L’Agenzia nazionale brasiliana per l’energia elettrica (ANEEL) terrà il 2 e il 4 dicembre i primi bandi LRCAP per la riserva di capacità dedicati alle batterie in Brasile, con contratti di capacità della durata di 15 anni a partire da agosto 2028.

I progetti che rispettano i requisiti di contenuto nazionale competono per primi e la capacità che si aggiudicano può ridurre la capacità di rete disponibile per i progetti con apparecchiature importate. Questo rischio si somma a una concentrazione già elevata di progetti registrati nel Nord-Est, che rappresenta circa sette MW registrati su dieci, ma dispone di appena un quarto circa della capacità di rete disponibile.

Per gli investitori, diventa quindi fondamentale la posizione del progetto rispetto al limite condiviso della rete. Aggiudicarsi il contratto comporta anche l’impegno a finanziare la costruzione: tra l’assegnazione della concessione e l’entrata in esercizio, gli sviluppatori non possono cedere il controllo a soggetti esterni al gruppo, e il contratto quindicennale lascia al venditore i costi legati alle prestazioni e le penali.

La Parte 1 di questa serie di analisi ha presentato il piano brasiliano per le batterie. In questa Parte 2 partiamo dal calendario delle aste ed esaminiamo dove possono competere i progetti e come interagiscono le aste dedicate allo stoccaggio nazionale e quelle aperte. Spieghiamo poi i ricavi, i costi operativi e i rischi contrattuali. Infine, analizziamo le garanzie e l’impegno a costruire.

La Parte 3 analizza il prezzo necessario per rispettare questi impegni.

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Conclusioni principali

• La scelta del punto di connessione incide sulla competitività dell’offerta di un progetto. Il bonus di localizzazione consente ai progetti idonei di offrire circa l’11% in più rispetto ai concorrenti che non ne beneficiano, ottenendo lo stesso punteggio.
• Le apparecchiature con contenuto nazionale danno ai progetti accesso prioritario alla capacità di rete. La capacità aggiudicata il 2 dicembre riduce quella disponibile per l’asta aperta del 4 dicembre, alla quale possono presentare un’offerta i progetti con apparecchiature importate.
• Il contratto a ricavi fissi espone i venditori ai ritardi nella consegna e alle penali per indisponibilità, senza consentire loro di beneficiare dell’arbitraggio. Un’insufficienza totale in una prova di capacità costa più di un mese di ricavi e le penali non hanno un tetto annuale: l’offerta deve coprire questa esposizione.
• Gli sviluppatori senza adeguato sostegno finanziario dovrebbero trovare un partner prima di presentare un’offerta. Un’offerta da 200 MW richiede una garanzia di buona esecuzione di 120 milioni di R$, oltre a 120 milioni di R$ di patrimonio netto qualificato a bilancio, prima che la batteria generi ricavi.

Requisiti di ammissione, rete e capacità finanziaria selezionano i partecipanti prima dell’offerta

Il 29 ottobre l’ANEEL ha pubblicato i bandi definitivi delle aste n. 5 e n. 6/2026. I documenti definiscono chi può partecipare, dove possono connettersi i progetti e quali garanzie e requisiti patrimoniali devono dimostrare gli offerenti.

Tutti i sistemi di stoccaggio devono essere autonomi: si caricano solo dalla rete e sono dispacciati dall’Operatore nazionale del sistema elettrico (ONS). Non possono partecipare i sistemi co-localizzati, costruiti accanto a una centrale e in grado di caricarsi direttamente da essa. È consentita la condivisione di una sottostazione o di una linea, a condizione che ciascun progetto mantenga misurazione e contratti di utilizzo della rete propri.

I concessionari della rete di trasmissione possono partecipare direttamente, i distributori no. Le società estere partecipano tramite una società veicolo brasiliana.

Un punto di connessione conteso può pesare più della domanda nazionale

Nel complesso il Brasile può disporre di ampia capacità di rete, ma i progetti potrebbero dover affrontare una forte concorrenza in specifici punti di connessione. L’ONS limita l’immissione nelle sottostazioni, nei gruppi che condividono linee e in aree più vaste. Questi limiti determinano quanta capacità può ottenere ciascun progetto.

Il volume aggiudicato dipende dalla domanda stabilita dal Ministero delle miniere e dell’energia (MME) e dalle regole dell’asta, mentre i limiti condivisi della rete restringono i luoghi in cui i progetti possono connettersi. La capacità dichiarata per un punto di connessione non può essere considerata indipendente da quella dei punti vicini. In nove aree del Nord-Est e del nord di Minas Gerais, 77 GW di capacità individuale per sbarra sono soggetti a limiti condivisi che totalizzano 11 GW. Progetti collegati a sottostazioni diverse possono quindi contendersi la stessa capacità limitata.

