fr.wedoany.com Rapport : Une étude de simulation menée par Ampere Consultoria et TR Soluções prévoit que le phénomène super El Niño de 2026/2027 affectera les prix de l'électricité au Brésil. Selon les modèles intégrant cet impact climatique, la volatilité moyenne des prix de l'électricité pour les consommateurs basse tension en 2027 augmentera de 2,1 points de pourcentage ; à titre d'exemple, pour une entreprise de distribution hypothétique, sans El Niño, ses tarifs augmenteraient de 5 %, mais avec l'influence d'El Niño, cette hausse pourrait atteindre 7,1 %. Si l'on inclut les suppléments tarifaires (bandeiras tarifárias), l'augmentation en pourcentage de la facture d'électricité serait en moyenne de 4,5 points de pourcentage.
L'étude indique que le super El Niño perturbera les régimes de précipitations au Brésil, notamment en réduisant les pluies dans le centre-nord du pays à partir de la prochaine saison des pluies, et se répercutera sur les tarifs finaux de l'électricité via des variables telles que le PLD (prix de l'électricité sur le marché à court terme), le risque hydrologique, les charges sectorielles, les suppléments tarifaires et les coûts liés aux portefeuilles de contrats des entreprises de distribution.
Cette prévision repose sur deux trajectoires hydrologiques élaborées par Ampere Consultoria : l'une intégrant les impacts attendus du super El Niño de 2026/2027, et l'autre ne tenant pas compte de ce phénomène. Ces deux trajectoires ont été utilisées dans les simulations de TR Soluções pour estimer l'impact sur les tarifs résidentiels basse tension (sous-groupe B1). Dans le scénario intégrant le super El Niño, le niveau de stockage du Système interconnecté national (SIN) à la fin de la saison des pluies 2026/2027 est estimé à près de 70 % en avril ; dans le scénario de référence, il serait d'environ 80 % sur la même période.
Par région, le Sud est le plus touché, avec une différence moyenne de 3,3 points de pourcentage entre les deux scénarios, en raison de la proportion élevée, dans les portefeuilles de contrats des entreprises de distribution de cette région, de contrats sensibles au risque hydrologique et aux coûts des centrales contractées par disponibilité ; pour le Nord, la différence estimée est de 0,9 point de pourcentage.
En ce qui concerne les suppléments tarifaires, le scénario intégrant le super El Niño prévoit l'application d'un supplément tarifaire rouge (patamar 1 ou 2) de juillet à octobre 2027 ; les autres mois seraient similaires au scénario de référence, avec une prédominance du supplément vert au premier semestre et le déclenchement du supplément jaune pendant la saison sèche. Les recettes supplémentaires issues des suppléments tarifaires servent à couvrir une partie des coûts liés au risque hydrologique, au dispatch des centrales thermiques au-delà de l'ordre de mérite et aux coûts variables associés aux CCEAR-D. La prédominance du supplément vert au premier semestre s'explique par le fait que l'indice considéré (garantie physique lissée) ne tient pas compte de la saisonnalité des centrales hydroélectriques, ce qui entraîne un GSF lissé plus faible sur cette période.
Guilherme Ramalho de Oliveira, associé chez Ampere Consultoria, rappelle que les prévisions à long terme sont sensibles et que l'impact d'El Niño peut être perturbé au fil du temps par d'autres signaux climatiques. Helder Sousa, directeur de la régulation chez TR Soluções, ajoute que l'impact peut varier entre différentes entreprises de distribution d'une même région, en fonction des portefeuilles de contrats d'électricité de chaque concessionnaire et de leur exposition à des variables telles que le PLD, le risque hydrologique et les CCEAR-D.
