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  "bodyMarkdown": "# Réseau électrique au Brésil – structure et goulots d’étranglement\n\nLe SIN, les rôles des institutions brésiliennes et pourquoi les goulets locaux ne signifient pas un manque de production.\n\nAuthor: NiLu\nLocale: fr\nPublished: 2026-08-09\nUpdated: 2026-08-09\nCanonical: https://blog.nilu.pro/fr/blog/reseau-electrique-bresil/\nMarkdown: https://blog.nilu.pro/fr/blog/reseau-electrique-bresil.md\nJSON: https://blog.nilu.pro/fr/blog/reseau-electrique-bresil.json\n\n## En bref\n\n- SIN interconnecte quatre sous-systèmes – Sud, Sud-Est/Centre-Ouest, Nord-Est et la majeure partie du Nord –, ce qui permet de transférer l'énergie entre les régions et d'exploiter la diversité hydrologique.\n- MME subventionne, EPE planifie, ANEEL régule, ONS exploite le SIN et les distributeurs connectent les charges : des rôles distincts, documentés dans la loi et le décret, et non dans les conventions du marché.\n- La charge de SIN a augmenté 1,6% dans l'accumulation de 2025 (ONS) ; la capacité de flux de production restante (note technique ONS/ANEEL/EPE) mesure autre chose : la marge pour les projets de nouvelle génération, pas le service de charge.\n- Dans le Mato Grosso, le diagnostic EPE pour le GET Centre-Ouest souligne des restrictions de chargement liées aux charges d'irrigation nocturnes, avec des couloirs et des sous-stations nommés – et non un manque de production dans le pays.\n\n## Sommaire\n\n- [Qu'est ce que SIN](#o-que-e-o-sin)\n- [Qui fait quoi](#quem-faz-o-que)\n- [Charge du système par rapport à la capacité de génération de flux](#carga-do-sistema-vs-capacidade-de-escoar-geracao)\n- [Deux sentiers d'accès](#dois-trilhos-de-acesso)\n- [Mato Grosso ce que montre le diagnostic EPE](#mato-grosso-o-que-o-diagnostico-da-epe-mostra)\n- [Goiás et la « demande refoulée »](#goias-e-a-demanda-reprimida)\n- [Extension des concessions le calendrier juridique](#prorrogacao-de-concessoes-o-calendario-legal)\n- [Incertitudes](#incertezas)\n\n<a id=\"o-que-e-o-sin\"></a>\n\n## Qu'est ce que SIN\n\nL'Opérateur National du Système Électrique (ONS) définit le Système National Interconnecté (SIN) comme le grand système brésilien de production et de transport d'énergie – hydroélectrique, thermique et éolien, avec une prédominance de l'énergie hydroélectrique et de multiples agents –, composé de quatre sous-systèmes : Sud, Sud-Est/Moyen-Ouest, Nord-Est et la majeure partie du Nord, interconnectés par le réseau de transport. C'est cette interconnexion qui permet de transférer l'énergie entre les sous-systèmes et d'explorer la diversité hydrologique entre les régions du pays. [[1]](#ref-1)\n\nONS est une association civile privée à but non lucratif autorisée à coordonner et contrôler l'exploitation des installations de production et de transport de SIN — ainsi que la prévision de la charge et la planification de l'exploitation des systèmes isolés —, sous la supervision et la réglementation de ANEEL. Il a été créé en 26 août 1998 (loi n° 9.648, telle que modifiée par la loi n° 10.848/2004) et réglementé par le décret n° 5.081/2004. [[2]](#ref-2) [[3]](#ref-3)\n\n<a id=\"quem-faz-o-que\"></a>\n\n## Qui fait quoi\n\nLe reste du dispositif institutionnel est également décrit dans des textes primaires, et non dans des conventions de marché. La Loi n° 9.427/1996 établit le ANEEL et réglemente le régime de concession des services publics d'électricité ; Parmi ses responsabilités