmes isolés, situés principalement dans la région Nord. Le transit de l'énergie est possible grâce au Système Interconnecté National* (SIN), un vaste réseau de transmission de plus de 100 000 kilomètres (km) de long. Les systèmes isolés ont, au fil du temps, été progressivement connectés et ne représentent aujourd'hui qu'environ 2 % de l'ensemble du système.
Le pays dispose d'un énorme potentiel énergétique à exploiter, notamment en ce qui concerne les sources renouvelables, ce qui implique des innovations technologiques et réglementaires constantes.
La production d'énergie
Les systèmes d'énergie électrique du monde entier traversent un moment de transition axé principalement sur la décarbonisation des matrices énergétiques. Bien que le Brésil dispose d'un parc de production d'électricité basée notamment sur des sources renouvelables d’énergie et à faibles émissions de gaz à effet de serre, la transition énergétique est également présente dans le système électrique brésilien. La principale motivation et ce qui rapproche les défis rencontrés au Brésil de ceux rencontrés par d'autres pays est la participation accrue de sources inconnues.
Le modèle brésilien de production d'électricité est essentiellement hydroélectrique. La prédominance de l'hydroélectricité est justifiée à la fois par sa compétitivité économique et par l'abondance de cette ressource énergétique au niveau national.
En avril 2020, il y avait 875 centrales hydroélectriques, 615 parcs éoliens, 114 centrales photovoltaïques et 401 centrales thermoélectriques au Brésil (dont 286 étaient des centrales à biomasse).
Ces dernières années, l'installation de centrales éoliennes, principalement dans les régions du Nord-Est et du Sud, a connu une forte croissance, augmentant l'importance de cette production pour servir le marché. Les centrales thermiques, généralement situées à proximité des principaux centres de fret, jouent un rôle stratégique important car elles contribuent à la sécurité du SIN*. Ces centrales sont réparties en fonction des conditions hydrologiques actuelles, ce qui permet de gérer les stocks d'eau entreposés dans les réservoirs des centrales hydroélectriques, afin d'assurer le service futur.
Le diagramme circulaire ci-dessous montre la capacité actuelle au sein du SIN* :
Le Brésil a une matrice électrique d'origine principalement renouvelable.
Les sources renouvelables représentant 83,3 % de l'approvisionnement national en électricité, ce qui est le résultat de la somme des montants se référant à la production nationale plus les importations, qui sont essentiellement d'origine renouvelable.
L'utilisation de sources renouvelables au Brésil est comparativement beaucoup plus significative que dans le reste du monde :
La transmission énergétique
Le secteur de la transmission revêt une importance particulière pour le Brésil. Le système de transmission d'énergie consiste en un réseau de lignes de transmission qui s'étend sur tout le territoire national avec pour fonction d'amener l'énergie électrique des sources de production aux entreprises de distribution.
Celui-ci est un système de grande envergure regroupant l’énergie hydroélectrique, les centrales thermoélectriques et l’énergie éolienne, avec une prédominance de centrales hydroélectriques et de multiples propriétaires.
Le Système Interconnecté National (SIN) se compose de quatre sous-systèmes : le Sud, le Sud-Est/Central-Ouest, le Nord-Est et la majeure partie de la région Nord. Chacun englobe des régions du pays où l'énergie circule librement. La ligne qui divise chaque sous-marché est déterminée par les limites d'échanges présentes dans le réseau de transport.
L'interconnexion des systèmes électriques, par le biais du réseau de transport, favorise le transfert d'énergie entre les sous-systèmes, permet des gains synergiques et exploite la diversité entre les régimes hydrologiques des bassins. L'intégration des ressources de production et de transport permet de desservir le marché de manière sûre et économique.
Il s'agit d'un service public d'exploitation et de maintenance des lignes de transmission à haute tension avec des contrats de concession de 30 ans signés avec une autorité concédante rémunérée par le Revenu Annuel Autorisé et payée par tous les utilisateurs du SIN.
Le Brésil dispose actuellement de 141 756 km de lignes de transmission électrique, réparties sur tout le territoire. L'Opérateur National du Système (ONS) est responsable du contrôle, de la surveillance et de la planification de l'exploitation des installations de production et de transport d'électricité du SIN, sous la supervision de l'Agence Nationale de l'Énergie Électrique (ANEEL).
La grande extension du système brésilien s'explique par la dimension continentale de notre pays et par les caractéristiques de son évolution, les plus grandes et principales centrales hydroélectriques du pays étant situées à des distances considérables des centres de consommation.
La distribution
Les entreprises de distribution d'électricité sont chargées de recevoir l'énergie haute tension du réseau de transport interconnecté, de la ramener à des niveaux commerciaux et de la faire parvenir au consommateur final.
