fr.wedoany.com Rapport : Le conseil d’administration de l’Agence nationale de l’énergie électrique (ANEEL) évaluera ce mardi (28) s’il lance une consultation publique sur les documents d’appel d’offres pour le premier achat national de systèmes de stockage d’énergie par batteries.
La proposition a été élaborée conjointement par le Secrétariat aux enchères et le Bureau de la régulation du marché de l’électricité et des services de production. Les services techniques recommandent que la consultation publique se déroule du 30 juillet au 14 septembre, soit une durée de 46 jours.
L’enchère de réserve de capacité sous forme de puissance, prévue pour le 2 décembre 2026, permettra d’acquérir des systèmes capables de stocker de l’énergie électrique et de la fournir au Système interconnecté national (SIN) lorsque l’exploitation le nécessite. La date de début de fourniture est fixée au 1er août 2028. Les projets retenus recevront un revenu annuel fixe pendant 15 ans, payé mensuellement, avec des déductions en fonction des performances des équipements.
L’ANEEL avait initialement suggéré au ministère des Mines et de l’Énergie (MME) de réduire la durée du contrat de 15 à 10 ans et de modifier le mécanisme d’enchères. Ces suggestions n’ont toutefois pas été retenues dans les directives publiées par le ministère.
Selon le projet de document d’appel d’offres, seuls les systèmes indépendants peuvent participer à l’enchère. Cela signifie que les projets doivent disposer de leur propre structure d’autorisation, de comptage et d’exploitation, même s’ils partagent un point de raccordement avec un centre de production. Les systèmes colocalisés (installés dans un centre de production et associés à la même autorisation) ne sont pas autorisés à soumissionner. Les batteries indépendantes peuvent être combinées avec des centrales électriques, à condition de ne pas limiter les ordres de charge et de décharge définis par l’Opérateur national du système électrique (ONS) et de ne pas compromettre les contrats existants dans l’environnement réglementé.
Chaque projet doit avoir une puissance d’au moins 30 MW et une capacité de décharge continue d’au moins 4 heures. Le système doit se recharger complètement en 6 heures et maintenir un rendement énergétique d’au moins 85 %. Le fonctionnement peut atteindre deux cycles complets par jour, avec un maximum de 366 cycles par an. Les projets doivent également satisfaire aux exigences techniques en matière de raccordement, de sécurité d’exploitation et de constitution du réseau (mode réseau). Le projet stipule également que les cellules, les onduleurs et les convertisseurs bidirectionnels doivent être neufs, jamais utilisés commercialement, remis à neuf ou refabriqués. Seule la réutilisation des équipements de génie civil, auxiliaires ou de transport d’électricité est autorisée. Les entités souhaitant participer doivent enregistrer leurs projets auprès de l’Entreprise de recherche énergétique (EPE) avant le 31 juillet à midi et obtenir la certification technique nécessaire pour participer à l’enchère.
Le coût d’achat des batteries sera réparti exclusivement entre les producteurs d’électricité via les frais de réserve de capacité sous forme de puissance. La Chambre de commercialisation de l’énergie électrique (CCEE) signera des contrats avec les soumissionnaires retenus au nom des producteurs. Ces frais couvriront également l’électricité nécessaire à la charge des batteries, calculée sur la base d’un rendement énergétique minimal de 85 %. Si la consommation interne dépasse la limite de 15 % de l’électricité utilisée, le coût excédentaire est supporté par le propriétaire du système et déduit de son revenu mensuel fixe. Le vendeur est également responsable des pertes d’électricité entre le point de comptage indépendant de la batterie et le point de raccordement au SIN. Selon les services techniques de l’ANEEL, cette répartition évite aux producteurs supportant les frais de subir des coûts supplémentaires dus à l’inefficacité des systèmes contractuels.
Le contrat prévoit différentes pénalités en cas de défaillance d’exploitation. La violation des ordres de charge et de décharge de l’ONS entraînera une redevance équivalente à 1,15 fois le revenu unitaire fixe correspondant à la puissance non livrée. En cas de non-respect des exigences de disponibilité de puissance contractuelle, la pénalité proposée est de 1,10 fois le revenu unitaire fixe. Les indisponibilités planifiées doivent être notifiées à l’ONS à l’avance ; pendant cette période, le projet est exempté de l’obligation de fournir la puissance contractuelle. En revanche, les indisponibilités forcées ne libèrent pas de l’obligation et n’exemptent pas des pénalités. Le non-respect des exigences minimales de contenu local peut également entraîner la résiliation du contrat. Les projets doivent utiliser des équipements certifiés par le système CFI géré par la Banque nationale de développement économique et social (BNDES). Le projet propose également d’interdire le remplacement du système contractuel ou la fourniture de puissance par d’autres batteries, centrales électriques ou membres de la CCEE, une mesure visant à garantir que l’ONS puisse prévoir les ressources réellement disponibles dans l’exploitation du système électrique.
