fr.wedoany.com Rapport : Lors de la 319ᵉ réunion ordinaire du Comité de surveillance du secteur électrique (CMSE), le ministère brésilien des Mines et de l’Énergie (MME) a décidé de maintenir pour 2027 les mêmes paramètres d’aversion au risque de la valeur à risque conditionnelle (CVaR) qu’en 2026, et de mettre à jour le volume d’eau minimal d’exploitation (VMinOp) pour les sous-systèmes du Nord et du Nord-Est.
Concernant les ajustements techniques spécifiques, le VMinOp du sous-système Nord passe de 28,0 % à 27,8 %, et celui du sous-système Nord-Est de 23,3 % à 23,1 %. Les VMinOp des sous-systèmes Sud-Est, Paraná et Paranapanema restent à 20 %, tandis que ceux du Sud et d’Iguaçu demeurent à 30 %. Les paramètres CVaR sont également maintenus : la CVaR du modèle d’exploitation et de tarification (Newave Híbrido) est de 15,40, et celle du modèle de planification de l’expansion et de calcul des garanties physiques (Newave REE) est de 25,35.
Le comité a discuté des défis actuels du système électrique, notamment la croissance rapide des énergies renouvelables intermittentes et la fréquence accrue des événements climatiques extrêmes, ce qui impose des exigences plus élevées aux modèles de calcul. Sur la base des discussions des 318ᵉ et 319ᵉ réunions, le CMSE recommande que le comité technique CT PMO/PLD élabore un calendrier d’amélioration à soumettre au CMSE. Ce programme vise à coordonner les méthodologies et processus de calcul utilisés par les différentes institutions dans les activités de planification, d’exploitation et de tarification, à prioriser l’évaluation de nouvelles options de modèles énergétiques, et à promouvoir des améliorations des modèles pour les rapprocher davantage de la réalité physique du système. Les axes d’amélioration incluent la convergence des modèles, le processus de mise à jour hebdomadaire de la fonction de coût futur, la nécessité de maintenir le modèle à court terme (DECOMP), la représentation des incertitudes dans les modèles à moyen terme, le raccourcissement de l’horizon temporel des modèles à moyen terme, et la mise en œuvre de l’unité de couplage hydraulique (UCH) avec discrétisation horaire dans les modèles.
En outre, la CCEE a rapporté lors de la réunion que l’intégration des centrales électriques contractées dans le cadre du LRCAP 2026 dans les modèles de calcul devrait entraîner une baisse du prix de règlement des différences (PLD), ce qui réduirait le dispatching des centrales thermiques et diminuerait la probabilité de déclenchement du drapeau tarifaire rouge. Le comité a également approuvé une directive de transparence concernant une résolution sur le dispatching de la production pour la sécurité de l’approvisionnement énergétique. L’ONS a quant à lui présenté les actions menées pour respecter la charge minimale régulée, notamment le lancement le 7 juin du premier plan d’urgence de réduction de la charge des entreprises de distribution, réduisant la charge de 1 GW afin d’équilibrer la forte production photovoltaïque décentralisée avec la faible charge pendant les jours fériés. Le CMSE a jugé cette opération sûre et efficace. L’ONS a également souligné que des mesures spéciales d’exploitation seront mises en œuvre pendant la Coupe du monde de football 2026 pour garantir la sécurité de l’approvisionnement électrique. Le CMSE a confirmé que l’approvisionnement national en électricité pour 2026 est garanti.
Concernant le paramètre CVaR, après évaluation, le CMSE a estimé que la combinaison CVaR (15,40) est la plus proche du niveau actuel d’aversion au risque. Ce paramètre est appliqué dans la planification opérationnelle depuis janvier 2025 et présente une adaptabilité suffisante à la réalité opérationnelle, comme en témoigne la forte baisse des frais de service du système (ESS) ces dernières années. Cette décision vise à offrir une stabilité au niveau d’aversion au risque afin de mieux observer les réponses aux changements de modèle. La mise à jour du VMinOp repose quant à elle sur les recommandations du comité technique, afin de l’aligner davantage sur la courbe de stockage de référence (CRef). Ces nouveaux paramètres entreront en vigueur au prochain cycle opérationnel (à partir de janvier 2027).
Sur le plan hydrométéorologique, l’énergie naturelle affluente (ENA) globale du SIN en mai représentait 84 % de la moyenne à long terme (MLT). Fin mai, le taux de stockage équivalent global du SIN était d’environ 72 %. Le CMSE a également pris connaissance des prévisions météorologiques du Centre national de surveillance et d’alerte des catastrophes naturelles (Cemaden) : au cours des deux prochaines semaines, les précipitations dans le bassin du fleuve Paraná (notamment dans le bassin du Paranapanema) seront supérieures à la moyenne, tandis qu’elles seront inférieures à la moyenne dans les bassins du Jacuí et du Bas-Uruguay. En matière d’expansion de la production et du transport, 4,4 MW de capacité de production centralisée ont été ajoutés en mai 2026. Dans le secteur du transport, de nouvelles lignes mises en service commercial incluent : les lignes C1 et C2 de 227 km chacune du terminal 500 kV Rio – Lagos, les lignes C1 et C2 de 233 km chacune de la ligne 500 kV Janaúba 6 – Capelinha 3, ainsi que la mise en service du transformateur TR3 500/138 kV Luziânia (225 MVA) dans l’État de Goiás. Sur le plan de la commercialisation, le règlement financier total du marché à court terme (MCP) en avril 2026 s’est élevé à 3,15 milliards de reais, dont 2,7 milliards ont été réglés, 322,11 millions de reais (soit 11,93 % du montant réglé) ont été déposés dans le compte de réserve énergétique (CONER), et 446,1 millions de reais sont en situation de défaut. En matière d’importation et d’exportation d’électricité, la puissance moyenne exportée vers l’Argentine en avril 2026 était de 101,5 MW (73 GWh) ; en mai (données préliminaires), la puissance moyenne exportée était de 755 MW (562 GWh), dont 98 % vers l’Argentine et 2 % vers l’Uruguay. Le CMSE continuera de surveiller la situation de l’approvisionnement national en électricité.
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