Le service public de distribution de l'énergie électrique est assuré par des concessionnaires, des permissionnaires et des autorisés. Il y a actuellement 109 agents, dans les secteurs public, privé et d'économie mixte, qui opèrent sur le marché de la distribution et qui exercent également l'activité de commercialisation pour le consommateur captif.
Il s'agit d'un monopole naturel dont les revenus (tarifs) sont réglementés par l'ANEEL*.
La commercialisation
Les négociations pour l'achat et la vente d'énergie ont lieu dans le SIN. Cela signifie qu'une fois qu'un agent du marché (distributeur, producteur, fournisseur, consommateur libre ou spécial) devient membre du SIN, il peut négocier l'énergie avec tout autre agent, indépendamment des restrictions physiques de production et de transport.
Dans le modèle actuel, les relations commerciales sont établies dans deux sphères : l'Environnement Contractuel Réglementé (ACR, de son sigle en Portugais) et l'Environnement Contractuel Libre (ACL).
L’Environnement Contractuel Réglementé
L'achat et la vente d'énergie dans l'Environnement Contractuel Réglementé sont formalisés au moyen de contrats signés entre les producteurs et les distributeurs, qui participent aux enchères d'achat et de vente d'énergie organisées par la CCEE* (Chambre de Commercialisation d’Énergie Électrique).
Les contrats dans cet environnement ont des règlements spécifiques pour des aspects tels que le prix de l'énergie, l'enregistrement du contrat sur le sous-marché et la durée de fourniture, qui ne sont pas soumis à des modifications bilatérales par les agents.
Dans l'environnement contractuel réglementé se trouvent les consommateurs captifs, ceux qui achètent l'énergie aux services de distribution auxquels ils sont connectés ; chaque unité de consommation ne paie qu'une seule facture d'énergie par mois, y compris le service de distribution et la production d'électricité, et les tarifs sont réglementés par le gouvernement.
L'Environnement de Libre Concurrence
Dans l'Environnement de Libre Concurrence , les producteurs, les négociants, les importateurs et les exportateurs d'énergie, ainsi que les consommateurs libres et spéciaux peuvent négocier et établir dans les contrats les volumes d'achat et de vente d'énergie et leurs prix respectifs.
Les consommateurs libres achètent l'énergie directement aux producteurs ou aux fournisseurs par le biais de contrats bilatéraux dont les conditions sont librement négociées, comme le prix, la durée, le volume, etc. Chaque unité de consommation paie une facture pour le service de distribution au concessionnaire local (tarif réglementé) et une ou plusieurs factures pour l'achat d'énergie (prix négocié contractuellement).
Dans le marché libre, il existe deux types de consommateurs : Consommateur Libre et Consommateur Spécial :
- Consommateur libre : unité desservie à n'importe quel voltage et dont la demande contractée avec le distributeur est égale ou supérieure à 2 MW
- Le consommateur spécial : unité ou ensemble d'unités de consommation situées dans une zone contiguë ou sous la même entité juridique, dont la charge est supérieure ou égale à 500 kW (somme des demandes contractées) et connectées en haute/moyenne tension. Le consommateur spécial ne peut contracter que de l'énergie produite ,par le solaire, l'éolien, la biomasse, la cogénération qualifiée ou les Petites Centrales Hydroélectriques – PCH. La consommation d'énergie par ces sources bénéficie de subventions pour encourager une production plus durable (réduction du tarif d'utilisation du système de distribution).
Une réduction progressive de la charge requise pour la participation au marché libre de l'électricité est prévue. Ainsi, en 2023, les consommateurs ayant une charge de plus de 500 kW pourront participer au marché libre sans aucune restriction. Des études sont prévues pour permettre d'ouvrir le marché aux consommateurs ayant une charge inférieure à 500 kW à partir de 2024.
Les activités pour la viabilité des deux formes de commercialisation de l'énergie électrique dans le SIN sont gérées par la CCEE, qui suit les règles établies par l'ANEEL. Tous les contrats signés dans des environnements libres et réglementés sont enregistrés auprès de la CCEE.
Selon les données de 2019 de la CCEE, le marché libre comptait 7 317 agents de consommation, y compris les agents spéciaux (6 374) et les agents libres (943), ce qui équivaut à 16 881 unités de consommation, avec une demande totale d'énergie de 170,9 GW (34 % de la consommation totale d'énergie au Brésil).
Les principales autorités du secteur électrique brésilien
- Ministère des Mines et de l'Énergie - MME : l'organe du gouvernement fédéral chargé de mener les politiques énergétiques du pays.
- Entreprise de Recherche Énergétique – EPE : chargée de mener des recherches stratégiques pour subventionner la planification du secteur de l'énergie.
