Die brasilianische Regulierungsbehörde für Elektrizität (ANEEL) führt am 2. und 4. Dezember die ersten Ausschreibungen für Kapazitätsreserven (LRCAP) ausschließlich für Batteriespeicher in Brasilien durch. Die Kapazitätsverträge laufen 15 Jahre und beginnen im August 2028.

Projekte, die die Regeln für nationale Wertschöpfung erfüllen, treten zuerst an. Die dort vergebenen Kapazitäten können die verfügbare Netzeinspeisekapazität für Projekte mit importierter Ausrüstung verringern. Dieses Risiko kommt zu einer bereits hohen Konzentration der registrierten Projekte im Nordosten hinzu: Auf die Region entfallen rund sieben von zehn registrierten MW, aber nur etwa ein Viertel der verfügbaren Netzeinspeisekapazität.

Für Investoren ist damit die Position des Projekts innerhalb der gemeinsam genutzten Netzgrenze entscheidend. Ein Zuschlag bedeutet zudem die Verpflichtung, den Bau zu finanzieren: Zwischen Erteilung der Konzession und Inbetriebnahme dürfen die Projektentwickler die Kontrolle nicht an ein Unternehmen außerhalb ihrer Gruppe verkaufen. Im 15-jährigen Vertrag trägt der Verkäufer die Kosten für die Leistungserbringung und die Strafzahlungen.

Teil 1 dieser Analyseserie stellte Brasiliens Batterieplan vor. In Teil 2 beginnen wir mit dem Ablauf der Ausschreibung und untersuchen, wo Projekte konkurrieren können und wie die Ausschreibungen für nationale und offene Speicherprojekte ineinandergreifen. Anschließend erläutern wir die Erlöse, Betriebskosten und Vertragsrisiken. Zum Schluss geht es um die Sicherheiten und die Bauverpflichtung.

Teil 3 untersucht den Preis, der erforderlich ist, um diese Verpflichtungen zu erfüllen.

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Wichtigste Erkenntnisse

• Die Wahl des Netzanschlusspunkts beeinflusst, wie wettbewerbsfähig ein Projekt bieten kann. Der Standortbonus ermöglicht berechtigten Projekten, rund 11 % höher zu bieten als Wettbewerber ohne Bonus und dennoch die gleiche Rangfolge zu erreichen.
• Ausrüstung mit nationaler Wertschöpfung verschafft Projekten vorrangigen Zugang zur Netzeinspeisekapazität. Die am 2. Dezember vergebenen Kapazitäten verringern die verbleibende Menge für die offene Ausschreibung am 4. Dezember, bei der Projekte mit importierter Ausrüstung bieten können.
• Der Festpreisvertrag setzt Verkäufer Verzögerungen bei der Bereitstellung und Strafzahlungen wegen Nichtverfügbarkeit aus, ohne dass sie von Arbitrageerlösen profitieren. Ein vollständiges Nichtbestehen eines Kapazitätstests kostet mehr als einen Monatsumsatz; die Strafzahlungen sind nicht jährlich gedeckelt. Das Gebot muss dieses Risiko abdecken.
• Entwickler ohne ausreichende finanzielle Rückendeckung sollten sich vor der Gebotsabgabe einen Partner suchen. Für ein Gebot über 200 MW sind Garantien für die Vertragserfüllung in Höhe von 120 Mio. R$ sowie qualifiziertes Eigenkapital von 120 Mio. R$ in der Bilanz erforderlich, noch bevor die Batterie irgendwelche Erlöse erzielt.

Zulassungsvoraussetzungen, Netzanschluss und Finanzkraft filtern die Teilnehmer vor der Gebotsabgabe

ANEEL veröffentlichte am 29. Oktober die endgültigen Ausschreibungsunterlagen für die Ausschreibungen Nr. 5 und Nr. 6/2026. Sie legen fest, wer teilnehmen darf, wo Projekte angeschlossen werden können und welche Sicherheiten und welches Eigenkapital die Bieter nachweisen müssen.

Jedes Speichersystem muss eigenständig sein: Es lädt ausschließlich aus dem Netz und wird vom Nationalen Stromnetzbetreiber (ONS) eingesetzt. Projekte, die gemeinsam mit einem Kraftwerk gebaut werden und aus diesem laden können, sind nicht teilnahmeberechtigt. Die gemeinsame Nutzung eines Umspannwerks oder einer Leitung ist zulässig, sofern jedes Projekt eigene Messsysteme und Netzanschlussverträge hat.

