Cosa significa, ai sensi dell’Articolo 6, l’autorizzazione tra Cile e Svizzera e come funzionano le approvazioni bilaterali

L’approvazione da parte del Cile di un progetto di accumulo a batterie nel quadro del percorso dell’Articolo 6 collegato alla Svizzera è importante perché non si tratta di una normale approvazione di crediti di carbonio. È un’autorizzazione ai sensi dell’Articolo 6.2 per il trasferimento internazionale, il che significa che il risultato di mitigazione può essere tracciato come trasferimento di ITMO e supportato da un aggiustamento corrispondente nella contabilità nazionale.

Questa distinzione è il cuore dell’operazione. Ai sensi dell’Articolo 6.2, il Paese ospitante e il Paese acquirente hanno bisogno di un accordo bilaterale sul carbonio o di un quadro di cooperazione, oltre a un’autorizzazione esplicita per l’uso ai fini degli NDC o di altri scopi internazionali di mitigazione. Per acquirenti e investitori, questo sposta la conversazione sul rischio da “è un credito?” a “questa autorizzazione è solida, tracciabile e giuridicamente vincolante?”.

Le segnalazioni recenti indicano che il Cile ha approvato attività BESS lungo questo percorso, tra cui Diego de Almagro Sur BESS (228 MW / 912 MWh) e Arena BESS (220 MW / 1.100 MWh). Si tratta di dimensioni sufficienti per incidere sui flussi di operazioni istituzionali, ma abbastanza specifiche da testare come lo stoccaggio si inserisca nella finanza dell’Articolo 6.

Il punto pratico è semplice. Il governo non sta solo approvando un progetto. Sta decidendo se i risultati emissivi di una specifica attività di mitigazione possano essere conteggiati a livello internazionale, tracciati e corretti. È questo che acquirenti istituzionali, desk di trading e investitori in asset climatici devono valutare prima di prezzare durata, consegna e rischio di governance.

La conseguenza commerciale è più ampia di un singolo progetto. Se i BESS possono generare ITMO autorizzati, lo stoccaggio inizia ad assomigliare a una classe di attivi con ricavi stratificati, non solo a un asset per servizi di rete. Questo porta direttamente alla domanda sul perché le batterie stiano entrando ora nella conversazione sul mercato del carbonio.

Perché i sistemi di accumulo di energia a batteria stanno diventando una nuova classe di progetto del mercato del carbonio

Lo stoccaggio a batteria sta diventando più facile da giustificare come progetto del mercato del carbonio perché il problema della rete è evidente. Recenti sintesi di mercato indicano una riduzione materiale della produzione rinnovabile non assorbita in Cile, con una fonte del 2025 che cita circa 5,9 TWh di limitazione della produzione solare e un’altra che colloca la limitazione del 2025 intorno a 6,2 TWh. Per acquirenti e sviluppatori, questo sostiene la logica di riduzione della limitazione della produzione, monetizzazione dello stoccaggio, alleggerimento della congestione di rete e regolazione della produzione rinnovabile.

Anche il caso economico non è più teorico. Il Cile dispone già di grandi impianti BESS su scala utility e di un portafoglio in crescita di asset standalone e ibridi. Questo conta perché mostra che il mercato è andato oltre la scala pilota. La finanza del carbonio può ora essere inquadrata come un acceleratore incrementale, non come l’unico motivo per cui un progetto esiste.

I BESS generano riduzioni delle emissioni spostando l’eccesso di solare ed eolico verso le fasce di domanda serali, sostituendo i picchi fossili e riducendo gli sprechi. Ecco perché il linguaggio commerciale rilevante è ottimizzazione del dispacciamento, sostituzione dei picchi di domanda, servizi ancillari e solare più accumulo ibrido. Gli acquirenti hanno bisogno di una baseline difendibile. Gli sviluppatori hanno bisogno di più di una sola fonte di ricavo.

Anche le tendenze dei costi aiutano. Commenti di settore nel 2025 hanno evidenziato forti cali dei costi delle batterie di rete, riducendo il ponte di finanza del carbonio necessario per rendere investibili i primi progetti. Questo non dimostra da solo la bancabilità, ma rende la classe di attivi più facile da finanziare.

La conclusione principale è che lo stoccaggio sta iniziando ad apparire come una tipologia di progetto del mercato del carbonio a sé stante. Una volta che ciò accade, il mercato deve pensare in modo nuovo all’offerta di ITMO, ai prezzi e all’appetito degli acquirenti.

Come questa operazione potrebbe influire sull’offerta di ITMO, sulle aspettative di prezzo e sulla domanda degli acquirenti

Se il Cile continua ad approvare progetti BESS, l’offerta dell’Articolo 6 potrebbe espandersi oltre il consueto mix di uso del suolo e cambio di combustibile, entrando in un portafoglio più infrastrutturale. Questo conta perché gli acquirenti che cercano offerta di ITMO, unità con aggiustamento corrispondente e crediti collegati agli NDC spesso preferiscono attivi con dati operativi chiari e misurazione standardizzata.