Ogni offerente riceve soltanto l’esito della propria valutazione tecnica da parte dell’Impresa di ricerca energetica (EPE), quindi potrebbe non sapere quali concorrenti si contenderanno lo stesso limite di rete. Non tutti i progetti registrati saranno ammessi e presenteranno un’offerta; gli investitori devono quindi considerare diversi possibili gruppi di concorrenti.

Il bonus di localizzazione favorisce il Nord-Est rispetto alle altre regioni, ma non rispetto ai concorrenti vicini che beneficiano dello stesso bonus

Nei nodi idonei al bonus di localizzazione, perlopiù nel Nord-Est, il prezzo dell’offerta viene moltiplicato per 0,9 ai fini della graduatoria, ma i vincitori ricevono l’intero importo offerto. Un progetto può quindi offrire circa l’11% in più rispetto a un concorrente che non beneficia del bonus, ottenendo lo stesso punteggio. Il vantaggio viene meno nei confronti di un concorrente altrettanto favorito che si contende la stessa capacità di rete; gli offerenti non dovrebbero quindi presumere che l’incentivo consenta di offrire un prezzo più alto.

Il bonus contribuisce anche a spiegare la concentrazione nel Nord-Est: il MME ha pubblicato a giugno l’elenco dei nodi idonei, prima dell’apertura delle registrazioni. L’EPE ha selezionato punti deboli della rete, perlopiù nel Nord-Est, dove le batterie grid-forming possono aiutare l’ONS a controllare la tensione. La selezione, tuttavia, non ha tenuto conto della capacità di rete disponibile: il ministero ha escluso soltanto i punti privi di qualsiasi capacità. Considerati singolarmente, i nodi che beneficiano del bonus totalizzano 61,6 GW di capacità, ma dopo l’applicazione dei limiti condivisi rappresentano al massimo 13,8 GW dei 56,2 GW disponibili a livello nazionale.

I progetti con contenuto nazionale si contendono per primi la capacità di rete

La capacità aggiudicata il primo giorno riduce quella disponibile il 4 dicembre. I progetti con apparecchiature importate potrebbero trovare meno capacità, o non trovarne affatto, nel punto di connessione registrato o entro un limite condiviso. La registrazione non riserva capacità.

È prevista un’eccezione per i progetti che hanno presentato, in sede di valutazione tecnica, contratti qualificati di utilizzo e connessione alla rete. Se tali contratti coprono tutta la potenza immessa dal progetto, l’assenza di capacità residua non esclude la sua offerta nella fase iniziale.

I progetti con contenuto nazionale che non si aggiudicano un contratto il 2 dicembre possono ripresentarsi il 4 dicembre. Le registrazioni mostrano già una significativa sovrapposizione: 246 GW dei 261 GW registrati per la prima asta sono stati registrati anche per la seconda. L’ammissione, gli esiti del primo giorno e la localizzazione determineranno quali di questi progetti entreranno effettivamente in concorrenza con gli offerenti di apparecchiature importate.

Il contenuto nazionale comporta un obbligo permanente. Le apparecchiature della prima asta devono essere accreditate dalla Banca nazionale brasiliana per lo sviluppo economico e sociale (BNDES) e i requisiti di contenuto locale attestati nel certificato della banca devono essere rispettati per tutta la durata del contratto: il mancato rispetto è motivo di risoluzione.

Scegliere apparecchiature importate significa anche contendersi l’accesso alla rete in un secondo momento e con un tetto più basso: il prezzo iniziale dell’asta aperta, ovvero il valore massimo dell’offerta, è di 1.580.000 R$/MW.anno, contro 1.760.000 R$/MW.anno per l’asta dedicata allo stoccaggio nazionale. Gli investitori devono valutare gli eventuali risparmi sulle apparecchiature rispetto a questo tetto inferiore e al rischio che la capacità aggiudicata il primo giorno esaurisca quella necessaria al progetto.

I ricavi fissi lasciano ai venditori la responsabilità della consegna e delle prestazioni

La struttura assomiglia a un contratto di tolling: il venditore riceve un pagamento fisso, indicizzato all’inflazione, per mantenere disponibile la batteria. In questo caso, però, a controllare la carica e la scarica è l’ONS, non un acquirente commerciale, e tutti i ricavi e le perdite derivanti dalla commercializzazione confluiscono nel Conto di potenza per la riserva di capacità (CONCAP), gestito dalla Camera di commercializzazione dell’energia elettrica (CCEE), che paga i contratti. L’offerta deve quindi coprire il costo del servizio, compresi il degrado e le penali.

Il venditore deve mantenere la capacità di stoccaggio e l’efficienza richieste man mano che la batteria invecchia. Ciò significa prevedere la manutenzione e l’eventuale ripristino della capacità necessari per sostenere le prestazioni durante il dispacciamento della batteria da parte dell’ONS. L’aumento dei costi riduce la quota del pagamento che resta al progetto, poiché l’importo non viene adeguato all’utilizzo effettivo né ai costi di manutenzione.

