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 dinamiche di prezzo nella sua posizione determinano le opportunità di ricavo. 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 prezzi – 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 al resto della rete.
Poiché la posizione di una batteria sulla rete determina in modo significativo i suoi ricavi merchant, come può un operatore gestire il rischio di prezzo locale – e magari trarre vantaggio dalle differenze di prezzo sulla rete?
La risposta? Congestion Revenue Rights.
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I Congestion Revenue Rights consentono 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 domanda in eccesso e più basso nei nodi con offerta in eccesso.
Il principio fondamentale di un CRR è permettere ai partecipanti al mercato di coprire il rischio di prezzo locale. Questi partecipanti includono unità di generazione, domanda e accumulo. Le unità di generazione possono esporsi a prezzi più alti vicino ai centri di domanda. Allo stesso tempo, 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: La fascia oraria in cui il contratto è attivo – tipicamente ore di punta e fuori punta, definite 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 l’energia viene prelevata, spesso un hub di scambio di una zona di carico.
- Tipologia: Un CRR può essere una “obbligazione” o un’“opzione”. In questo articolo ci concentriamo sul sottotipo obbligazione.
I pagamenti dei CRR sono finanziati dalle rendite di congestione raccolte dal gestore di rete. (Le rendite di congestione sono i ricavi che i gestori di rete raccolgono dalle differenze di prezzo tra le posizioni quando i vincoli di trasmissione impediscono all’energia più economica di arrivare nelle aree a prezzo più alto.) Questo li rende diversi dagli strumenti di copertura dei mercati finanziari. Futures e opzioni richiedono una controparte che prenda la posizione opposta. Con i CRR, nessuna controparte prende il lato opposto della scommessa. Il prezzo dei contratti è determinato tramite aste che si tengono ogni mese o stagione.
I contratti CRR offrono sia flessibilità che regolamento puramente finanziario, e non richiedono alcun collegamento fisico tra sorgente e destinazione. 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 efficace per le batterie.
Come funzionano i CRR e come aumentano i ricavi?
Un CRR paga al titolare la differenza di prezzo tra due nodi, moltiplicata per il volume di capacità contrattata, in MW.
I trader chiamano la differenza tra i due prezzi “basis” e la calcolano sottraendo il prezzo del nodo sorgente da quello del nodo destinazione. Questi contratti utilizzano i prezzi day-ahead dei nodi e sono prodotti puramente finanziari. Inoltre, le operazioni fisiche non incidono sul regolamento.
Possiamo utilizzare il nodo di prezzo di Angleton BESS in ERCOT per illustrare come i CRR possano essere utilizzati nella pratica.
Dalla sua messa in servizio a marzo 2025 fino ad agosto 2025, Angleton ha guadagnato 16$/kW nei servizi ancillari e nell’arbitraggio energetico, ovvero 160.000$ in totale. Il sito è stato la batteria con le migliori performance 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 on-peak da 10MW nel Q2 2025 tra il nodo di Angleton BESS e l’Hub della zona di carico di Houston avrebbe garantito un pagamento CRR di 50.700$ al titolare del contratto.
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 è dovuto al vicino impianto solare da 380MW che abbassa i prezzi a metà giornata nella regione, e al fatto che Angleton, con una potenza nominale di 9,9MW, è troppo piccola per risolvere il vincolo di congestione.
Includere un contratto CRR avrebbe aumentato i ricavi di Angleton. Il CRR illustrativo sopra descritto avrebbe portato i ricavi complessivi a 210.000$ – un incremento 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 sia più importante.
(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 delle ore di punta serali, ma aumenta l’esposizione al mattino
Consideriamo innanzitutto quando la batteria scarica con prezzi nodali bassi. Se il prezzo dell’hub è superiore a quello nodale della batteria, il CRR paga, compensando parzialmente i ricavi wholesale scarsi. Ma se il prezzo dell’hub è ancora più basso, la batteria effettua pagamenti CRR che riducono i suoi margini.
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 nella sua zona. Se i prezzi dell’hub sono più bassi, i pagamenti CRR riducono i flussi di ricavi e abbassano il beneficio della congestione locale.
Ma questa è la natura di una copertura: si sacrifica parte del potenziale guadagno 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 sul nodo della batteria aumenta i rischi associati alla carica a metà giornata.
Se il prezzo nodale della batteria è basso a mezzogiorno, può caricarsi a basso costo in vista del picco serale. Un prezzo dell’hub più alto genererebbe pagamenti CRR che compensano i costi di carica – con un impatto positivo sulla batteria.
Ma la situazione opposta è la peggiore possibile.
Un prezzo nodale alto e un prezzo dell’hub basso in questa situazione significherebbero una carica costosa e rilevanti obbligazioni CRR.
Usare la destinazione sul nodo della batteria può coprire il rischio mattutino
Anche se i termini “sorgente” e “destinazione” evocano flussi fisici di energia, i CRR sono contratti puramente finanziari. Questo 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 durante i periodi di carica. La logica della sezione precedente si applica anche qui.