figurent la mise en œuvre des politiques fédérales en matière d'énergie électrique, la promotion des appels d'offres pour les concessions de production, de transport et de distribution par délégation, ainsi que la conclusion et la supervision des contrats correspondants. [[4]](#ref-4) La loi n° 10.847/2004 autorise la création de la Société de recherche énergétique (EPE) en tant qu'entreprise publique fédérale liée au ministère des Mines et de l'Énergie (MME), dans le but de fournir des services d'études et de recherche qui soutiennent la planification du secteur énergétique — électricité, pétrole et gaz, charbon, énergies renouvelables, efficacité énergétique, entre autres. [[5]](#ref-5)\n\nEn rassemblant ces éléments : MME, en tant que pouvoir concédant, décide de la politique sectorielle et accorde ou étend les concessions ; EPE produit des études de planification (telles que les diagnostics du Plan décennal d'expansion énergétique et du Groupe d'étude sur le transport) ; le ANEEL réglemente et supervise, y compris le PRODIST et les contrats selon des règles déléguées ; ONS coordonne l'exploitation de la production et du transport de SIN et mène des études sur l'accès au réseau de base ; et les distributeurs, en tant que concessionnaires du service public de distribution, s'occupent du raccordement des charges dans le cadre de la Résolution Normative ANEEL nº 1.000/2021 et du Module 3 du PRODIST. [[6]](#ref-6) [[7]](#ref-7)\n\n<a id=\"carga-do-sistema-vs-capacidade-de-escoar-geracao\"></a>\n\n## Charge du système par rapport à la capacité de génération de flux\n\nC’est là que deux mesures souvent confondues doivent être séparées. Le premier est la charge (demande) du système : selon le ONS Bulletin de charge mensuel d'octobre 2025, la charge de SIN a augmenté de 1,6% dans les 2025 accumulés par rapport à la même période de 2024, atteignant la moyenne de 81.142 MW ; au cours du mois, la charge vérifiée a diminué de 0,2% par rapport à octobre 2024, avec une variation de +1,4% en 12 mois. Dans la répartition par sous-système, le Sud-Est/Centre-Ouest a enregistré des moyennes de 45.612 MW au cours de l'année à ce jour (+0,5%), les moyennes du Sud 14.038 MW (+2,8%) et le Nord-Est 13.309 MW moyennes (+1,7%) — des chiffres dans le grain du sous-système, qui n'isolent pas le Mato Thick en tant qu'État. [[8]](#ref-8)\n\nLa deuxième métrique est autre chose : la capacité restante du SIN pour le flux de génération. La note technique ONS DPL 0038/2025, publiée conjointement avec ANEEL et EPE dans le cadre de l'enchère pour les nouvelles énergies (LEN) A-5/2025, publie les quantités de cette capacité restante — une marge d'injection pour les projets de nouvelle génération, et non une mesure de satisfaction de la charge ou de refus de connexion. [[9]](#ref-9) Traiter les tableaux de cette note technique comme la preuve d'un « manque d'énergie » pour les consommateurs – agricoles ou de tout autre type – confond deux questions différentes : quelle quantité de nouvelle production le réseau peut encore drainer n'est pas la même question que celle de savoir quelles restrictions de livraison existent dans une région spécifique.