A Itália realizou no fim de setembro o primeiro leilão MACSE (acrônimo em italiano), oferecendo contratos de 15 anos para sistemas de armazenamento. Resumindo, é como um arrendamento: os projetos disponibilizam sua capacidade ao operador do sistema (Terna) em troca de pagamentos fixos, além de 20% das receitas com serviços ancilares – sob algumas regras. O evento interessa ao Brasil, que discute a realização de um leilão para contratação de baterias em 2026.

Foram selecionados 14 projetos de baterias, com entrega prevista para 2028 em modelo “pay-as-bid”, no qual cada vencedor recebe o preço que ofertou (os pagamentos fixos). Mais de 40 GWh concorreram, refletindo forte apetite no setor. As baterias terão entre 6 e 8 horas de duração, eficiência mínima de 70%, potências de 40 a 550 megawatts (MW) e capacidades de 0,25 a 3,5 gigawatts-hora (GWh). O Sul e a região da Calábria concentraram a maior parte do volume, de aproximadamente 7 GWh.

O preço médio ficou em 12,959 €/MWh, frente a um teto de 37,000 €/MWh. A Enel dominou o leilão, levando dois terços da capacidade total e mais de 80% do volume no Sul, aproveitando sua escala e infraestruturas já existentes.

Como a conta fecha?

O consenso de mercado indicava preços ao redor dos 25,000 €/MWh. Porém, o resultado foi quase a metade disso. Dado que o CAPEX (valor do investimento) típico destes projetos varia entre 190 a 280 mil €/MWh, segundo a Terna, os preços do MACSE impõem um desafio para os desenvolvedores. Os esforços focaram em três frentes: (1) reduzir o CAPEX, (2) baratear o custo de financiamento e (3) capturar receitas de mercado.

Primeiro, a redução do CAPEX. Grandes players, com acesso a economias de escala e áreas “brownfield” (já construídas), reduziram custos ao aproveitar infraestrutura existente. Por exemplo, aproveitar locais de usinas desativadas pode simplificar a conexão, licenciamento e obras, fator decisivo para a competitividade dos projetos.

Segundo, o custo de financiamento. A receita fixa por 15 anos transforma projetos antes incertos em ativos com fluxo de caixa bem-comportado, permitindo acessar crédito mais barato. Além disso, a escala, a força financeira e o bom rating de grandes players lhes dão mais competitividade.

No caso da Enel, a dominância vem de dois fatores: (1) o rating com grau de investimento e (2) as economias de escala. Para a Pexapark, uma provedora de inteligência de mercado, o projeto Brindisi 3 ilustra bem o segundo ponto. Ao ser planejado junto à usina a carvão Federico II, em Puglia (sul do país), o empreendimento se beneficia do acesso facilitado à conexão, ao terreno e às licenças, já que a usina estava prevista para ser desativada em 2025 – algo ainda sob discussão.

Terceiro, capturar receitas de mercado. Além da remuneração fixa, trata-se do direito a 20% das receitas de serviços ancilares e da possibilidade de novos ganhos ao sobredimensionar projetos para vender a capacidade excedente. Após os 15 anos do contrato, o ativo poderá operar livremente no mercado, podendo gerar um fluxo de caixa adicional.

Esse upside, porém, tem limites. Os ciclos adicionais aceleram a degradação dos equipamentos. Além disso, com mais baterias em operação, o aumento da oferta pode reduzir as receitas de mercado (a tal “canibalização”), sobretudo no período pós-contrato, comprimindo margens e tornando o retorno adicional incerto.

No que ficar de olho

O primeiro leilão do MACSE foi um marco para as baterias, reafirmando que receitas estáveis de longo prazo podem destravar investimento e trazer competição. Com a meta de atingir 50 GWh até 2030, a Itália contratará mais 40 GWh nas próximas rodadas, para entrega em 2029 e 2030. Resta ver, agora, como será o desempenho real desses projetos, e como os desenvolvedores responderão à pressão sobre as margens em um mercado cada vez mais competitivo.