- Agence Nationale d’Énergie Électrique – ANEEL : organe régulateur du secteur de l'énergie électrique au Brésil, dont la principale responsabilité est de réglementer et de superviser la production, la transmission, la distribution et la commercialisation de l'énergie électrique.
- Opérateur National du Système Électrique – ONS : le rôle fondamental de l'ONS est de coordonner et de contrôler les opérations de production et de transmission de l'énergie électrique du SIN.
- Chambre de Commercialisation de l'Énergie Électrique – CCEE : son but est de permettre la commercialisation de l'énergie électrique dans le SIN
Les consommateurs
Les chiffres ci-dessous présentent la participation des secteurs à la consommation d'électricité en 2018 et la structure de la consommation d'énergie dans le secteur industriel :
Le diagramme circulaire ci-dessous présente la consommation du marché libre par branche d'activité :
Les tarifs
Selon les données d'ABRACEEL, la valeur de la facture payée par le consommateur est composée de 10,70 % de charges sectorielles, 29,00 % de taxes, 24,90 % de distribution, 4,10 % de transport, 31,30 % de production d'énergie.
Près de 40 % de la facture d'énergie électrique sont des taxes et des charges sectorielles, c'est-à-dire qu'elles sont accessoires et n'interfèrent pas directement dans le processus de consommation d'énergie électrique, qui dépend en fait des services de production, de transport et de distribution.
Le "Spot Market" (Marché à cours terme")
Tous les contrats d'achat et de vente d'énergie conclus sur le marché – tant dans l'ACR que dans l'ACL – sont enregistrés dans la CCEE, qui mesure les quantités effectivement produites/consommées par chaque agent.
Le "Marché à Court Terme" peut être défini comme le segment de la CCEE où sont comptabilisées les différences entre les quantités d'électricité contractées par les agents et les quantités de production et de consommation effectivement vérifiées et attribuées aux agents respectifs.
Selon la prépondérance des centrales hydroélectriques dans le parc de production brésilien, des modèles mathématiques sont utilisés pour calculer le PLD (sigle en portugais pour Prix de Règlement des Différences), qui vise à trouver l'équilibre optimal entre le bénéfice actuel de l'utilisation de l'eau et le bénéfice futur de son stockage, mesuré en termes d'économies de combustible attendues des centrales thermoélectriques.
Le calcul du PLD est basé sur l'envoi "ex ante", c'est-à-dire qu'il est établi sur la base des informations prévues, antérieures à l’opération réelle du système. Les valeurs sont déterminées chaque semaine pour chaque niveau de charge sur la base du Coût Marginal d’Opération, limité par un prix maximum et minimum en vigueur pour chaque période de constatation et pour chaque sous-marché.
À partir de janvier 2021, le PLD sera calculé sur une base horaire grâce à un nouveau modèle de calcul qui apportera plus de détails sur la matrice énergétique et ses restrictions d'exploitation. Chaque jour, le modèle optimisera la répartition hydrothermale de la semaine d'exploitation en cours et identifiera le prix de l'énergie pour toutes les 24 heures du jour suivant.
Ainsi, on s'attend à ce que les projections du fonctionnement du système se rapprochent de la réalité de la production et de la consommation d'énergie, en tenant compte d'une matrice électrique de plus en plus diversifiée, avec l'augmentation de la participation des sources renouvelables intermittentes, solaire et éolienne.
Le nouveau modèle de tarification horaire apportera de nouvelles opportunités commerciales et devrait favoriser une meilleure gestion des risques liés à la demande grâce à la création de nouveaux comportements et stratégies : les industries, dont les coûts énergétiques et les processus de production sont significatifs et qui peuvent être rendus plus flexibles, seront en mesure de réallouer leurs calendriers de production en optimisant leurs coûts et en devenant ainsi plus compétitives face au marché.
Le Marché du Covid-19 : les effets sur notre marché
La crise actuelle déclenchée par la pandémie du COVID-19 met au défi tous les secteurs de l'économie brésilienne. En ce qui concerne le secteur électrique, il est possible d'observer des effets tels que :
- Réduction de la consommation d'énergie : avec les restrictions imposées, l'industrie et le commerce ont considérablement réduit leurs activités.
- Des difficultés de trésorerie des distributeurs, causées par la forte réduction de la consommation et un risque élevé d’augmentation des défauts de paiement.
- Des demandes de renégociation de contrats sur le marché libre" de l'électricité par les clients industriels et commerciaux.
Le gouvernement a annoncé des mesures visant à maintenir la viabilité du secteur, en se concentrant dans un premier temps sur les distributeurs et les consommateurs à faibles revenus. Le plus pertinent étant un prêt négocié avec un syndicat de banques pour couvrir le déficit des revenus des distributeurs et assurer les transferts vers d'autres maillons de la chaîne, tels que les générateurs et les transmetteurs.
