L’Agence nationale de l’énergie électrique (ANEEL) organisera les premiers appels d’offres de réserve de capacité (LRCAP) exclusivement dédiés aux batteries du Brésil les 2 et 4 décembre, avec des contrats de capacité d’une durée de 15 ans à compter d’août 2028.

Les projets conformes aux règles relatives au contenu local concourent en premier, et les capacités qu’ils obtiendront pourraient réduire la capacité d’injection disponible pour les projets équipés de matériel importé. Ce risque s’ajoute à une concentration déjà élevée des projets enregistrés dans le Nordeste, qui représente environ sept MW enregistrés sur dix, mais seulement près d’un quart de la capacité d’injection disponible.

Pour les investisseurs, la position du projet sur la limite partagée du réseau est donc déterminante. Remporter l’appel d’offres implique aussi de financer la construction : les promoteurs ne peuvent pas céder le contrôle à un acteur extérieur au groupe entre l’octroi de la concession et la mise en service, et le contrat de 15 ans laisse au vendeur les coûts liés aux performances et les pénalités.

La première partie de cette série d’analyses présentait le plan du Brésil pour les batteries. Dans cette deuxième partie, nous commençons par le déroulement de l’appel d’offres et examinons où les projets peuvent concourir, ainsi que les interactions entre les appels d’offres réservés au stockage national et ceux ouverts à tous. Nous analysons ensuite les revenus, les coûts d’exploitation et les risques liés au contrat. Enfin, nous abordons les garanties et l’engagement de construire.

La troisième partie analyse le prix nécessaire pour honorer ces engagements.

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Principaux points à retenir

• Le choix du point de raccordement influe sur la compétitivité de l’offre d’un projet. Le bonus géographique permet aux projets admissibles de proposer un prix environ 11 % supérieur à celui de concurrents sans bonus, tout en obtenant le même classement.
• Les équipements à contenu local donnent aux projets un accès prioritaire à la capacité d’injection. Les capacités attribuées le 2 décembre réduisent celles qui resteront pour l’appel d’offres ouvert du 4 décembre, auquel les projets utilisant du matériel importé pourront participer.
• Le contrat à revenu fixe expose les vendeurs aux retards de livraison et aux pénalités pour indisponibilité, sans possibilité de tirer profit de l’arbitrage. Un échec complet à un test de capacité coûte plus d’un mois de revenus, et les pénalités ne sont pas plafonnées sur l’année ; l’offre doit couvrir ce risque.
• Les développeurs ne disposant pas d’un soutien financier suffisant doivent trouver un partenaire avant de soumettre une offre. Une offre de 200 MW exige 120 millions de R$ de garantie d’exécution, ainsi que 120 millions de R$ de capitaux propres admissibles au bilan, avant que la batterie ne génère le moindre revenu.

Les critères d’admissibilité, le réseau et les capacités financières filtrent les participants avant l’offre

L’ANEEL a publié le 29 octobre les cahiers des charges définitifs des appels d’offres n° 5 et n° 6/2026. Ils définissent qui peut participer, où les projets peuvent se raccorder, ainsi que les garanties et les capitaux propres que les soumissionnaires doivent justifier.

Chaque système de stockage doit être autonome : il se recharge uniquement à partir du réseau et est piloté par l’Opérateur national du système électrique (ONS). Les systèmes colocalisés, construits à proximité d’une centrale et pouvant se recharger à partir de celle-ci, ne sont pas admissibles. Le partage d’un poste ou d’une ligne est autorisé, à condition que chaque projet dispose de son propre comptage et de ses propres contrats d’utilisation du réseau.

Les concessionnaires de transport peuvent participer directement ; les distributeurs, non. Les entreprises étrangères participent par l’intermédiaire d’une société de projet brésilienne.

Un point de raccordement très disputé peut compter davantage que la demande nationale

La capacité d’injection totale du Brésil peut être importante, mais les projets peuvent se heurter à une forte concurrence sur certains points de raccordement. L’ONS limite l’injection au niveau des postes, des groupes partageant des lignes et de zones plus vastes. Ces limites déterminent la capacité que chaque projet peut obtenir.

Le volume attribué dépend de la demande fixée par le ministère des Mines et de l’Énergie (MME) et des règles de l’appel d’offres, tandis que les limites partagées du réseau restreignent les possibilités de raccordement des projets. La capacité annoncée pour un point de raccordement ne peut être considérée indépendamment de celle des points voisins. Dans neuf zones du Nordeste et du nord du Minas Gerais, 77 GW de capacités individuelles par jeu de barres sont soumis à des limites partagées totalisant 11 GW. Des projets raccordés à des postes différents peuvent donc se disputer la même capacité limitée.

