Le Brésil vit un paradoxe énergétique : alors que la capacité solaire et éolienne augmente, une partie importante de cette électricité est gaspillée. Comprendre pourquoi cela se produit et comment transformer le gaspillage en valeur est vital pour ceux qui s’intéressent à l’énergie propre et à l’habitat efficace.
| Pas de temps ? Voici l’essentiel : |
| ✅ Le Brésil a réduit environ 20 % de sa production solaire et éolienne en 2025, un volume équivalent à 10 mois de Belo Monte ⚡ |
| ✅ Utilisez la flexibilité de la consommation (tarifs horaires, automatisation, chargement intelligent) pour profiter de l’énergie diurne 🌞 |
| ✅ Évitez le piège de installer de la production sans planifier le stockage ou la gestion de la demande ; intégrez des batteries et le contrôle des charges 🔋 |
| ✅ Priorités : batteries, renforcement de la transmission, contrôle de la GD, pompes réversibles, nouvelles charges comme les centres de données 🏗️ |
Le Brésil perd l’équivalent de l’énergie générée par la centrale de Belo Monte dans les sources renouvelables : dimension du gaspillage et impact au quotidien
En 2025, les coupes opérationnelles appliquées par l’Opérateur National du Système Électrique ont entraîné le rejet d’environ 20 % de l’énergie solaire et éolienne qui aurait pu être produite. En chiffres moyens, cela a signifié environ 4 021 MW tout au long de l’année, une grandeur comparable à celle de découpler Belo Monte pendant 10 mois. Pour ceux qui envisagent un toit solaire, un condominium avec photovoltaïque ou un microgénérateur éolien, c’est un avertissement clair : il y a de l’énergie, mais le système a du mal à l’absorber lorsqu’elle arrive toute en même temps.
Les données compilées par Volt Robotics montrent qu’en au moins 16 jours, le système a fonctionné près de la limite de sécurité en raison de l’excès d’offre pendant la journée — un scénario beaucoup plus critique qu’en 2024, où il n’y a eu qu’un jour à ce niveau. Le risque augmente pendant les week-ends, lorsque l’industrie et le commerce réduisent leur consommation, mais que la production solaire reste élevée. Les lundis, la réduction due à l’excès tourne autour de 1 040 MW moyens ; les dimanches, elle monte à environ 5 135 MW moyens. Le tableau est paradoxal : trop d’énergie de jour et un manque au début de la nuit, obligeant le recours aux centrales thermiques.
Pour dimensionner ce qui est perdu, le cabinet a estimé des équivalences concrètes. L’électricité manquante aurait pu alimenter, pendant un an, toute la flotte de véhicules électriques du pays (environ 600 000 unités) ou maintenir 40 centres de données de grande taille en fonctionnement pendant la même période. En termes de ménages, nous parlons d’une consommation mensuelle d’environ 16 millions de foyers. Ce n’est pas un chiffre abstrait — c’est la différence entre lumière et blackout, entre tarif stable et coût croissant, entre efficacité et gaspillage.
Du point de vue de l’architecture et du confort environnemental, ce décalage affecte les décisions de projet et d’exploitation. Un bâtiment avec une haute inertie thermique et de l’automatisation permet de “charger” le froid (ou la chaleur) lorsque l’énergie est abondante et bon marché, et de libérer cette réserve au pic. En revanche, un condominium sans stratégie de gestion de la demande contribue involontairement à la “montagne” de consommation à 18 heures, lorsque le soleil se couche et que le système demande de l’aide. Vous percevez comment la manière d’utiliser l’électricité pèse autant que la technologie de génération ?
Il y a aussi le coût systémique du curtailment : pertes estimées à 6,5 milliards de R$ en 2025 pour les producteurs qui ont été contraints de s’arrêter alors qu’ils avaient des contrats en cours. Ce déséquilibre freine les investissements et génère des disputes réglementaires, car quelqu’un paie la note — et, à la fin, elle a tendance à se répercuter sur le tarif. L’apprentissage est clair : l’énergie renouvelable est excellente, mais elle a besoin de flexibilité, de stockage et de signaux de prix intelligents pour devenir un véritable confort, des factures plus petites et moins d’émissions.
Si la photographie ci-dessus montre l’ampleur du problème, l’étape suivante consiste à comprendre les causes avec précision pour agir de manière ciblée, à la maison, dans les condominiums et dans les villes.
