Brasile e Sudafrica: contraddizioni energetiche tra rinnovabili e fonti fossili

Brasile e Sudafrica a confronto: investimenti in rinnovabili, eolico offshore, pre-sale, load shedding e idrogeno verde. Dati aggiornati al 2026.

Executive Summary

Nel biennio 2025‑2026 il Brasile ha mostrato una duplice dinamica negli investimenti energetici: da un lato un consistente finanziamento pubblico per le rinnovabili, in particolare nel Nordest; dall’altro l’accelerazione dei progetti petroliferi nel pre‑sale. Nella regione nord‑orientale, che concentra l’82,3% della capacità installata solare ed eolica del paese, BNDES ha stanziato 10 miliardi di real per le energie pulite, inclusi 1 miliardo per la costruzione di 11 impianti fotovoltaici ad Arinos (Minas Gerais) da 505 MW, avviati all’inizio del 2026. Nello stesso periodo, le aziende del settore hanno sospeso investimenti per 38,8 miliardi di real (di cui 141 progetti per 18,9 miliardi) a causa dell’aumento dei costi operativi e della perdita di agevolazioni fiscali.

L’eolico offshore ha compiuto passi avanti: nel giugno 2025 l’Ibama ha rilasciato la prima licenza preliminare per un progetto da 24,5 MW ad Areia Branca, mentre a fine 2025 risultavano 103 richieste di licenza per una potenza complessiva di 244,5 GW. Il potenziale tecnico dell’eolico offshore è stimato in 697 GW (secondo la Banca mondiale e l’EPE fino a 1 200 GW). La prima asta eolica offshore, inizialmente prevista per il 2026, è stata posticipata al 2027 dopo la pubblicazione del decreto regolatorio nel primo semestre 2026. I finanziamenti ai progetti offshore passano attraverso accordi tra BNDES e Banco do Nordeste (41 miliardi di real) e tra BNDES e CEXIM (un fondo da 1 miliardo di dollari, attivo dal 2026).

Parallelamente, gli investimenti nel petrolio, specie nel pre‑sale, continuano a dominare. Petrobras ha annunciato un piano di investimenti di 109 miliardi di dollari per il periodo 2026‑2030, di cui 91 destinati all’implementazione dei progetti. Nel 2025 la produzione del pre‑sale ha raggiunto 4,897 milioni di barili equivalenti al giorno, con un picco a luglio di 5,160 milioni. Nel 2026 i finanziamenti per la transizione energetica sono stati ridotti del 20%, con una contrazione del 58% degli investimenti in eolico e solare. Nel giugno 2025 l’Ibama ha sospeso l’autorizzazione per un progetto da 196,4 miliardi di real a causa dell’assenza di un piano climatico dettagliato. Per il luglio 2026 è prevista la sesta asta di vendita del petrolio del pre‑sale, con 106,5 milioni di barili provenienti da sei giacimenti.

In Sudafrica, Eskom ha registrato 300 giorni consecutivi senza interruzioni programmate (load shedding) dal 1° aprile 2025 al 12 marzo 2026, grazie al miglioramento del fattore di disponibilità energetica (EAF) al 65,85% e alla riduzione delle perdite impreviste di potenza da 16,5 GW (2023) a 9,1 GW (31 marzo 2026). Un evento importante è stato il completamento dell’Unità 6 della centrale Kusile, avvenuto il 29 settembre 2025, che ha aggiunto 800 MW alla rete. Con il piano di recupero della generazione sono stati ripristinati 7,8 GW di capacità dal 2023, mentre il consumo di gasolio per le turbine a ciclo aperto (OCGT) è diminuito del 57,35% tra aprile 2025 e marzo 2026, con un risparmio di 6,38 miliardi di rand.