Übertragungsnetzbetreiber dürfen direkt teilnehmen; Verteilnetzbetreiber nicht. Ausländische Unternehmen nehmen über eine brasilianische Zweckgesellschaft teil.

Ein umkämpfter Netzanschlusspunkt kann stärker ins Gewicht fallen als die landesweite Nachfrage

Brasilien kann insgesamt über umfangreiche Netzeinspeisekapazität verfügen, doch an einzelnen Netzanschlusspunkten kann der Wettbewerb erheblich sein. Der ONS begrenzt die Einspeisung an Umspannwerken, in Gruppen, die Leitungen gemeinsam nutzen, sowie in größeren Gebieten. Diese Grenzen bestimmen, wie viel Kapazität jedes Projekt erhalten kann.

Das vergebene Volumen hängt von der Nachfrage des Ministeriums für Bergbau und Energie (MME) sowie den Ausschreibungsregeln ab, während gemeinsam genutzte Netzgrenzen bestimmen, wo Projekte angeschlossen werden können. Die für einen Netzanschlusspunkt angegebene Kapazität darf nicht unabhängig von der seiner Nachbarpunkte betrachtet werden. In neun Gebieten im Nordosten und im Norden des Bundesstaats Minas Gerais unterliegen 77 GW an einzeln ausgewiesener Kapazität je Sammelschiene gemeinsamen Grenzen von insgesamt 11 GW. Projekte an unterschiedlichen Umspannwerken können daher um dieselbe begrenzte Kapazität konkurrieren.

Jeder Bieter erhält nur das eigene Ergebnis der technischen Zulassungsprüfung durch das Energieplanungsunternehmen (EPE) und weiß daher möglicherweise nicht, welche Wettbewerber um dieselbe Netzkapazität konkurrieren. Nicht jedes registrierte Projekt wird zugelassen und gibt ein Gebot ab. Investoren sollten daher verschiedene mögliche Wettbewerberkonstellationen berücksichtigen.

Der Standortbonus begünstigt den Nordosten gegenüber anderen Regionen, nicht aber gegenüber ebenfalls begünstigten Nachbarprojekten

An Sammelschienen, die für den Standortbonus infrage kommen – die meisten davon liegen im Nordosten –, wird der Gebotspreis für die Rangfolge mit 0,9 multipliziert. Die Gewinner erhalten jedoch den vollen gebotenen Betrag. Ein Projekt kann somit rund 11 % mehr bieten als ein Wettbewerber ohne Bonus und dennoch die gleiche Rangfolge erreichen. Gegenüber einem ebenfalls begünstigten Wettbewerber, der um dieselbe Netzeinspeisekapazität konkurriert, entfällt dieser Vorteil. Bieter sollten deshalb nicht davon ausgehen, dass der Anreiz Spielraum für einen höheren Preis schafft.

Der Bonus trägt auch zur Erklärung der Konzentration im Nordosten bei: Das MME veröffentlichte die Liste der berechtigten Sammelschienen im Juni, bevor die Registrierung begann. Die EPE wählte Netzengpässe aus, überwiegend im Nordosten, wo netzbildende Batterien (Grid-Forming-Batterien) den ONS bei der Spannungsregelung unterstützen können. Die Auswahl berücksichtigte jedoch nicht die verfügbare Netzeinspeisekapazität: Das Ministerium schloss lediglich Anschlusspunkte ohne jegliche Kapazität aus. Die Sammelschienen mit Bonus kommen einzeln betrachtet auf insgesamt 61,6 GW Kapazität, machen nach Berücksichtigung der gemeinsamen Netzgrenzen aber höchstens 13,8 GW der landesweit verfügbaren 56,2 GW aus.

Projekte mit nationaler Wertschöpfung konkurrieren zuerst um Netzeinspeisekapazität

Die am ersten Tag vergebenen Kapazitäten verringern die am 4. Dezember verfügbare Netzeinspeisekapazität. Projekte mit importierter Ausrüstung könnten am registrierten Netzanschlusspunkt oder innerhalb einer gemeinsamen Netzgrenze weniger oder gar keine Kapazität mehr vorfinden. Die Registrierung reserviert keine Kapazität.

Eine Ausnahme gilt für Projekte, die bei der technischen Zulassungsprüfung qualifizierte Netzanschluss- und Netznutzungsverträge vorgelegt haben. Decken diese Verträge die gesamte Einspeiseleistung des Projekts ab, schließt fehlende Restkapazität das Gebot in der ersten Phase nicht aus.