Chaque soumissionnaire ne reçoit que le résultat de sa propre évaluation technique par l’Entreprise de recherche énergétique (EPE) ; il peut donc ignorer quels concurrents se disputeront la même limite du réseau. Tous les projets enregistrés ne seront pas déclarés admissibles et ne présenteront pas d’offre ; les investisseurs doivent donc envisager plusieurs scénarios de concurrence.

Le bonus géographique favorise le Nordeste par rapport aux autres régions, mais pas face à des voisins bénéficiant du même bonus

Sur les jeux de barres admissibles au bonus géographique, dont la plupart se trouvent dans le Nordeste, le prix de l’offre est multiplié par 0,9 aux fins du classement, mais les lauréats reçoivent le montant intégral proposé. Un projet peut donc proposer un prix environ 11 % plus élevé qu’un concurrent sans bonus tout en obtenant le même classement. Cet avantage disparaît face à un concurrent bénéficiant du même bonus et se disputant la même capacité d’injection ; les soumissionnaires ne doivent donc pas supposer que l’incitation leur permet de proposer un prix plus élevé.

Le bonus contribue aussi à expliquer la concentration dans le Nordeste : le MME a publié en juin la liste des jeux de barres admissibles, avant l’ouverture des inscriptions. L’EPE a sélectionné des points faibles du réseau, principalement dans le Nordeste, où les batteries capables de fonctionner en mode grid-forming peuvent aider l’ONS à contrôler la tension. Toutefois, la sélection n’a pas tenu compte de la capacité d’injection disponible : le ministère a seulement exclu les points n’ayant aucune capacité. Les jeux de barres bénéficiant du bonus totalisent 61,6 GW de capacité lorsqu’on les compte individuellement, mais ne représentent que 13,8 GW au maximum sur les 56,2 GW disponibles au niveau national après application des limites partagées.

Les projets à contenu local se disputent en premier la capacité d’injection

Les capacités attribuées le premier jour réduisent celles disponibles le 4 décembre. Les projets utilisant du matériel importé pourraient trouver moins de capacité, voire aucune, à leur point de raccordement enregistré ou dans le cadre d’une limite partagée. L’enregistrement ne réserve pas de capacité.

Une exception s’applique aux projets ayant présenté, lors de l’évaluation technique, des contrats d’utilisation et de raccordement au réseau admissibles. Si ces contrats couvrent toute la puissance injectée par le projet, l’absence de capacité restante n’exclut pas son offre lors de la première étape.

Les projets à contenu local qui ne remportent pas l’appel d’offres du 2 décembre peuvent revenir le 4 décembre. Les inscriptions montrent déjà un chevauchement important : 246 GW sur les 261 GW enregistrés pour le premier appel d’offres l’ont également été pour le second. L’évaluation, les résultats du premier jour et la localisation détermineront lesquels de ces projets seront effectivement en concurrence avec les soumissionnaires utilisant du matériel importé.

Le contenu local implique une obligation permanente. Les équipements du premier appel d’offres doivent être accrédités par la Banque nationale de développement économique et social (BNDES), et les exigences de contenu local attestées par le certificat de la banque doivent être respectées pendant toute la durée du contrat : tout manquement constitue un motif de résiliation.

Choisir du matériel importé signifie aussi concourir plus tard pour l’accès au réseau, avec un plafond inférieur : le prix initial de l’appel d’offres ouvert, c’est-à-dire le prix d’offre maximal, est de 1 580 000 R$/MW.an, contre 1 760 000 R$/MW.an pour l’appel d’offres réservé au stockage national. Les investisseurs doivent comparer les éventuelles économies sur les équipements à ce plafond inférieur et au risque que les capacités attribuées le premier jour absorbent celles dont le projet a besoin.

Le revenu fixe rend les vendeurs responsables de la livraison et des performances

Le dispositif s’apparente à un contrat de tolling : le vendeur reçoit un paiement fixe, indexé sur l’inflation, en contrepartie de la disponibilité de la batterie. Ici, toutefois, c’est l’ONS qui contrôle la charge et la décharge, et non un acheteur commercial ; tous les gains et pertes liés à la commercialisation sont versés au compte de puissance pour la réserve de capacité (CONCAP), géré par la Chambre de commercialisation de l’énergie électrique (CCEE), qui rémunère les contrats. L’offre doit donc couvrir le coût de la prestation, notamment la dégradation et les pénalités.

Le vendeur doit maintenir la capacité de stockage et le rendement requis à mesure que la batterie vieillit. Il doit donc prévoir la maintenance et les éventuels ajouts de capacité nécessaires pour maintenir les performances lors des cycles pilotés par l’ONS. Des coûts plus élevés réduisent la part du paiement conservée par le projet, puisque celui-ci n’est pas ajusté en fonction de l’utilisation réelle ni des coûts de maintenance.

