I Congestion Revenue Rights (CRR) e i Financial Transmission Rights (FTR) sono contratti finanziari che possono aiutare i proprietari e gli operatori di batterie a coprire i rischi e, potenzialmente, ad aumentare i rendimenti.
Una volta che una risorsa si collega alla rete, le sue opportunità di guadagno sono legate alle dinamiche dei prezzi nella sua posizione sulla rete. Quando nuovi generatori e linee di trasmissione modificano i flussi di potenza e la topologia della rete, i modelli di domanda e offerta — e quindi i modelli di prezzo — cambiano.
Questi cambiamenti possono ridurre gli spread di prezzo e diminuire i ricavi da arbitraggio per le batterie. Ad esempio, gli spread di prezzo nella zona di carico di Houston sono diminuiti negli ultimi anni rispetto agli spread nel resto della rete.
Poiché la posizione di una batteria sulla rete determina in modo significativo i suoi ricavi merchant, come può l’operatore gestire il rischio di prezzo locale — e magari beneficiare delle differenze di prezzo sulla rete?
La risposta? Congestion Revenue Rights.
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I Congestion Revenue Rights permettono ai generatori di accedere a prezzi più alti indipendentemente dalla loro posizione
In una rete nodale, il prezzo marginale locazionale (LMP) varia tra i nodi. Tipicamente, è più alto nei nodi con eccesso di domanda e più basso nei nodi con eccesso di offerta.
Il principio base di un CRR è permettere ai partecipanti al mercato — che agiscano come generazione, domanda o storage — di coprire il rischio di prezzo locazionale. Le unità di generazione possono esporsi a prezzi più alti vicino ai centri di domanda, mentre le entità di carico possono accedere a prezzi più bassi in aree della rete meno congestionate.
Ci sono sei caratteristiche che definiscono un CRR:
- Durata: La durata del contratto — tipicamente un mese o una stagione.
- Fascia oraria: L’orario in cui il contratto è attivo — di solito ore di punta e fuori punta, con definizioni che variano a seconda della regione.
- Volume: La quantità di potenza contrattata, in MW.
- Sorgente: Il punto della rete dove viene immessa l’energia, ad esempio il nodo del generatore.
- Destinazione: Il punto della rete dove viene prelevata l’energia, spesso l’hub di scambio di una zona di carico.
- Tipo: Un CRR può essere un “obbligo” o un’“opzione”. In questo articolo ci concentriamo sul sottotipo obbligazione.
I pagamenti dei CRR sono finanziati dagli introiti da congestione raccolti dall’operatore di rete. Questo li distingue dagli strumenti di copertura — come futures e opzioni — presenti nei mercati finanziari: non c’è una controparte che prende la posizione opposta. Il prezzo dei contratti viene stabilito tramite aste che si tengono ogni mese o stagione.
I contratti CRR sono sia flessibili sia puramente finanziari, e la destinazione non deve essere fisicamente collegata alla sorgente. Allo stesso modo, un partecipante al mercato non deve possedere o gestire infrastrutture fisiche presso un nodo coinvolto nella transazione. Questo è fondamentale per rendere i CRR uno strumento di gestione del rischio valido per le batterie.
Come funzionano i CRR e come aumentano i ricavi?
Un CRR paga al detentore la differenza di prezzo tra due nodi, moltiplicata per il volume di capacità contrattata, in MW.
La differenza tra i due prezzi è chiamata “basis” ed è calcolata come il prezzo al nodo di destinazione meno il prezzo al nodo di sorgente. Questi contratti utilizzano i prezzi day-ahead dei nodi e sono prodotti puramente finanziari: le operazioni fisiche non influiscono sulla liquidazione.
Possiamo usare il nodo di prezzo di Angleton BESS in ERCOT per illustrare come i CRR potrebbero essere utilizzati nella pratica.
Dalla sua messa in servizio nel marzo 2025 fino ad agosto 2025, Angleton ha guadagnato $16/kW nei Servizi Accessori e nell’arbitraggio energetico, ovvero $160k in totale. Il sito è stato la batteria con le migliori prestazioni in termini di Top-Bottom price capture rate, come evidenziato nei report benchmark ERCOT di Modo Energy per agosto e settembre 2025.
Un contratto CRR da 10MW on-peak nel Q2 2025 tra il nodo di Angleton BESS e l’Hub della zona di carico di Houston avrebbe generato un pagamento CRR di $50.7k al titolare del contratto.
La differenza tra i due prezzi nodali durante le ore di punta (giorni feriali tra le 7 e le 21) nel corso del trimestre ammonta a $5.073. Moltiplicando per il volume contrattuale di 10MW si ottiene il valore nozionale di $50.7k.