\n\n<a id=\"dois-trilhos-de-acesso\"></a>\n\n## Deux sentiers d'accès\n\nLe raccordement d'une charge au réseau et l'accès au réseau de transport de base suivent des voies réglementaires différentes, avec leurs propres délais. Pour le raccordement à la distribution, la Résolution Normative ANEEL nº 956/2021 établit les PRODIST (Modules I à XI), en vigueur depuis le 1er janvier 2022 ; son article 5 fait référence au Module 3 — Raccordement au réseau de distribution —, qui détaille les procédures complémentaires à la Résolution normative n° 1.000/2021 (règles de fourniture du service public de distribution, en vigueur depuis le 3 janvier 2022). [[6]](#ref-6) [[7]](#ref-7)\n\nPour un accès permanent au réseau de transport, le ONS documente un parcours différent : demande via le système informatique SGAcesso, avec priorité d'émission de l'avis dans l'ordre protocolaire et réservation de capacité liée au contrat d'utilisation signé (CUST). L'avis d'accès est valable pendant 90 jours ; Les délais de délivrance, lorsqu'il n'y a aucun obstacle en suspens, vont de 30 jours (sans prolongation, renforcement ou amélioration) à 120 jours (avec renforcements ou améliorations) et jusqu'à 1 an (avec prolongations). [[11]](#ref-11)\n\n<a id=\"mato-grosso-o-que-o-diagnostico-da-epe-mostra\"></a>\n\n## Mato Grosso ce que montre le diagnostic EPE\n\nLe diagnostic régional du PDE 2034 pour le Groupe d'étude sur le transport (GET) Midwest, préparé par EPE (EPE-DEE-RE-026-2025-rev0), couvre l'horizon de 2028 à 2039 pour Acre, Rondônia, Mato Grosso, Goiás et le District fédéral, et identifie les restrictions de charge et de tension dans le réseau de transport de la région — un diagnostic de planification, distinct de la mesure de la capacité de production restante mentionnée ci-dessus. [[10]](#ref-10)\n\nDans la région du Mato Grosso, le diagnostic associe la croissance des charges d'irrigation — largement concentrées la nuit — à l'intensification de la charge du réseau, notamment en période de sécheresse, dans ce que l'étude appelle une pointe nocturne non coïncidente (scénario 2b). Parmi les restrictions pertinentes dans les premières années de l'horizon, citons la perte de la ligne de transport 500 kV Cuiabá-Ribeirãozinho en raison d'import/export élevés ; le point le plus critique est le pic de sécheresse nocturne combiné au minimum diurne de la période humide, avec un besoin identifié de renforcement structurel sur l'axe 500 kV Jauru–Rio Verde Norte. Les recommandations de l'étude comprennent la réalisation d'une étude pour répondre aux charges dans la région centrale de MT, spécifiquement destinée aux charges d'irrigation élevées, et la programmation du renforcement de l'axe 500 kV Cuiabá–Ribeirãozinho–Rio Verde Norte. [[10]](#ref-10)\n\nEn détail par actif, le même diagnostic indique des surcharges dans les lignes de 230 kV Sinop–UTE Sorriso–Sorriso et Barra do Peixe–Rondonópolis, et dans les transformateurs du Réseau de Base de Ribeirãozinho et Sinop (500/230 kV) ; à la frontière avec la distribution, cite comme critiques les sous-stations de Brasnorte (230/138 kV), Lucas do Rio Verde (230/138 kV), Nova Mutum (230/69 kV), Rondonópolis (230/138 kV) and Sorriso (230/69 kV), in addition to charging and voltage problems in the Primavera region. Dans des scénarios d'irrigation spécifiques, l'étude prévoit une surcharge à Brasnorte de 2028 (dans le cadre de la contingence de Juína) et un fonctionnement irréalisable sans renforts de 2032 ; in Lucas do Rio Verde, emergency overload from 2029 and in normal condition from 2030; à Rondonópolis, de 2033 ; et signale également la nécessité d'un renforcement dans les régions de Primavera, Nova Ubiratã et Boa Esperança. [[10]](#ref-10)\n\nIl s'agit de points et de dates issus d'une étude de planification du réseau – nommés corridors, sous-stations et transformateurs, avec des années de scénario – et non d'une mesure publique du volume de demandes de connexion refusées ou en attente dans la zone du distributeur local ; cette donnée spécifique reste une lacune (voir Incertitudes).