Nel 2025 Eskom ha presentato un piano di investimenti quinquennali da 320 miliardi di rand, che include 5,9 GW di nuova generazione pulita. L’Integrated Resources Plan (IRP 2025) prevede il prolungamento della vita operativa di 10 centrali a carbone. Nel 2025 il governo sudafricano e i partner internazionali (UE, Regno Unito, Danimarca, Francia, Germania, Paesi Bassi) hanno annunciato il piano “Just Energy Transition Partnership” (JETP) con 10 miliardi di dollari. Nel 2026 la Germania, tramite KfW, ha messo a disposizione 23 milioni di euro per la de‑risking di 24 progetti strategici di idrogeno verde. Nel 2025 è stato annunciato il progetto dell’idrogeno a Coega, finanziato con 20 milioni di dollari dal SA‑H2 Fund, con avvio commerciale previsto per il 2029.

Nel 2026 in Sudafrica sono attivi diversi progetti di idrogeno verde: l’elettrolizzatore da 1 GW del CSIR, l’elettrolizzatore da 110 kW della Wits‑South Africa Hydrogen Localisation Initiative e il progetto Prieska Power Reserve con una produzione annua di 80 000 tonnellate di idrogeno. BurnStar Technologies e Mitochondria Energy Company hanno sottoscritto un accordo per la fornitura di idrogeno turchese per 15 sistemi a celle a combustibile da 50 kW ciascuno, avvio previsto per fine 2026. Nel continente africano sono stati censiti 78 progetti di idrogeno verde con una potenza complessiva di 38 GW e investimenti previsti per 194 miliardi di dollari, con Sudafrica, Egitto e Marocco tra i leader.

Il dato più rilevante è la contemporanea espansione di progetti su larga scala in Brasile nei settori rinnovabile e pre‑sale, mentre i finanziamenti per le tecnologie di transizione diminuiscono, creando una tensione tra impegni climatici e strategie economiche. In Sudafrica, il raggiungimento di 300 giorni consecutivi senza load shedding conferma una maggiore stabilità del sistema elettrico, anche se la sostenibilità a lungo termine dipende dall’attuazione dei piani di passaggio all’energia pulita e dall’integrazione delle fonti rinnovabili.

Parte I – Brasile: energie rinnovabili, eolico offshore e pre‑sale

Nel 2025‑2026 il Brasile ha evidenziato un andamento contraddittorio degli investimenti energetici: consistenti iniezioni di capitale nelle rinnovabili, in particolare nel Nordest, e contemporanea accelerazione dei progetti petroliferi nel pre‑sale, accompagnata da un taglio ai fondi per le tecnologie di transizione. Un evento centrale è stato l’approvazione da parte di BNDES di un finanziamento di 1 miliardo di real (circa 185,1 milioni di dollari) per la costruzione di 11 impianti solari ad Arinos, nello stato di Minas Gerais, per una potenza complessiva di 505 MW, entrati in funzione all’inizio del 2026. Questo progetto fa parte di una più ampia iniziativa BNDES che, nel 2025, ha stanziato 10 miliardi di real per progetti di energia pulita nel Nordest, con una parte di fondi a fondo perduto nell’ambito del programma “Nova Indústria Brasil”.

Nello stesso periodo, nel Nordest si è osservata una forte flessione degli investimenti: le aziende del settore rinnovabile hanno sospeso quasi 38,8 miliardi di real di investimenti tra il 2025 e il 2026, valutando la possibilità di lasciare la regione a causa dell’aumento dei costi operativi e della perdita di agevolazioni fiscali. Questa tendenza è confermata dal fatto che 141 impianti solari ed eolici hanno sospeso investimenti per 18,9 miliardi di real. Nonostante ciò, il Nordest rimane dominante nelle rinnovabili: detiene l’82,3% della potenza installata totale solare ed eolica del paese, inclusi 30 GW di capacità operativa e il 78% dei progetti in fase di costruzione. Nel 2025 sono stati aggiunti 6.751,03 MW di potenza, di cui 2.464,04 MW solari e 1.537,90 MW eolici.