Il prezzo al nodo di Angleton BESS è regolarmente più basso rispetto a quello della zona di carico di Houston nelle ore di punta. Questo a causa del vicino impianto solare da 380MW che abbassa i prezzi a metà giornata nella regione, e del fatto che Angleton, con una potenza nominale di 9,9MW, è troppo piccolo per risolvere il vincolo di congestione.
Includere un contratto CRR avrebbe aumentato i ricavi di Angleton. Il CRR illustrativo descritto sopra avrebbe portato i ricavi complessivi a $210k — un aumento del 31%.
I CRR possono coprire il rischio di basis locazionale di una batteria?
In breve: sì, ma le batterie affrontano sfide uniche.
Una batteria deve caricare e scaricare, ma un CRR standard può coprire solo una di queste direzioni. Questo costringe gli operatori a scegliere quale rischio è più rilevante.
(Nota: le opzioni CRR si comportano diversamente dalle obbligazioni CRR, ma sono fuori dallo scopo di questo articolo.)
Usare il nodo della batteria come sorgente copre i rischi di picco serale, ma aumenta l’esposizione al mattino
Consideriamo prima quando la batteria scarica con prezzi nodali bassi. Se il prezzo dell’hub è più alto del prezzo nodale della batteria, il CRR paga, compensando in parte i bassi ricavi all’ingrosso. Ma se il prezzo dell’hub è ancora più basso, la batteria effettua pagamenti CRR che riducono il suo margine.
Ora consideriamo prezzi nodali alti. Qui il CRR può essere un catalizzatore: se i prezzi dell’hub sono ancora più alti, il contratto aumenta ulteriormente i ricavi — e porta la performance della batteria in linea con le altre della zona. Se i prezzi dell’hub sono più bassi, i pagamenti CRR riducono i ricavi e il vantaggio della congestione locale.
Ma questa è la natura di una copertura: si sacrifica parte del potenziale per proteggersi dal rischio di perdita.
A differenza dei generatori tradizionali, i CRR creano una dinamica unica per le batterie quando si tratta di carica.
Un CRR con la sorgente posizionata al nodo della batteria aumenta i rischi associati alla carica nelle ore centrali della giornata.
Se il prezzo nodale della batteria è basso a mezzogiorno, può caricare a basso costo in preparazione al picco serale. Un prezzo dell’hub più alto genererebbe pagamenti CRR che compensano i costi di carica — impattando positivamente la batteria.
Ma la situazione opposta è la peggiore delle ipotesi.
Un prezzo nodale alto e un prezzo dell’hub basso in questa situazione significherebbero una carica costosa e obblighi CRR rilevanti.
Posizionare la destinazione al nodo della batteria può coprire il rischio mattutino
Sebbene i termini “sorgente” e “destinazione” evochino flussi energetici reali, i CRR sono contratti puramente finanziari. Ciò significa che un CRR può funzionare ‘al contrario’ — dall’hub al nodo del generatore.
Questo tipo di CRR — con un hub di carico come sorgente e il nodo della batteria come destinazione — può coprire i rischi associati a prezzi sfavorevoli nei periodi di carica. La logica descritta nella sezione precedente si applica anche qui.
Durante il giorno, prezzi nodali bassi significano che la carica è economica. Il CRR con destinazione al nodo dell’asset può rendere questi periodi più costosi — è come se la batteria acquistasse energia dal nodo sorgente a prezzo più alto. Nel caso in cui i nodi sorgente e destinazione fossero più vicini come prezzo, il CRR aumenta i deflussi di cassa, ma in misura minore.
Il vero valore di detenere un CRR con destinazione al nodo di un asset si manifesta quando i prezzi nodali sono alti proprio quando l’asset deve caricare. Se il prezzo di destinazione è simile a quello nodale, o superiore, detenere il CRR può solo aumentare i ricavi netti. Ma i pagamenti CRR possono compensare in modo significativo i costi di carica se i prezzi di destinazione sono più bassi.
Quando conviene usare un CRR per coprire il rischio di basis?
La decisione dipende da quale rischio operativo minaccia maggiormente la redditività — carica o scarica.
Dopo aver studiato le dinamiche di prezzo del nodo dell’asset e aver preso quella decisione, tre criteri determinano quando i CRR offrono coperture efficaci.
- Congestione prevedibile: Modelli di congestione persistenti sono buoni candidati per i CRR.