Pourquoi le Brésil gaspille-t-il de l’énergie équivalente à Belo Monte : curtailment, surproduction diurne et goulets d’étranglement du réseau
Le cœur du problème réside dans le curtailment, la réduction contrôlée de la production pour éviter que l’offre dépasse la demande à des niveaux dangereux. L’ONS applique cette pratique pour préserver la stabilité du système, car les déséquilibres peuvent entraîner des interruptions généralisées. Dans un pays qui a ajouté de la capacité solaire et éolienne à un rythme accéléré, notamment dans le Nord-Est et le Centre-Ouest, la courbe de production diurne est devenue un « poing » d’énergie qui ne trouve pas toujours qui consommer — ou par où évacuer vers les centres de charge.
La génération distribuée (GD) compte aujourd’hui plus de 42 GW de capacité installée et devrait atteindre quelque chose de proche de 50 GW d’ici 2028. Cette énergie, majoritairement provenant de toits et de petits parcs à proximité de la consommation, injecte de l’électricité “de l’extérieur” du contrôle direct de l’ONS. Comme il n’y a pas de moyen de limiter la GD en temps réel de manière extensive, les coupures tombent sur les centrales du système centralisé. Ce n’est pas un hasard si le Ministère des Mines et de l’Énergie a reconnu que la question est devenue structurelle, nécessitant de nouvelles règles et des solutions coordonnées.
Il est important de noter un point de débat : des entités du secteur de la GD soutiennent que les panneaux hors du réseau centralisé ne sont pas seuls responsables du curtailment, puisque cela représente moins de la moitié de la capacité éolienne et solaire du pays. Ils affirment que le problème réside dans la croissance désordonnée de la production centralisée dans des zones sans réseau robuste et dans la lenteur de l’expansion de la transmission. Les deux lectures ne s’excluent pas. Si le réseau ne suit pas la vitesse de la nouvelle production — qu’elle soit centralisée ou distribuée —, le “bouchon” électrique s’installe.
Outre le réseau, il y a la dynamiques de la demande. Les week-ends, la fermeture d’usines et de commerces fait chuter la consommation alors que la production solaire continue à plein régime. Le résultat est que des pics de surplus se produisent à midi et des rampes abruptes en fin d’après-midi, lorsque le système doit augmenter la production ferme. Ce “creux” et “pic” quotidiens imposent des coûts, y compris le recours aux thermiques pour maintenir la tension et la fréquence lorsque le soleil disparaît.
L’ONS et l’Aneel discutent des ajustements réglementaires importants : une plus grande contrôlabilité de la GD, des enchères pour le stockage, des tarifs plus dynamiques et des incitations pour de nouvelles charges électro-intensives (comme les centres de données) pour consommer l’excédent diurne. L’Opérateur rappelle que les effets sont graduellement et dépendent de facteurs structurels et comportementaux. En d’autres termes, l’ingénierie et la régulation avancent ensemble — et le comportement des consommateurs complète l’équation.
Pour ceux qui conçoivent ou exploitent des bâtiments, la synthèse est pratique : si le réseau souffre de pics et de creux, les bâtiments et les quartiers peuvent agir comme des “amortisseurs”, consommant plus lorsqu’il y a un surplus et moins au pic. C’est le fil conducteur pour les solutions du prochain bloc.
Solutions pour capter l’énergie gaspillée : stockage, tarifs horaires et flexibilité de consommation
Lorsque l’énergie est en surplus au milieu de la journée, l’idéal est de stocker et de retarder une partie de l’utilisation pour le début de la nuit. Cela se fait avec des batteries à l’échelle du réseau et dans les bâtiments, avec des hydroélectriques à fil d’eau fonctionnant comme des batteries via pompage réversible, et avec une gestion de la demande qui modifie les horaires de consommation.
Stockage dans des batteries et “hydroélectriques comme batteries” 🔋
Des enchères pour des batteries à l’étude dans le pays tendent à stimuler des projets utilitaires et hybrides (solaire + batterie). Dans les condominiums, des banques d’ions de lithium ou de fer-phosphate peuvent déplacer des charges de climatisation et d’ascenseurs. Dans les régions avec des réservoirs, utiliser l’énergie diurne pour bomber de l’eau augmente la flexibilité nocturne, transformant les hydroélectriques en grands accumulateurs. Ce sont des investissements avec un CAPEX significatif, mais avec des bénéfices systémiques : moins de curtailment, moins de thermiques et plus de stabilité.