L’eolico offshore ha registrato uno sviluppo accelerato. Nel giugno 2025 l’Ibama ha rilasciato la prima licenza preliminare per un progetto al largo di Areia Branca (Rio Grande do Norte) con due aerogeneratori (8,5 MW e 16 MW) per una potenza totale di 24,5 MW. Il progetto, sviluppato dall’Istituto Senai di Innovazione per le Energie Rinnovabili (ISI-ER), dovrà ottenere la licenza di installazione entro 18 mesi e diventare operativo entro 36 mesi. A fine 2025, l’Ibama aveva registrato 103 richieste di licenza per progetti offshore per una potenza complessiva di 244,5 GW; secondo altre stime si trattava di 104 progetti per un potenziale di 700 GW. Il potenziale tecnico dell’eolico offshore è di 697 GW e, secondo la Banca mondiale e l’EPE, può arrivare a 1 200 GW. La prima asta era prevista per il 2026, ma è stata rinviata al 2027 dopo la pubblicazione del decreto regolatorio nella prima metà del 2026.

I finanziamenti per i progetti offshore sono gestiti attraverso iniziative congiunte di BNDES e Banco do Nordeste, che nel marzo 2025 hanno sottoscritto un accordo per 41 miliardi di real destinati all’eolico offshore e alle tecnologie verdi. Inoltre, BNDES e l’Export‑Import Bank of China (CEXIM) hanno siglato un accordo per un fondo da 1 miliardo di dollari (400 milioni da BNDES) per sostenere progetti di transizione energetica, IA, infrastrutture, estrazione mineraria e agricoltura in Brasile, che diventerà operativo nel 2026. Nel 2025, BNDES ha anche finanziato 16 impianti solari in 13 città di nove stati per un totale di 156 milioni di real e 31 MW di potenza.

Gli investimenti petroliferi, in particolare nel pre‑sale, continuano a dominare. Petrobras ha annunciato un piano di investimenti di 109 miliardi di dollari (581,4 miliardi di real) per il periodo 2026‑2030, di cui 91 miliardi destinati alla realizzazione di progetti e 18 miliardi alla fase di valutazione. Nel 2025 l’azienda ha investito 3 miliardi di dollari nelle rinnovabili e nell’espansione dei progetti pre‑sale. Tuttavia, nel 2026 i finanziamenti per le iniziative di transizione energetica sono stati ridotti del 20%, con una contrazione specifica del 58% per l’eolico e il solare. Nel 2025 la produzione del pre‑sale ha raggiunto 4,897 milioni di barili equivalenti al giorno (+13,3% rispetto al 2024) e a luglio 2025 ha toccato il record di 5,160 milioni di barili. Nel corso del 2025 sono entrati in produzione i giacimenti Itapu (con FPSO P‑71) e Búzios 6 (con FPSO P‑78, capace di produrre fino a 180 000 barili al giorno).

I piani di sviluppo del pre‑sale prevedono la costruzione di 11 nuove piattaforme (FPSO) entro il 2027, tra cui la piattaforma Sepetiba nel giacimento di Mero, con una capacità di 180 000 barili al giorno. La quarta fase del pre‑sale nel bacino di Santos ha una produzione attesa di 773 000 barili al giorno, pari al 23% dell’estrazione nazionale. Nel giugno 2025 l’Ibama ha sospeso l’autorizzazione per un progetto da 196,4 miliardi di real a causa della mancanza di un piano climatico dettagliato, condizione necessaria per riprendere l’iter autorizzativo. Petrobras ha anche acquisito il 3,5% del giacimento Mero e lo 0,95% del giacimento Atapu, portando le sue quote rispettivamente al 41,4% e al 66,38%. Per il luglio 2026 è prevista la sesta asta di vendita del petrolio del pre‑sale, con 106,5 milioni di barili provenienti dai campi Mero, Itapu, Atapu, Sépia, Búzios e Bacalhau.