Durante il giorno, prezzi nodali bassi significano che la carica è economica. Il CRR con destinazione sul nodo dell’asset può rendere queste fasce orarie più costose – è come se la batteria acquistasse energia dal nodo sorgente, a prezzo più alto. Se invece i prezzi dei nodi sorgente e destinazione sono più vicini, il CRR aumenta le uscite di cassa, ma in misura minore.
Il vero valore di detenere un CRR con destinazione sul nodo di un asset si manifesta quando i prezzi nodali sono alti proprio quando l’asset deve caricarsi. Se il prezzo di destinazione è pari o superiore a quello nodale, 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 analizzato la dinamica dei prezzi sul nodo dell’asset e aver preso quella decisione, tre criteri determinano quando i CRR offrono coperture efficaci.
- Congestione prevedibile: Pattern di congestione persistenti sono un buon candidato per i CRR.
- Rischio asimmetrico: I CRR funzionano solo in una direzione, ma le batterie operano in due – usa un CRR per trasformare quel rischio in opportunità.
- Impatto materiale sull’economia del progetto: Il rischio di congestione deve essere abbastanza significativo da giustificare il premio CRR. Anche se i pattern di congestione cambiano, la copertura protegge dagli scenari peggiori.
Come potrebbe apparire questo processo decisionale nella pratica?
Sfruttare 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 l’impianto 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 acquistando un CRR con destinazione sul suo nodo.
Detenere un CRR on-peak di questo tipo, con sorgente sull’hub di prezzo di Southern California Edison (SCE), può ridurre significativamente i rischi di ricavo in inverno.
L’irraggiamento solare diminuisce in inverno, ma l’entità di questa variazione dipende da diversi fattori, tra cui la latitudine di misurazione. Poiché il sito Henrietta si trova più a nord rispetto alla maggior parte degli altri impianti solari – e a tutti quelli della regione SCE – il suo irraggiamento diminuisce di più.
Questo significava che c’era un volume minore di energia solare a basso costo disponibile per la carica di Henrietta BESS. Le piogge dovute a 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$/MWh solo una volta, mentre l’SCE LAP lo ha fatto sei volte, arrivando anche in negativo.
Un CRR dall’hub di carico SCE al nodo di Henrietta BESS avrebbe potuto sfruttare quei prezzi di carica più bassi.
Il contratto mitiga i rischi di trovarsi in una regione meno solare rispetto al deserto.
Ovviamente, la situazione era invertita a inizio mese: i prezzi nodali di Henrietta erano più bassi, generando obbligazioni CRR. In questo caso, però, Henrietta BESS sarebbe stata comunque in vantaggio: il basis totale on-peak del mese è stato di 517$/MW.
La conoscenza regionale massimizza il valore dei CRR
Sia per Angleton che per Henrietta, la familiarità con i pattern di prezzo nodale ha permesso un uso efficace dei CRR. Nel caso di Angleton, deriva dal riconoscere che l’unità si trova dal lato “sbagliato” di un grande impianto solare in modo prevedibile, e dall’aggirare l’impianto con un CRR. Per Henrietta, il CRR illustrativo disaccoppia i ricavi dalle dinamiche meteorologiche locali per fissare il profitto.
I CRR sono strumenti per gestire il rischio di congestione, e la congestione è un fenomeno locale. Per sfruttare al meglio questi contratti, la conoscenza della congestione locale è fondamentale.
I CRR sono strumenti flessibili
In ciascuno degli esempi sopra, il CRR coinvolgeva il nodo di una specifica batteria. Tuttavia, non è obbligatorio – i CRR sono strumenti versatili e possono coinvolgere qualsiasi coppia di nodi sulla rete.
Queste situazioni sono più propriamente definite come “speculazione”, o almeno “copertura statistica”, perché un CRR di questo tipo non risponde ai cambiamenti del LMP dell’asset. Tuttavia, possono comunque produrre gli stessi risultati delle coperture dirette descritte sopra.
Questa idea può essere particolarmente utile per i proprietari con un portafoglio di BESS. Regioni simili o percorsi di trasmissione correlati creano rischi correlati per i singoli siti al loro interno. Un portafoglio di CRR può rimodellare l’esposizione al rischio aggregato, riducendo la correlazione con eventi meteorologici o interruzioni di trasmissione. Il giusto mix di CRR può adattare il profilo di rischio alle preferenze dell’investitore.
Tuttavia, alcuni di questi strumenti di copertura possono essere molto richiesti da numerosi partecipanti al mercato – ad esempio un CRR on-peak da SP15 a NP15. E questa alta domanda può tradursi in un premio per quei contratti.
Se vuoi saperne di più su come gli operatori di batterie possono sfruttare i contratti Congestion Revenue Right per coprire il rischio di basis nodale, scrivi all’autore a logan@modoenergy.com.