- Rischio asimmetrico: I CRR funzionano solo in una direzione, ma le batterie in due — sfrutta un CRR per trasformare il rischio in opportunità.
- Impatto significativo sull’economia del progetto: Il rischio di congestione deve essere abbastanza rilevante da giustificare il premio del CRR. Anche se i modelli di congestione cambiano, la copertura protegge dagli scenari negativi.
Come potrebbe essere questo processo decisionale nella pratica?
Sfrutta dinamiche simili, ma non identiche, in altre parti della rete
L’unità Henrietta BESS si trova nella zona di congestione NP15 della California, pur essendo situata nella metà meridionale dello stato — a metà strada tra Fresno e Bakersfield.
Condivide anche il sito con il parco solare Henrietta da 100MW, il che significa che l’unità BESS da 10MW è esposta a grandi spread. Ma questa dinamica comporta dei rischi, quindi la batteria potrebbe assicurare i suoi ricavi acquisendo un CRR con destinazione al suo nodo.
Detenere un CRR on-peak di questo tipo, con sorgente all’hub prezzi di Southern California Edison (SCE), può ridurre significativamente i rischi di ricavo in inverno.
L’irraggiamento solare diminuisce in inverno, ma l’entità di questo cambiamento dipende da diversi fattori, tra cui la latitudine della misurazione. Poiché il sito di Henrietta si trova più a nord rispetto alla maggior parte degli altri impianti solari — e a tutti quelli nella regione SCE — il suo irraggiamento diminuisce di più.
Questo significa che c’era un volume minore di energia solare economica disponibile per caricare Henrietta BESS. Le piogge portate da eventi di atmospheric river che hanno raggiunto la Central Valley ma non i deserti californiani hanno accentuato ulteriormente la differenza.
Nella seconda metà di dicembre, il prezzo nodale di Henrietta BESS è sceso sotto i $20/MWh solo una volta, mentre il SCE LAP lo ha fatto sei volte, arrivando persino in negativo.
Un CRR dall’hub di carico SCE al nodo di Henrietta BESS avrebbe potuto sfruttare quei prezzi di carica più bassi.
Il contratto mitiga i rischi di trovarsi in una regione meno soleggiata rispetto al deserto.
Ovviamente, la situazione si è invertita a inizio mese: i prezzi nodali di Henrietta erano più bassi, generando obblighi CRR. In questo caso però, Henrietta BESS sarebbe comunque risultata vincente: il basis totale on-peak del mese è stato di $517/MW.
La conoscenza regionale massimizza il valore dei CRR
Sia per Angleton che per Henrietta, la familiarità con gli schemi di prezzo nodale ha permesso un uso efficace dei CRR. Nel caso di Angleton, ciò deriva dal riconoscere che l’unità si trova dal “lato sbagliato” di un grande impianto solare in modo prevedibile, e dall’aggirare l’array con un CRR. Quanto a Henrietta, il suo CRR illustrativo scollega i rendimenti dalle dinamiche meteo locali per fissare i ricavi.
I CRR sono strumenti per gestire il rischio di congestione, e la congestione è un fenomeno locale. Per sfruttare al meglio questi contratti, è fondamentale conoscere la congestione locale.
I CRR sono strumenti flessibili
In ciascuno degli esempi sopra, il CRR coinvolgeva il nodo di una determinata batteria. Ma non è obbligatorio — i CRR sono strumenti versatili e possono coinvolgere qualsiasi coppia di nodi sulla rete.
Queste situazioni sono più propriamente chiamate “speculazione” o almeno “hedging statistico”, perché un CRR di questo tipo non risponde ai cambiamenti dell’LMP dell’asset. Tuttavia, possono comunque offrire gli stessi risultati delle coperture dirette discusse sopra.
Questa idea può essere particolarmente utile per i proprietari con un portafoglio di BESS. I singoli siti affrontano rischi correlati se situati in regioni simili o collegati a percorsi di trasmissione comuni. Un portafoglio di CRR può rimodellare l’esposizione complessiva al rischio, riducendo la correlazione con eventi meteorologici o guasti di trasmissione. Il giusto mix di CRR può modellare il profilo di rischio in base alle preferenze dell’investitore.
Tuttavia, alcuni di questi strumenti di copertura potrebbero essere molto richiesti da numerosi partecipanti al mercato — ad esempio un CRR on-peak da SP15 a NP15. E questa alta domanda potrebbe tradursi in un premio per quei contratti.
Se desideri saperne di più su come gli operatori di batterie possono utilizzare i contratti Congestion Revenue Right per coprire il rischio di basis nodale, scrivi all’autore a logan@modoenergy.com.