Tarifs horaires et automatisation des charges ⏱️
L’extension des tarifs horaires envoie un signal de prix simple : énergie bon marché le jour, chère au pic. Avec l’automatisation, vous programmez des chauffe-eaux, des refroidisseurs, l’irrigation et des chargeurs de véhicules pour fonctionner dans des créneaux avantageux. Même là où le tarif blanc est limité, des contrats spéciaux et des programmes de réponse à la demande signalent déjà l’efficacité économique pour ceux qui adaptent leur profil de consommation.
Chargement intelligent de véhicules électriques 🚗
Si toute la flotte se connecte à 19 heures, le problème empire. La solution est d’adopter un chargement “solar-friendly” : prioriser 10h–16h, offrir des remises dans les garages d’entreprise et appliquer des logiciels qui distribuent la puissance entre les places. Pour les flottes, le “opportunity charging” tout au long de la journée et des batteries stationnaires évitent les pics nocturnes.
- 🌞 Anticiper la consommation thermique : refroidir/chauffer les espaces avant le pic et utiliser l’inertie du bâtiment.
- 🔋 Installer des batteries modulaires : commencer petit (20–100 kWh) et étendre au fur et à mesure que l’économie se vérifie.
- ⏱️ Programmer des charges : laveries, piscines, pompes et recharge de VEs durant les heures de forte production solaire.
- 🧠 Automatisation : utiliser des contrôleurs qui répondent au prix, à l’irradiance et à la demande du bâtiment.
- 🛰️ Surveillance : mesurer la production, la consommation et le facteur de charge pour corriger les trajectoires chaque mois.
Pour aider à la planification, le tableau ci-dessous synthétise mesures, impact et maturité technologique.
| 📌 Mesure | 🎯 Impact sur le curtailment | 💰 Coût relatif | 🧪 Maturité |
|---|---|---|---|
| Batteries dans les bâtiments | Élevé en consommation locale ; déplace 1–4 h de charge | Moyen | Élevée (solutions commerciales) |
| Pompage réversible | Très élevé à l’échelle du système | Élevé | Moyenne/Élevée (utilise l’infrastructure hydraulique) |
| Tarifs horaires | Moyen ; encourage la migration de consommation | Bas | Élevée (réglementation en expansion) |
| Chargement intelligent de VEs | Moyen/Élevé dans les zones urbaines | Bas/Moyen | Élevée (logiciels sur le marché) |
| Nouvelles charges (centres de données, dessalement) | Élevé dans les régions avec surplus diurne | Élevé | Moyenne (dépend des politiques) |
Lorsque ces éléments se combinent — stockage, prix, automatisation et nouvelles charges — le gaspillage se transforme en énergie utile. Vous voulez un premier pas ? Programmez aujourd’hui les charges “déplaçables” du condominium pour les horaires solaires et mesurez le résultat pendant un mois.
Coûts et opportunités : pertes de milliards, sécurité du système et chance d’une nouvelle économie électrique
Le curtailment n’est pas seulement un inconvénient technique ; il a un prix et influence les investissements. On estime que les pertes pour les producteurs ont atteint 6,5 milliards de R$ en 2025, car des centrales avec des contrats fermes ont été contraintes de réduire leur production. Comme l’engagement de livraison demeure, le producteur peut être amené à acheter de l’énergie chez des tiers, transformant l’énergie renouvelable “non livrée” en passif financier. Cela génère de l’insécurité et peut retarder des parcs, des lignes et des usines de composants.
Des avancées sont en discussion : une loi récente prévoit des compensations dans certaines situations, et le Ministère des Mines et de l’Énergie a ouvert des consultations publiques pour structurer des mécanismes de dédommagement et des enchères spécifiques de flexibilité. Des entités sectorielles, comme l’Abeeólica et l’Absolar, défendent qu’un cadre clair va “débloquer” les investissements. Sans prévisibilité, les projets restent dans les tiroirs. Avec des règles et un signal de revenus pour la flexibilité, des niches apparaissent comme centrales hybrides (solaire + éolien + batterie) et des contrats basés sur capacité, pas seulement sur l’énergie.
Un autre axe est l’attraction de nouvelles charges électro-intensives. Les centres de données, par exemple, peuvent ancrer la consommation diurne — et le pays voit déjà des mouvements dans cette direction. Dans les régions avec un surplus solaire, des usines d’hydrogène vert et de dessalement peuvent également agir comme des “éponges” énergétiques, consommant lorsqu’il y a surplus et réduisant lorsque le système atteint le pic. Cela crée des emplois, stabilise les tarifs et donne une destination productive à l’énergie actuellement courte.
