Les enchères de capacité constituent la voie à court terme la plus claire vers des revenus contractualisés à long terme pour les batteries raccordées au réseau au Brésil. Les premières enchères de batteries, prévues en décembre, proposent des contrats de 15 ans indexés sur l’inflation. L’organisme public de planification énergétique (EPE) prévoit désormais 7,2 GW de batteries d’ici 2036, soit neuf fois la capacité envisagée deux ans plus tôt.

Le gouvernement a annoncé qu’au moins 2 GW de batteries de quatre heures seraient mis aux enchères en décembre, tandis que les estimations du secteur vont jusqu’à 6 GW. Les lauréats recevront un paiement fixe en contrepartie de la mise à disposition de capacité, avec un début de fourniture prévu en août 2028.

La hausse de la production solaire et le déficit persistant de capacités pilotables renforcent le besoin de batteries. Décembre pourrait donc être la première de plusieurs occasions d’obtenir des revenus à long terme. D’autres enchères sont prévues entre 2027 et 2029, sous réserve d’évaluations annuelles des besoins, mais les batteries devront faire face à la concurrence du gaz et d’autres technologies.

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À retenir

• Le gouvernement a annoncé au moins 2 GW pour décembre, et les estimations vont jusqu’à 6 GW. Les rondes suivantes pourraient acheter davantage, selon les évaluations annuelles des besoins et la concurrence du gaz.
• La production solaire creuse l’écart entre l’électricité bon marché à la mi-journée et le pic du soir, ce qui accroît le besoin de batteries pour transférer l’énergie d’une période à l’autre.
• L’opérateur du système estime à 43 % le risque de déficit d’approvisionnement en 2030, malgré les achats de capacité de mars. Ce besoin persistant plaide en faveur de nouvelles possibilités d’enchères jusqu’en 2029.
• Les scénarios de l’EPE indiquent que le marché des batteries pourrait atteindre 69 GW d’ici 2055. Le plan à court terme se rapproche déjà des trajectoires de croissance les plus rapides. Les volumes mis aux enchères contribueront à déterminer à quelle vitesse ce potentiel se traduira par des projets contractualisés.

L’EPE prévoit désormais neuf fois plus de batteries qu’il y a deux ans

L’EPE a envisagé pour la première fois les batteries dans le mix de capacité du Brésil dans le PDE 2034, à hauteur de 800 MW. L’édition suivante, le PDE 2035, a porté ce chiffre à 6,6 GW à partir de 2028. Le PDE 2036, soumis à consultation jusqu’au 6 novembre, prévoit 7,2 GW. Selon les coûts de référence de l’organisme de planification, cela représente environ 40 milliards de réals brésiliens (R$) d’investissements.

La majeure partie de la hausse est intervenue avec le PDE 2035, alors même que le coût des batteries par kW retenu par l’organisme de planification a à peine évolué. Le principal changement concernait la modélisation : les batteries pouvaient être mises en service dès 2028, trois ans plus tôt, sous la forme de systèmes de quatre heures adaptés aux rampes de demande du soir suivies par l’organisme. Dans le même temps, les coûts des turbines à gaz ont augmenté tout au long de la chaîne d’approvisionnement, en partie sous l’effet de la demande des centres de données.

Les enchères de capacité de décembre, appelées LRCAP, constituent la première occasion de concrétiser ce plan. Si les enchères de décembre portent sur au moins 2 GW, comme l’a annoncé le gouvernement, et jusqu’à 6 GW, selon les estimations du secteur, au moins 1,2 GW du plan 2036 restera à attribuer lors de rondes ultérieures. Le régulateur a approuvé le règlement définitif des enchères le 27 octobre, sans préciser de volume ; le ministère de l’Énergie le fixe avant l’ouverture de chaque enchère.

L’intérêt du marché n’est pas un facteur limitant : les développeurs ont enregistré 296,8 GW de projets de batteries avant la phase de qualification (EPE, août 2026).

La croissance du solaire renforce le besoin de batteries pour transférer l’énergie vers le soir

Le marché de gros brésilien compte quatre zones de tarification régionales, appelées sous-marchés, chacune ayant son propre prix spot horaire. Le graphique ci-dessous porte sur la zone Sud-Est/Centre-Ouest (SE/CO), où les prix sont restés au plancher réglementaire pendant la plupart des heures jusqu’en 2023. À partir de 2024, la mi-journée est devenue la période la moins chère. La capacité solaire installée dans la zone a plus que triplé entre 2022 et 2026, pour atteindre 39 GW, dont la majeure partie provient de systèmes en toiture et de petites installations.

Avec la baisse des prix à la mi-journée, l’écart entre le prix horaire moyen le plus élevé et le plus bas d’une journée a plus que quadruplé entre 2024 et 2026. Les prix sont désormais au plus bas à la mi-journée et culminent après le coucher du soleil. L’EPE décrit le même problème : des excédents en journée, alors que le système a besoin d’électricité et de flexibilité en début de soirée. Les batteries peuvent contribuer à répondre à ce besoin en stockant les excédents de la journée pour les utiliser lors du pic du soir.

L’élargissement des écarts de prix témoigne du besoin de flexibilité du système, mais selon nos estimations, le seul arbitrage sur le marché ne couvrirait pas l’intégralité du coût d’une nouvelle batterie. En annualisant les prix observés jusqu’à présent en 2026, une batterie de quatre heures effectuant un cycle par jour avec une anticipation parfaite, après prise en compte des coûts de recharge et des pertes correspondant à un rendement aller-retour de 85 %, générerait environ 300 000 R$/MW par an dans la zone SE/CO. Ce montant est égal ou inférieur aux coûts annuels d’exploitation, aux taxes et aux frais de réseau d’une batterie calculés selon les coûts de référence de l’EPE, et ne laisse rien pour couvrir son coût de construction.