Nonostante le tendenze contrastanti, le dichiarazioni ufficiali confermano l’intenzione di uno sviluppo equilibrato. Petrobras ha dichiarato che manterrà il 31% della sua matrice energetica da fonti rinnovabili fino al 2050, pur espandendo la produzione nel pre‑sale. Il Ministero delle Miniere e dell’Energia (MME) ha fissato un limite di 12 miglia nautiche per i progetti eolici offshore e prevede la creazione di 500 000 posti di lavoro nel settore entro il 2050. Tuttavia, la mancanza di trasparenza sui finanziamenti, l’assenza di dati sugli investimenti diretti nei progetti offshore e l’indisponibilità di informazioni sui costi di costruzione specifici rendono difficile un’analisi economica completa. È importante notare che, nonostante la crescita degli investimenti nelle rinnovabili, nel 2025‑2026 si è registrata una significativa fuga di capitali dal settore, evidenziando la vulnerabilità dell’attuale modello di sviluppo.

Il fatto più rilevante accertato è che il Brasile, nel 2025‑2026, sta sviluppando contemporaneamente progetti su larga scala sia nel settore delle rinnovabili che in quello del pre‑sale, mentre i finanziamenti per le tecnologie di transizione vengono ridotti, generando una tensione tra gli impegni climatici e la strategia economica.

Parte II – Sudafrica: stabilità della rete, idrogeno verde e minerali critici

Nel periodo dal 1° aprile 2025 al 12 marzo 2026, Eskom ha registrato 300 giorni consecutivi senza load shedding, grazie al miglioramento del fattore di disponibilità energetica (EAF) e alla riduzione dei fermi imprevisti. In questi 12 mesi l’EAF è stato del 65,85%; nell’esercizio 2025‑2026 ha raggiunto il 65,35%, con un aumento del 4,75% rispetto al 2023‑2024. Un fattore chiave è stata la riduzione delle perdite impreviste di potenza, passate da 16,5 GW nel 2023 a 9,1 GW entro il 31 marzo 2026 (-44,5%). Nella settimana dal 6 al 12 marzo 2026 la perdita media è scesa da 15,382 GW a 7,224 GW (-53%).

Nonostante il miglioramento, nei mesi di aprile e maggio 2025 si sono registrate 26 ore di interruzioni, a testimonianza di una persistente vulnerabilità del sistema. Tuttavia, nel periodo 1° aprile – 31 agosto 2026 Eskom non prevede sovraccarichi della rete, grazie a una riserva di potenza di 6 GW e al funzionamento stabile degli impianti. Un evento importante è stato il completamento dell’Unità 6 della centrale Kusile, avvenuto il 29 settembre 2025, che ha aggiunto 800 MW alla rete, portando la potenza complessiva di Kusile e Medupi a 9,6 GW. L’Unità 6 è stata riconosciuta commerciale da settembre 2025, sebbene la produzione fosse iniziata il 23 marzo 2025.

Eskom sta attuando un piano di recupero della generazione, che ha ripristinato 7,8 GW di capacità dal 2023, includendo l’Unità 4 di Medupi e l’Unità 6 di Kusile. Grazie a questo piano sono stati aggiunti 4,0 GW di potenza supplementare, riducendo il consumo di gasolio per le turbine a ciclo aperto (OCGT) del 57,35% tra il 1° aprile 2025 e il 12 marzo 2026, con un risparmio di 6,38 miliardi di rand. Nel periodo 2023‑2026 la spesa per il gasolio è calata complessivamente di 26,9 miliardi di rand (circa 1,4 miliardi di dollari).

Nel 2025 Eskom ha annunciato un piano di investimenti quinquennali da 320 miliardi di rand, che prevede l’aggiunta di 5,9 GW di generazione pulita. Nel 2026 è iniziata la costruzione di 2 GW di energia rinnovabile. La strategia a lungo termine, approvata nel 2025, punta a ridurre la capacità a carbone da 39 GW a 18 GW e a raggiungere 32 GW da fonti rinnovabili entro il 2040. Contestualmente, l’Integrated Resources Plan (IRP 2025) prolunga la vita operativa di 10 centrali a carbone, alcune delle quali continueranno a funzionare per dieci anni più del previsto.