Pour les consommateurs et les syndics, l’opportunité est de réduire les coûts opérationnels avec des contrats qui valorisent la consommation hors pointe et adoptent la réponse à la demande. Les bâtiments commerciaux signent des accords avec des agrégateurs pour réduire la charge entre 18h et 21h en échange d’une rémunération. Dans le logement multifamilial, des chambres froides, des pompes de piscine, des ascenseurs et l’éclairage des espaces communs peuvent composer un portefeuille de charges flexibles géré par un logiciel — avec des alertes et des objectifs mensuels.
Un cas illustratif : le “Résidential Aurora”, un immeuble de 18 étages dans le nord-est du pays, a installé 80 kWp de solaire, 60 kWh de batteries et une automatisation simple. La stratégie était de refroidir les espaces communs entre 11h et 16h, de charger la batterie durant cette période et de programmer les ascenseurs en mode économique au pic. Résultat après six mois : réduction de 23 % de la demande de pointe et baisse de 12 % de la facture, sans perte de confort. Le gain supplémentaire ? Moins de stress sur le réseau local, aidant le système à absorber l’énergie solaire du quartier.
À l’échelle du pays, le message est pragmatique : le gaspillage équivalent à Belo Monte peut se transformer en compétitivité industrielle, en factures réduites et en un air plus pur, à condition de rémunérer la flexibilité et de planifier le réseau en même temps que la production. La prochaine étape consiste à l’intégrer dans vos maisons.
Comment adapter les maisons et les condominiums : étapes pratiques pour utiliser l’énergie déjà disponible
Transformer le gaspillage en bénéfice commence à la maison. Ci-dessous, un plan pratique, pensé pour les bâtiments résidentiels, les condominiums horizontaux et les petites entreprises qui souhaitent aligner leur consommation avec la courbe solaire et alléger le pic nocturne.
Plan de 30 jours pour réduire le pic et valoriser l’énergie solaire 🌞
Semaine 1 : faites un diagnostic des charges. Listez ce qui est “déplaçable” (buanderie, pompes, climatisation des espaces communs), ce qui est “critique” (ascenseurs, éclairage de sécurité) et ce qui est “flexible” (garage de VEs). Implémentez une mesure de base par circuit et définissez des objectifs simples, comme déplacer 20 % de la consommation de 18h à 21h vers 10h à 16h.
Semaine 2 : programmez l’automatisation. Des temporisateurs et des contrôleurs Wi-Fi résolvent déjà une bonne partie : le chauffage de l’eau, la filtration des piscines et les chambres froides doivent fonctionner davantage pendant la période solaire. Introduisez des règles de confort : refroidissez les salons et les réceptions avant le pic en utilisant l’inertie thermique.
Semaine 3 : ajustez la politique de recharge des VEs. Établissez des tarifs internes différenciés selon l’heure et une incitation pour ceux qui chargent entre 10h et 16h. Si possible, mettez en place un équilibrage dynamique : diviser la puissance entre les places actives, en priorisant les créneaux avec la plus grande production photovoltaïque.
Semaine 4 : évaluez les batteries modulaires et un PPA (contrat d’énergie) avec un tarif horaire, si disponible. Des batteries de 20 à 100 kWh peuvent déjà changer la donne pour des bâtiments moyens. Avec un contrat qui réduit le coût de l’énergie diurne, l’automatisation commence à “poursuivre” le prix, l’irradiance et la demande locale.
- 🔍 Audit rapide des charges et objectifs hebdomadaires.
- 🕹️ Automatisation des équipements non critiques.
- 🔌 Politique de recharge intelligente pour VEs.
- 🔋 Batterie initiale et expansion selon le retour.
- 📈 Surveillance mensuelle avec ajustements fins.
Pour inspirer, recherchez des références pratiques et techniques. La sélection ci-dessous aide à plonger dans le stockage et la gestion de la consommation.
À la fin des 30 jours, répétez les mesures et consolidez un “avant et après”. L’objectif est clair et mesurable : réduire la demande en début de soirée, augmenter l’utilisation de l’énergie solaire locale et prouver que confort et efficacité vont de pair. Si vous devez faire un seul pas aujourd’hui, faites l’inventaire des charges et définissez quels trois équipements vous pouvez déplacer en milieu de journée.
Source : www1.folha.uol.com.br