Selon les règles des enchères, les lauréats perçoivent plutôt un paiement fixe de capacité, tandis que les gains et pertes liés à la recharge et à la décharge sont imputés au compte de réserve de capacité du système. Les investisseurs participant aux enchères doivent donc fonder leur modèle économique sur ce paiement fixe.

Le déficit de fiabilité justifie des enchères annuelles de capacité jusqu’en 2029

Les deux enchères de capacité de mars ont contractualisé 19,5 GW, principalement au gaz, mais cela n’a pas suffi. Le dernier plan d’exploitation de l’opérateur du système estime toujours le risque de déficit d’approvisionnement à environ 20 % en 2027 et 43 % en 2030, pour une limite de 5 %.

Les batteries mises aux enchères en décembre ne commenceront à fournir de l’électricité qu’en août 2028 et ne pourront donc pas combler le déficit de 2027. Le déficit projeté persiste alors même que la demande de pointe en 2025 a été inférieure aux prévisions de l’organisme de planification.

Le plan décennal de l’EPE prévoit 19,6 GW de capacité supplémentaire d’ici 2036, stockage compris. Pour répondre à ce besoin, le gouvernement a programmé une enchère de capacité au second semestre de chaque année, de 2027 à 2029, en vertu de la Portaria Normativa 143/2026. Chaque enchère dépendra d’une évaluation annuelle des besoins par l’organisme de planification et l’opérateur du système.

Avec celles de décembre, ces enchères constituent la principale voie d’accès au marché pour les batteries raccordées au réseau jusqu’en 2029. La seule autre possibilité est la passation de marchés au cas par cas pour des batteries en tant qu’actifs du réseau.

Les rondes ultérieures seront neutres sur le plan technologique, mais les batteries partent avec un avantage. Le plan au moindre coût de l’EPE retient 7,2 GW de batteries contre 4,8 GW de centrales thermiques, tandis que l’hydroélectricité par pompage-turbinage ne fait son apparition qu’en 2035. Jusqu’en 2029, le principal concurrent sera le gaz.

L’éolien et le solaire montrent la voie que les enchères pourraient ouvrir au stockage

Le Brésil a déjà utilisé les enchères pour donner une impulsion à de nouvelles technologies. L’éolien a remporté ses premiers contrats aux enchères en 2009, et le solaire à grande échelle en 2014. En 2022, les enchères réglementées avaient contractualisé 19,6 GW d’éolien et 5,6 GW de solaire.

Une fois ces technologies établies, la croissance s’est déplacée vers le marché libre, à mesure que la demande des distributeurs s’essoufflait. Aujourd’hui, moins d’un quart du solaire à grande échelle installé au Brésil bénéficie d’un contrat issu d’enchères réglementées.

Les enchères de capacité pourraient désormais jouer le même rôle de tremplin pour le stockage, avec un contrat de capacité plutôt qu’un contrat d’énergie.

Dans les scénarios de l’EPE, le marché à long terme pourrait atteindre dix fois le plan de 2036, principalement après 2040

Le Plan national de l’énergie de l’EPE (PNE 2055) prévoit une capacité de batteries de 29,6 GW d’ici 2055 dans le scénario le plus lent et de 69,0 GW dans le scénario le plus rapide, qui atteint la neutralité carbone en 2050. Les trois scénarios prévoient une croissance substantielle, même si la majeure partie intervient après 2040.

Le dernier plan décennal soulève la question de savoir si une plus grande part de cette croissance pourrait survenir avant 2040. Les 6,4 GW prévus d’ici 2035 se rapprochent des deux scénarios les plus rapides, qui tablent sur 8,2 à 8,4 GW, contre 2,2 GW dans le scénario le plus lent. Mais la transformation de cette ambition de planification en projets d’investissement à court terme dépend largement des volumes de capacité que le gouvernement achètera.

Les batteries devront également faire face à la concurrence. Les scénarios à long terme prévoient au moins 9 GW d’hydroélectricité par pompage-turbinage d’ici 2055, une autre solution pour répondre aux besoins de stockage du système.

Pour les investisseurs, ces scénarios donnent une indication de l’ampleur potentielle du marché au-delà des premières enchères. Les évaluations annuelles des besoins et les volumes mis aux enchères permettront de mieux déterminer quand cette opportunité se concrétisera, tandis que le développement d’autres sources de revenus pourrait l’élargir.

La rentabilité de l’investissement repose d’abord sur le contrat de capacité

Pour les investisseurs, le marché brésilien des batteries s’ouvre en décembre. Le contrat de capacité fournit un revenu prévisible aux projets, et les besoins persistants en capacité laissent entrevoir de nouvelles enchères jusqu’en 2029. Les rondes ultérieures mettront les batteries en concurrence avec d’autres technologies.

D’autres voies pourraient se développer, notamment le négoce d’électricité et les services auxiliaires, ainsi que l’achat au cas par cas de batteries en tant qu’actifs du réseau. Leur potentiel d’investissement dépendra des revenus disponibles et des règles encadrant la participation et le cumul des sources de revenus.

Pour les investisseurs qui se lancent par le biais des enchères de capacité, la question décisive est le prix du contrat. La décision d’investissement dépend de l’obtention d’un contrat à un prix couvrant la construction, l’exploitation et les obligations de fourniture.

La partie 2 examine ces engagements ; la partie 3 étudie jusqu’où les soumissionnaires peuvent baisser leurs prix.