Anche i problemi di prestazione possono ridurre i ricavi. Il mancato rispetto di un ordine di carica o scarica comporta una penale, mentre un’insufficienza totale in una prova di capacità costa più di un mese di ricavi. Poiché le penali non hanno un tetto annuale, gli offerenti devono includere nel prezzo una riserva per questo rischio e cercare di ottenere dai fornitori impegni che contribuiscano a gestirlo.

Un fondo di garanzia e oneri aggiuntivi coprono l’inadempienza di chi finanzia la CONCAP. Un’insufficienza di fondi ritarda il pagamento, con interessi, anziché annullarlo. In questo periodo il venditore deve continuare a fornire il servizio; gli investitori devono quindi valutare se il progetto può continuare a far fronte al servizio del debito e ai costi operativi.

Non è ancora stato deciso chi sosterrà il costo. In base alla legge vigente, l’onere sarà a carico dei generatori, ma l’ANEEL non ha ancora stabilito come ripartirlo tra loro. La norma dovrà essere in vigore prima dell’inizio dei pagamenti. La Camera ha approvato l’urgenza di un progetto di legge che trasferisce l’onere principalmente ai consumatori, ma non ne ha ancora votato il merito.

Le garanzie e gli obblighi trasformano l’offerta in un impegno a costruire

Prima di sostenere un’offerta, gli investitori devono stabilire quale società firmerà il contratto e come verrà finanziata la costruzione fino all’entrata in esercizio. Man mano che il progetto avanza, gli impegni diventano più difficili da revocare e il contratto può comportare obblighi ulteriori rispetto alle garanzie.

La risoluzione può comportare una penale pari a tre anni di ricavi, anche in caso di ritardo del progetto superiore a 180 giorni. A nostro avviso, tale penale non è coperta dalle garanzie, perciò è importante valutare l’identità della società firmataria. Gli offerenti esteri e i consorzi con fondi devono operare tramite una società veicolo, mentre uno sviluppatore brasiliano può firmare a proprio nome e assumere l’obbligo a carico del proprio bilancio.

A nostro avviso, la revoca della concessione potrebbe impedire all’offerente e alla sua controllante diretta di partecipare alle aste dell’ANEEL per tre anni, estendendo le conseguenze oltre il singolo progetto.

L’offerente deve mantenere le garanzie durante la costruzione e dimostrare di disporre di patrimonio netto sufficiente, nel proprio bilancio o in quello della controllante. Il requisito patrimoniale è una verifica di bilancio, non un secondo deposito in contanti. Gli sviluppatori che non riescono a soddisfare autonomamente entrambi i requisiti dovranno trovare un partner prima di presentare un’offerta.

Le restrizioni al trasferimento del controllo limitano anche la possibilità di uscire anticipatamente: dall’assegnazione della concessione fino all’entrata in esercizio, lo sviluppatore non può trasferire il controllo del progetto a un acquirente esterno al gruppo. In questo periodo, quindi, uno sviluppatore non può fare affidamento sulla vendita del controllo a terzi per finanziare la costruzione.

Definire il ricavo fisso minimo e chi si assume gli obblighi

I vincitori prevedono circa 20 mesi tra l’asta e il primo pagamento. Il versamento delle garanzie dell’offerta inizia il 18 novembre, quindi il piano di finanziamento deve contemplare i costi finanziari molto prima dell’avvio dei ricavi.

Tre incertezze potrebbero ancora modificare la decisione:

• La legge sul finanziamento. Una modifica prima delle aste potrebbe ritardare il calendario: il direttore generale dell’ANEEL ha dichiarato che i bandi dovrebbero essere ripubblicati. Se la legge cambiasse dopo la firma dei contratti, dovrebbe stabilire come trattare quelli già in essere.
• Il volume. Il MME stabilisce la quantità soltanto il giorno dell’asta e il volume aggiudicato sarà inferiore se pochi progetti presenteranno un’offerta. Nessun offerente sa in anticipo quanta capacità sarà messa all’asta.
• Il rapporto tra le aste. L’asta aperta deve tenere conto della capacità produttiva nazionale individuata il 2 dicembre, ma le regole non spiegano come. Questo aumenta l’incertezza sul volume che verrà aggiudicato.

Prima di impegnare capitali, gli investitori devono valutare se il progetto può competere per la capacità nel proprio punto di connessione e quale ricavo fisso minimo serve per raggiungere il rendimento richiesto. La valutazione deve considerare la capacità di rete residua dopo il primo giorno, i costi di finanziamento e gestione della batteria e la società che si assumerà gli obblighi. Il piano di finanziamento deve reggere senza cedere il controllo a soggetti esterni al gruppo tra l’assegnazione della concessione e l’entrata in esercizio.

La Parte 3 calcola questo prezzo.