Projekte mit nationaler Wertschöpfung, die am 2. Dezember keinen Zuschlag erhalten, können am 4. Dezember erneut antreten. Die Registrierungen zeigen bereits eine erhebliche Überschneidung: 246 GW der 261 GW, die für die erste Ausschreibung registriert wurden, sind auch für die zweite registriert. Die Zulassung, die Ergebnisse des ersten Tages und der Standort bestimmen, welche dieser Projekte tatsächlich mit den Bietern für importierte Ausrüstung konkurrieren.

Nationale Wertschöpfung bringt eine dauerhafte Verpflichtung mit sich. Die Ausrüstung für die erste Ausschreibung muss von der Brasilianischen Entwicklungsbank (BNDES) akkreditiert sein. Außerdem müssen die im Bankzertifikat bestätigten Anforderungen an den lokalen Wertschöpfungsanteil während der gesamten Vertragslaufzeit eingehalten werden. Ein Verstoß ist ein Kündigungsgrund.

Die Entscheidung für importierte Ausrüstung bedeutet auch, später um den Netzzugang zu konkurrieren – und zwar mit einer niedrigeren Obergrenze: Der Startpreis der offenen Ausschreibung, also der Höchstgebotspreis, beträgt 1.580.000 R$/MW·Jahr gegenüber 1.760.000 R$/MW·Jahr bei der Ausschreibung für nationale Speicherprojekte. Investoren müssen mögliche Einsparungen bei der Ausrüstung gegen diese niedrigere Obergrenze und das Risiko abwägen, dass die am ersten Tag vergebenen Kapazitäten die vom Projekt benötigte Kapazität aufbrauchen.

Der Festpreis macht die Verkäufer für Bereitstellung und Leistung verantwortlich

Das Modell ähnelt einem Tolling-Vertrag: Der Verkäufer erhält eine feste, inflationsindexierte Zahlung dafür, dass die Batterie verfügbar ist. Hier steuert jedoch der ONS das Laden und Entladen, nicht ein gewerblicher Abnehmer. Sämtliche Handelsgewinne und -verluste fließen in das von der Stromhandelskammer (CCEE) verwaltete Kapazitätsreservekonto (CONCAP), aus dem die Verträge bezahlt werden. Das Gebot muss daher die Kosten für die Erbringung dieser Dienstleistung abdecken, einschließlich Alterung und Strafzahlungen.

Der Verkäufer muss die geforderte Speicherkapazität und Effizienz auch mit zunehmendem Alter der Batterie aufrechterhalten. Dafür müssen die erforderliche Wartung und ein möglicher Kapazitätsersatz eingeplant werden, damit die Leistung auch bei Einsatz der Batterie durch den ONS gewährleistet bleibt. Höhere Kosten verringern den Anteil der Zahlung, der dem Projekt verbleibt; die Zahlung wird weder an die tatsächliche Nutzung noch an die Wartungskosten angepasst.

Auch Leistungsmängel können die Erlöse schmälern. Die Nichtbefolgung eines Lade- oder Entladebefehls führt zu einer Strafzahlung; ein vollständiges Nichtbestehen eines Kapazitätstests kostet mehr als einen Monatsumsatz. Da es keine jährliche Obergrenze für die Strafzahlungen gibt, sollten Bieter dieses Risiko im Preis berücksichtigen und Zusagen von Lieferanten einholen, die zu seiner Begrenzung beitragen.

Ein Garantiefonds und zusätzliche Umlagen decken Zahlungsausfälle derjenigen ab, die das CONCAP finanzieren. Bei unzureichenden Mitteln wird die Zahlung zuzüglich Zinsen verzögert, statt gestrichen zu werden. Der Verkäufer muss in dieser Zeit weiterliefern. Investoren sollten daher prüfen, ob das Projekt den Schuldendienst und die Betriebskosten weiterhin tragen kann.

Wer die Kosten letztlich trägt, ist ebenfalls noch ungeklärt. Nach geltendem Recht zahlen die Stromerzeuger die Umlage, doch ANEEL hat noch nicht festgelegt, wie sie unter ihnen aufgeteilt wird. Diese Regelung muss vor Beginn der Zahlungen in Kraft sein. Das Abgeordnetenhaus hat die Dringlichkeit eines Gesetzentwurfs beschlossen, der die Umlage hauptsächlich auf die Verbraucher verlagern würde, aber noch nicht über den Inhalt abgestimmt.