\n\n<a id=\"goias-e-a-demanda-reprimida\"></a>\n\n## Goiás et la « demande refoulée »\n\nLe même volume du diagnostic EPE couvre Goiás : des restrictions sur l'axe 230 kV Itumbiara–Rondonópolis apparaissent depuis 2028, et il existe un risque de surcharge dans les transformateurs frontaliers — Itapaci (2028), Barro Alto (2029), Serra da Mesa (2031) et Águas Lindas (2032). Dans les recommandations pour l'État, l'étude enregistre une « demande supprimée » dans le nord-ouest de Goiás, information attribuée par EPE au distributeur Equatorial GO dans le cadre du processus GET lui-même — une restriction de service signalée dans le diagnostic, distincte, encore une fois, de la capacité de production restante mesurée par la note technique ONS/ANEEL/EPE. La participation des charges agro-industrielles spécifiquement à cette demande réprimée n'est pas séparée dans les données disponibles. [[10]](#ref-10)\n\n<a id=\"prorrogacao-de-concessoes-o-calendario-legal\"></a>\n\n## Extension des concessions le calendrier juridique\n\nL'extension des concessions de distribution suit un calendrier défini par la loi et le décret, un fait de dates. La loi n° 9.074/1995 prévoit que, pour les concessions de transport et de distribution contractées sous son régime et celui de la loi n° 8.987/1995, la durée doit être celle nécessaire à l'amortissement des investissements, limitée à 30 ans, prorogeable une fois pour une période égale à la discrétion de l'autorité concédante conformément au contrat ; la demande de prolongation doit être formulée par le concessionnaire jusqu'à 36 mois avant la fin du contrat, et la décision de l'autorité concédante doit intervenir jusqu'à 18 mois avant cette fin. [[13]](#ref-13)\n\nLe décret n° 12.068/2024 réglemente ce processus de distribution : ANEEL doit envoyer sa recommandation à MME au moins 21 mois avant la fin du contrat ; la décision de MME — de prolonger ou d'ouvrir l'appel d'offres — doit être publiée jusqu'à 18 mois avant la fin ; et, si la décision concerne la prolongation, ANEEL présente un projet d'amendement que le concessionnaire doit signer dans les 90 jours suivant l'assignation à comparaître, MME signant ensuite l'amendement. [[12]](#ref-12)\n\nCette même étape a donné lieu, auparavant, à la consultation publique n° 152/2023 de MME (Ordonnance n° 737/GM/MME, du 22 juin, 2023), ouverte pour discuter des lignes directrices pour l'extension des concessions de distribution de 20 expirant entre 2025 et 2031 — un processus administratif d'octroi pouvoir de définir des règles générales et non, en soi, une décision sur une concession spécifique. [[14]](#ref-14)\n\n<a id=\"incertezas\"></a>\n\n## Incertitudes\n\n- Dans les sources consultées, il n'y a pas de volume public (en MW ou nombre d'opinions) de gros chargements en attente ou refusés dans les zones d'Energisa Mato Grosso, Goiás équatorial ou Energisa Mato Grosso do Sul — y compris l'irrigation de MUST.\n- Il n'est pas possible, avec les sources disponibles, de confirmer les délais opérationnels exacts du module 3 de PRODIST (dans la version actuelle) pour l'avis d'accès au fret, outre l'existence du module et du REN nº 1.000/2021.