Nel 2025 il governo sudafricano e i partner internazionali (UE, Regno Unito, Danimarca, Francia, Germania, Paesi Bassi) hanno annunciato il piano “Just Energy Transition Partnership” (JETP) con 10 miliardi di dollari. Ulteriori 2,4 miliardi di dollari sono arrivati sotto forma di contributi bilaterali. Nel 2026 la Germania, attraverso KfW, ha stanziato 23 milioni di euro per de‑risking di progetti chiave di idrogeno verde, tra cui 24 progetti classificati come strategici. Nell’ambito dello stesso programma, nel 2025 è stato presentato il progetto di idrogeno verde a Coega, con 20 milioni di dollari dal SA‑H2 Fund, la cui commercializzazione è prevista per il 2029.

Nel 2026 in Sudafrica sono in corso diversi progetti di idrogeno verde. Il progetto CSIR, approvato nel maggio 2024 e avviato nel giugno 2025, prevede un elettrolizzatore da 1 GW in grado di produrre 72‑88 000 tonnellate di idrogeno l’anno, evitando 0,7 milioni di tonnellate di CO₂. La Wits‑South Africa Hydrogen Localisation Initiative ha ricevuto 350 milioni di rand (circa 5,3 milioni di dollari) per un elettrolizzatore da 110 kW. Il progetto Prieska Power Reserve, sostenuto da KfW e IDC, punta a produrre 80 000 tonnellate annue di idrogeno. BurnStar Technologies e Mitochondria Energy Company hanno firmato un accordo per la fornitura di idrogeno turchese a 15 sistemi a celle a combustibile da 50 kW ciascuno (potenza complessiva 800 kW), con avvio previsto per la fine del 2026.

Nel 2026 il Sudafrica rafforza la collaborazione con India e Cina sui minerali critici. L’accordo tra India e Africa, confermato il 22 aprile 2026, prevede investimenti congiunti per 75 miliardi di dollari e un volume di scambi di circa 100 miliardi di dollari nel settore del platino, manganese e cromo. La Cina è il principale partner commerciale del Sudafrica, con scambi pari a 36,4 miliardi di dollari nel 2025. Gli Stati Uniti, pur avendo annunciato nel 2025 il ritiro dall’accordo, hanno erogato 56 milioni di dollari in sovvenzioni e potenzialmente 1 miliardo di dollari in investimenti commerciali.

Nel 2025 l’Industrial Development Corporation (IDC) ha investito 160 milioni di rand in otto società di proprietà di minoranze per lo sviluppo di minerali critici, tra cui manganese, platino e grafite. Nell’ambito del Global Lobito Corridor, finanziato con 5 miliardi di dollari dalla Partnership for Global Infrastructure and Investment, si prevede di modernizzare la logistica per l’estrazione e l’esportazione di minerali. Nel 2026 in Africa sono stati censiti 78 progetti di idrogeno verde, con una potenza complessiva di 38 GW e investimenti previsti per 194 miliardi di dollari; il Sudafrica, insieme a Egitto e Marocco, figura tra i paesi leader.

Nonostante i miglioramenti, nel 2026 permane il rischio di un aumento dell’energia non fornita (unserved energy) a causa dell’uscita di 5,26 GW di produzione a carbone nel 2029‑2030, che potrebbe causare blackout critici nel 2029. Le perdite economiche dovute alle interruzioni nel 2025 sono state stimate in 900 milioni di rand al giorno, mentre il costo complessivo della crisi energetica, secondo Greenpeace Africa, è di 721 miliardi di rand (38 miliardi di dollari).

Il dato più rilevante accertato è che Eskom ha raggiunto 300 giorni consecutivi senza interruzioni programmate al 12 marzo 2026, dimostrando la resilienza del sistema elettrico grazie a un massiccio recupero della capacità produttiva e alla riduzione del consumo di gasolio. Tuttavia, la stabilità a lungo termine dipende dall’attuazione dei piani di transizione verso l’energia pulita e dall’integrazione delle fonti rinnovabili.

Foto di Heverton Nascimento su Unsplash

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