Sicherheiten und Verpflichtungen machen das Gebot zur Bauverpflichtung

Bevor Investoren ein Gebot unterstützen, müssen sie festlegen, welches Unternehmen den Vertrag unterzeichnet und wie der Bau bis zur Inbetriebnahme finanziert wird. Je weiter das Projekt fortschreitet, desto schwieriger lassen sich die Verpflichtungen rückgängig machen; zudem kann der Vertrag über die Sicherheiten hinausgehende Pflichten begründen.

Eine Vertragsauflösung kann eine Strafzahlung in Höhe von drei Jahresumsätzen nach sich ziehen, auch wenn sich das Projekt um mehr als 180 Tage verzögert. Nach unserer Einschätzung ist diese Strafzahlung nicht durch die Sicherheiten gedeckt, weshalb die Identität des unterzeichnenden Unternehmens wichtig ist. Ausländische Bieter und Konsortien mit Fonds müssen eine Zweckgesellschaft nutzen; ein brasilianischer Entwickler kann hingegen im eigenen Namen unterzeichnen und die Verpflichtung in der eigenen Bilanz übernehmen.

Nach unserer Einschätzung kann eine widerrufene Konzession dazu führen, dass der Bieter und seine direkte Muttergesellschaft drei Jahre lang von ANEEL-Ausschreibungen ausgeschlossen werden. Die Folgen reichen damit über das einzelne Projekt hinaus.

Der Bieter muss die Sicherheiten während der Bauphase aufrechterhalten und ausreichendes Eigenkapital nachweisen, entweder in der eigenen Bilanz oder in der Bilanz der Muttergesellschaft. Bei der Eigenkapitalanforderung handelt es sich um eine Bilanzprüfung, nicht um eine zweite Bareinlage. Entwickler, die beide Anforderungen nicht allein erfüllen können, benötigen vor der Gebotsabgabe einen Partner.

Beschränkungen für die Übertragung der Kontrolle erschweren auch einen vorzeitigen Ausstieg: Zwischen Erteilung der Konzession und Inbetriebnahme darf der Entwickler die Kontrolle über das Projekt nicht an einen Käufer außerhalb der eigenen Gruppe übertragen. Ein Entwickler kann daher in diesem Zeitraum nicht darauf zählen, die Baufinanzierung durch einen Verkauf der Kontrolle an Dritte zu sichern.

Legen Sie den erforderlichen Mindestfestpreis fest und bestimmen Sie, wer die Verpflichtungen übernimmt

Die Gewinner rechnen mit rund 20 Monaten zwischen der Ausschreibung und der ersten Zahlung. Die Angebotsgarantien müssen ab dem 18. November hinterlegt werden. Der Finanzierungsplan muss daher Finanzierungskosten lange vor dem Beginn der Erlöse berücksichtigen.

Drei Unsicherheiten können die Entscheidung noch beeinflussen:

• Die Finanzierungsgesetzgebung. Eine Änderung vor den Ausschreibungen könnte den Zeitplan verzögern: Der Generaldirektor von ANEEL erklärte, die Ausschreibungsunterlagen müssten erneut veröffentlicht werden. Ändert sich das Gesetz nach der Unterzeichnung der Verträge, müsste festgelegt werden, wie mit den bestehenden Verträgen umzugehen ist.
• Das Volumen. Das MME legt die Menge erst am Tag der Ausschreibung fest; wenn nur wenige Projekte bieten, wird weniger Kapazität vergeben. Kein Bieter weiß im Voraus, wie viel Kapazität angeboten wird.
• Das Verhältnis zwischen den Ausschreibungen. Bei der offenen Ausschreibung muss die am 2. Dezember ermittelte nationale Produktionskapazität berücksichtigt werden, doch die Regeln erläutern nicht, wie dies geschehen soll. Dadurch ist auch das dort vergebene Volumen unsicher.

Bevor sie Kapital binden, müssen Investoren beurteilen, ob das Projekt an seinem Netzanschlusspunkt um die Kapazität konkurrieren kann und welcher Mindestfestpreis erforderlich ist, um die angestrebte Rendite zu erzielen. Dabei sind die nach dem ersten Tag verbleibende Netzeinspeisekapazität, die Kosten für Finanzierung und Betrieb der Batterie sowie das Unternehmen zu berücksichtigen, das die Verpflichtungen übernimmt. Der Finanzierungsplan muss auch ohne einen Verkauf der Kontrolle an ein Unternehmen außerhalb der Gruppe zwischen Konzessionserteilung und Inbetriebnahme tragfähig sein.

Teil 3 berechnet diesen Preis.