\n- Dans le diagnostic consulté, il n'y a pas de division sectorielle qui sépare la part de la « demande supprimée » dans le nord-ouest de Goiás qui est agro-industrielle et celle qui provient d'autres usages.\n- Il n'a pas été possible, au cours de ce cycle, de confirmer si les récents rapports opérationnels de ONS sur les restrictions dans le Sud-Est/Centre-Ouest modifiaient la lecture du diagnostic de planification de EPE pour le Mato Grosso.\n\n## Références\n\n1. <a id=\"ref-1\"></a>[ONS — O que é o SIN](https://www.ons.org.br/paginas/sobre-o-sin/o-que-e-o-sin). ONS. Consulté le 09 août 2026.\n2. <a id=\"ref-2\"></a>[ONS — O que é o ONS](https://www.ons.org.br/paginas/sobre-o-ons/o-que-e-ons). ONS. Consulté le 09 août 2026.\n3. <a id=\"ref-3\"></a>[Decreto nº 5.081/2004 — regula o ONS](http://www.planalto.gov.br/ccivil_03/_ato2004-2006/2004/decreto/d5081.htm). Planalto. Consulté le 09 août 2026.\n4. <a id=\"ref-4\"></a>[Lei nº 9.427/1996 — cria a ANEEL](https://www.planalto.gov.br/ccivil_03/leis/l9427compilada.htm). Planalto. Consulté le 09 août 2026.\n5. <a id=\"ref-5\"></a>[Lei nº 10.847/2004 — autoriza a criação da EPE](https://www.planalto.gov.br/ccivil_03/_ato2004-2006/2004/lei/l10.847.htm). Planalto. Consulté le 09 août 2026.\n6. <a id=\"ref-6\"></a>[REN ANEEL nº 956/2021 — institui o PRODIST](https://www2.aneel.gov.br/cedoc/ren2021956.html). ANEEL. Consulté le 09 août 2026.\n7. <a id=\"ref-7\"></a>[PRODIST — hub de procedimentos regulatórios (incl. REN nº 1.000/2021)](https://www.gov.br/aneel/pt-br/centrais-de-conteudos/procedimentos-regulatorios/prodist). ANEEL. Consulté le 09 août 2026.\n8. <a id=\"ref-8\"></a>[ONS — Boletim Mensal de Carga, outubro/2025](https://www.ons.org.br/AcervoDigitalDocumentosEPublicacoes/BoletimMensalCarga_outubro25.pdf). ONS. Consulté le 09 août 2026.\n9. <a id=\"ref-9\"></a>[NT ONS DPL 0038/2025 — capacidade remanescente do SIN para escoamento de geração (LEN A-5/2025)](https://www.gov.br/aneel/pt-br/assuntos/noticias/2025/aneel-ons-e-epe-divulgam-nota-tecnica-com-os-quantitativos-da-capacidade-do-sin-para-escoamento-de-geracao/nt-ons-dpl-0038-2025-len-a-5-2025.pdf). ONS / ANEEL / EPE. Consulté le 09 août 2026.\n10. <a id=\"ref-10\"></a>[EPE — Diagnóstico Regional PDE 2034, GET Centro-Oeste (EPE-DEE-RE-026-2025-rev0)](https://www.epe.gov.br/sites-pt/areas-de-atuacao/energia-eletrica/ArquivosGrupoEstudosTransmissao/3.3%20EPE-DEE-RE-026-2025-rev0%20-%20Diagn%C3%B3stico%20-%20PDE%202034%20-%20GET%20Centro%20Oeste.pdf). EPE. Consulté le 09 août 2026.\n11. <a id=\"ref-11\"></a>[ONS — Acesso ao Sistema de Transmissão em 10 passos](https://www.ons.org.br/sites/multimidia/Documentos%20Compartilhados/acesso_conexao/arquivos/AcessoaoSistemadeTransmissaoem10passos.pdf). ONS. Consulté le 09 août 2026.\n12. <a id=\"ref-12\"></a>[Decreto nº 12.068/2024 — licitação e prorrogação de concessões de distribuição](https://www.gov.br/mme/pt-br/acesso-a-informacao/legislacao/decretos/2024/decreto-n-12-068-2024.pdf). MME. Consulté le 09 août 2026.\n13. <a id=\"ref-13\"></a>[Lei nº 9.074/1995 — outorga e prorrogação de concessões do setor elétrico](http://legis.senado.leg.br/norma/550950/publicacao/16418616). Senado Federal. Consulté le 09 août 2026.\n14. <a id=\"ref-14\"></a>[Portaria MME nº 737/GM/MME (22/06/2023) — Consulta Pública nº 152/2023](https://antigo.mme.gov.br/c/document_library/get_file?groupId=436859&uuid=23d00b1e-4b9a-f827-6dcc-5e11287d7f92). MME. Consulté le 09 août 2026.\n"
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