I progetti approvati sono abbastanza grandi da essere rilevanti per gli operatori istituzionali, ma non così grandi da saturare il mercato. Questo suggerisce una probabile fase da pilota a scala, in cui i primi offtake di ITMO potrebbero avere un premio strategico per l’accesso da first mover, la qualità di conformità e la provenienza bilaterale. È un’inferenza, ma deriva da quanto sia ancora scarsa l’offerta autorizzata dell’Articolo 6.

La domanda degli acquirenti probabilmente si concentrerà sulle controparti che attribuiscono importanza alla credibilità della transizione. Tra queste figurano utility, imprese con obiettivi di emissioni residue, fondi climatici e acquirenti allineati sovrani che cercano risultati di mitigazione di maggiore integrità. I termini rilevanti qui sono approvvigionamento ai sensi dell’Articolo 6, attivi di carbonio di qualità per la conformità, finanza climatica sovrana e accordi di acquisto anticipato.

Il prezzo dipenderà dal fatto che il mercato tratti gli ITMO da BESS come unità scarse e ad alta integrità, con MRV solido e sostegno governativo, oppure come attivi operativamente complessi con ipotesi di baseline incerte. Questa tensione conta perché influisce sulla capacità degli sviluppatori di contabilizzare in anticipo i futuri ricavi da carbonio al momento del financial close.

La questione successiva è la due diligence. Se queste unità devono essere finanziabili su larga scala, gli investitori hanno bisogno di chiarezza su addizionalità, MRV e approvazioni del Paese ospitante.

Cosa devono monitorare sviluppatori e investitori su addizionalità, MRV e approvazioni del Paese ospitante

La prima domanda riguarda l’addizionalità. Gli investitori devono sapere se il progetto di accumulo è davvero addizionale come attività di mitigazione ai sensi dell’Articolo 6, oppure se sarebbe stato finanziato comunque sulla base dei soli ricavi del mercato elettrico. Questo è il nucleo del test di addizionalità e guida la discussione su barriera all’investimento, stratificazione dei ricavi da carbonio e bancabilità al financial close.

L’MRV è più impegnativo per i BESS che per molti progetti di generazione. L’impatto emissivo dipende dai modelli di dispacciamento, dalle emissioni marginali della rete, dalla fonte di carica, dall’efficienza di andata e ritorno e dal fatto che la scarica avvenga quando la rete è effettivamente ad alta intensità di carbonio. Ciò significa che gli investitori dovrebbero aspettarsi requisiti più rigorosi per l’architettura di misurazione, la metodologia di baseline e le tracce di audit dei dati.

L’approvazione del Paese ospitante non è una formalità. L’architettura dell’Articolo 6 enfatizza autorizzazione, tracciamento e rendicontazione affinché i risultati trasferiti possano essere riflessi in modo trasparente ed evitare il doppio conteggio. Questo rende la prontezza del registro, la qualità della lettera di autorizzazione e l’esecutività giuridica temi centrali per i consulenti legali e i trader di asset di carbonio.

Gli sviluppatori devono anche essere precisi su quale sia la base della rivendicazione di carbonio. Si tratta di limitazione evitata della produzione, di sostituzione di picchi fossili, o di entrambe? Ogni impostazione implica una baseline diversa e un profilo di rischio diverso nelle negoziazioni con gli acquirenti. Questo conta per la struttura dell’offtake, soprattutto se l’acquirente vuole ipotesi di emissione conservative e margini di consegna.

Una volta chiarite queste tutele, la questione più ampia diventa regionale. Se il Cile può farlo per lo stoccaggio, altri mercati possono usare l’Articolo 6 per sbloccare un portafoglio più ampio e bancabile?

Il segnale più ampio per l’America Latina: i progetti di accumulo possono sbloccare più finanza dell’Articolo 6?

Il Cile sta diventando un caso di riferimento regionale perché combina un’elevata penetrazione delle rinnovabili, pressione sulla limitazione della produzione e un portafoglio di accumulo maturo. Recenti commenti di mercato collocano inoltre il Cile tra i mercati BESS più attivi dell’America Latina, con uno sviluppo di accumulo su scala multi-gigawatt discusso per i prossimi anni.

Il segnale per gli investitori è che l’Articolo 6 potrebbe contare di più per le infrastrutture climatiche hard asset quando il progetto risolve un problema di sistema, come congestione o limitazione della produzione, piuttosto che produrre semplicemente compensazioni. Lo stoccaggio può collocarsi tra ricavi del mercato elettrico e monetizzazione del mercato del carbonio.

Per altri mercati, il modello probabile non è la replica esatta. È l’adattamento. I Paesi con forte crescita del solare, colli di bottiglia nella trasmissione e partner bilaterali favorevoli potrebbero usare il precedente cileno per testare strutture ITMO legate allo stoccaggio. Questo è rilevante per sviluppatori di progetto, istituzioni finanziarie per lo sviluppo, fondi infrastrutturali e acquirenti corporate alla ricerca di attivi climatici de-rischiati.

Se il caso Cile-Svizzera dimostra che i BESS possono essere autorizzati in modo pulito, finanziati in anticipo e tracciati in modo trasparente, potrebbe ampliare l’universo investibile dell’Articolo 6 oltre i consueti progetti di energia rinnovabile. Il punto più ampio è che non si tratta solo di una pietra miliare del mercato del carbonio. È un modello per capire come i mercati emergenti possano finanziare la modernizzazione della rete con capitale legato al clima.