Les défaillances de performance peuvent également réduire les revenus. Le non-respect d’une consigne de charge ou de décharge entraîne une pénalité, et un échec complet à un test de capacité coûte plus d’un mois de revenus. En l’absence de plafond annuel pour les pénalités, les soumissionnaires doivent intégrer une provision pour ce risque dans leur prix et obtenir des engagements des fournisseurs susceptibles de contribuer à sa gestion.

Un fonds de garantie et des prélèvements supplémentaires couvrent les défauts de paiement des entités qui financent la CONCAP. Un manque de ressources retarde le paiement, avec intérêts, au lieu de l’annuler. Le vendeur doit continuer à assurer le service pendant cette période ; les investisseurs doivent donc évaluer si le projet peut continuer à honorer le service de la dette et ses coûts d’exploitation.

La question de savoir qui paiera reste également en suspens. Selon la loi actuelle, les producteurs d’électricité paieront le prélèvement, mais l’ANEEL n’a pas encore défini la manière dont il sera réparti entre eux. Cette règle doit être en vigueur avant le début des paiements. La Chambre des députés a approuvé la procédure d’urgence pour un projet de loi qui ferait principalement supporter le prélèvement aux consommateurs, mais n’a pas encore voté sur le fond.

Les garanties et les obligations font de l’offre un engagement à construire

Avant de soutenir une offre, les investisseurs doivent déterminer quelle entreprise signera le contrat et comment la construction sera financée jusqu’à la mise en service. Il devient plus difficile de revenir sur les engagements à mesure que le projet avance, et le contrat peut créer des obligations allant au-delà des garanties.

La résiliation peut entraîner une pénalité équivalant à trois années de revenus, notamment si le projet accuse un retard de plus de 180 jours. Selon notre interprétation, cette pénalité n’est pas couverte par les garanties, ce qui rend déterminante l’identité de l’entreprise signataire. Les soumissionnaires étrangers et les consortiums incluant des fonds doivent passer par une société de projet, tandis qu’un développeur brésilien peut signer en son nom propre et inscrire l’obligation à son propre bilan.

Selon notre interprétation, la révocation d’une concession pourrait empêcher le soumissionnaire et sa société mère directe de participer aux appels d’offres de l’ANEEL pendant trois ans, étendant ainsi les conséquences au-delà du projet.

Le soumissionnaire doit maintenir les garanties pendant la construction et justifier de capitaux propres suffisants, inscrits à son propre bilan ou à celui de sa société mère. L’exigence de fonds propres est un critère de bilan, et non un deuxième dépôt en espèces. Les développeurs incapables de satisfaire seuls aux deux exigences devront trouver un partenaire avant de présenter une offre.

Les restrictions sur les transferts de contrôle limitent également les possibilités de sortie anticipée : entre l’octroi de la concession et la mise en service, le promoteur ne peut pas transférer le contrôle du projet à un acheteur extérieur au groupe. Un développeur ne peut donc pas compter sur la vente du contrôle à un tiers pendant cette période pour financer la construction.

Déterminez le revenu fixe minimal et qui assumera les obligations

Les lauréats prévoient environ 20 mois entre l’appel d’offres et le premier paiement. Les garanties de soumission doivent être constituées à partir du 18 novembre ; le plan de financement doit donc prévoir des frais financiers bien avant le début des revenus.

Trois incertitudes peuvent encore influer sur la décision :

• La loi de financement. Une modification avant les appels d’offres pourrait retarder le calendrier : le directeur général de l’ANEEL a déclaré que les cahiers des charges devraient être publiés à nouveau. Si la loi change après la signature des contrats, elle devra préciser le traitement des contrats existants.
• Le volume. Le MME ne fixe la quantité que le jour de l’appel d’offres, et le volume attribué sera moindre si peu de projets présentent une offre. Aucun soumissionnaire ne sait à l’avance quelle capacité sera mise aux enchères.
• Le lien entre les appels d’offres. L’appel d’offres ouvert doit tenir compte de la capacité de production nationale identifiée le 2 décembre, mais les règles n’expliquent pas comment. Le volume qu’il attribuera est donc incertain.

Avant d’engager des capitaux, les investisseurs doivent évaluer si le projet peut concourir pour la capacité disponible à son point de raccordement et quel revenu fixe minimal est nécessaire pour atteindre le rendement visé. Cette évaluation doit tenir compte de la capacité d’injection restante après le premier jour, du coût de financement et d’exploitation de la batterie, ainsi que de l’entreprise qui assumera les obligations. Le plan de financement doit être viable sans cession du contrôle à un acteur extérieur au groupe entre l’octroi de la concession et la mise en service.

La troisième partie calcule ce prix.