​Nel 2025, il sistema medio di accumulo di energia a batterie (BESS) nell'ERCOT ha registrato ricavi inferiori dell'84% rispetto ai massimi storici del 2023.

​Questo è avvenuto principalmente per due motivi.

Innanzitutto, il 2024 e il 2025 hanno visto due anni consecutivi di condizioni climatiche relativamente miti, che hanno contribuito a una riduzione degli eventi di prezzo estremo.

In secondo luogo, probabilmente c'è già abbastanza capacità di accumulo a batterie nell'ERCOT per gestire l'affidabilità del sistema e mantenere al minimo i picchi di prezzo, almeno per ora.

I servizi ancillari sono saturi, mentre l'aumento della partecipazione delle batterie nell'arbitraggio energetico sta riducendo la volatilità.

Il business case a breve termine si è indebolito.

Tuttavia, la crescita della domanda è in arrivo e, nel frattempo, anche i generatori termici esistenti affrontano le stesse pressioni sui ricavi delle batterie. Se i pensionamenti accelerano prima che la nuova domanda si materializzi, tornerà la scarsità. E quando la nuova domanda si concretizzerà, saranno necessarie nuove capacità di generazione e accumulo per soddisfarla.

La domanda non è se esista un potenziale di crescita per l'accumulo a batterie nell'ERCOT su un orizzonte di 15-20 anni, ma come colmare il divario nei prossimi 2-4 anni per arrivarci.

Punti chiave:

• I ricavi dei BESS sono crollati a causa del clima più mite e della saturazione del mercato. La capacità dei BESS è cresciuta di 70 volte dal 2020, mentre il 2024-2025 è stato privo di eventi climatici estremi che generano scarsità.
• La crescita della domanda è reale, ma sovrastimata. Il dato di 220 GW dell'ERCOT non si concretizzerà. Una proiezione realistica: 105 GW entro il 2030, comunque una crescita del 22% in quattro anni.
• La domanda sta cambiando forma. Il consumo energetico è aumentato del 27% dal 2019, anche se la domanda di picco è rimasta stabile. Nel Far West la domanda è cresciuta del 116% in sei anni, 4,3 volte più velocemente della media della rete.
• I pensionamenti degli impianti termici possono riportare volatilità. Oltre 22 GW di vecchie centrali a carbone e gas sono a rischio. Solo il ciclo combinato a gas è rimasto redditizio nel 2024-2025.
• Soluzioni ponte in arrivo. Contratti di firming, nuovi servizi ancillari come il DRRS e strutture di vendita creative potrebbero aiutare i progetti a sopravvivere fino al ritorno della scarsità.

​Clima meno estremo e saturazione del mercato hanno ridotto i ricavi delle batterie

Il 2024 e il 2025 sono stati privi di eventi climatici estremi rispetto alle medie stagionali che normalmente generano condizioni di scarsità.

Le estati di entrambi gli anni sono state in linea con la media quindicennale 2008-2022 in termini di temperatura media. In altre parole, le temperature sono state "miti" - non si sono discostate molto dalla norma.

​"Mite" non significa sotto la media, ma assenza di condizioni che fanno salire i prezzi.

Tuttavia, gli anni con clima mite non sono l'unico fattore che ha penalizzato le opportunità di ricavo per i BESS nell'ERCOT negli ultimi due anni.

La saturazione del mercato è l'altro fattore determinante.

​Infatti, probabilmente c'è già abbastanza accumulo a batterie per affrontare le sfide attuali dell'ERCOT - almeno quelle che le batterie possono gestire e che il mercato è progettato per remunerare.

La capacità installata di BESS è cresciuta rapidamente nell'ERCOT. Dall'inizio del decennio, è passata da ~200 MW a quasi 14.000 MW, oltre 70 volte tanto. Quasi 10 di questi 14 GW sono entrati in funzione tra il 2024 e il 2025. Per maggiori dettagli sulla crescita dei BESS nell'ERCOT nel 2025 e sulle proiezioni future di Modo Energy, clicca qui.

Man mano che più batterie si connettono alla rete, la concorrenza aumenta, cannibalizzando le opportunità di ricavo.

​La saturazione è reale: più accumulo a batterie significa più concorrenza per un insieme relativamente stabile di opportunità, sia nei Servizi Ancillari sia nell'Energia.

Leggi di più qui su come la crescita dei BESS abbia contribuito al calo dei ricavi e su come gli operatori si sono adattati.

Tuttavia, il permanere di opportunità di ricavo così basse dipende dal fatto che la configurazione attuale di domanda e offerta rimanga invariata anche in futuro.

​Crescita della domanda e pensionamenti termici possono riportare volatilità

​La volatilità è quasi scomparsa nell'ERCOT negli ultimi due anni. Nel 2025, ci sono stati solo tre giorni in cui la batteria media ha guadagnato almeno $0,50/kW, contro i 16 del 2024 e i 58 del 2023.

​Tuttavia, perché la volatilità - e quindi le opportunità di ricavo per le batterie - restino così basse in futuro, sarebbe necessario che la configurazione attuale di domanda, offerta e condizioni climatiche si mantenesse invariata. Cosa che non avverrà.

​La crescita della domanda arriverà, ma tempistiche e dimensioni sono incerte

​Le proiezioni di crescita della domanda nel Long Term Load Forecast di ERCOT sono esagerate. Il picco di domanda di ~220 GW previsto per il 2030 non si concretizzerà. Tuttavia, una crescita significativa è comunque attesa.

I numeri sono gonfiati perché la soglia di ingresso per richiedere l'interconnessione come grande carico in ERCOT è quasi nulla. Un potenziale sviluppatore di data center non paga nulla per dichiarare la propria intenzione. Di conseguenza, in coda ci sono molte più richieste di quante se ne realizzeranno, come già visto per la generazione.

Un quadro più realistico si ottiene combinando una valutazione dal basso dei singoli grandi progetti con una riduzione in linea con i tassi storici di realizzazione della generazione, circa il 25%.

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​Questo approccio prevede che il picco di domanda arrivi a circa 105 GW entro il 2030, ovvero 19 GW in più rispetto al massimo storico di 85,9 GW (+22%) in soli quattro anni.

Diverse modifiche alle guide di pianificazione di ERCOT sono in corso di valutazione per favorire l'integrazione di nuovi tipi di domanda. La Planning Guide Revision Request 115, la PGRR 134 e altri processi attivi miglioreranno la visibilità sulle tempistiche di interconnessione e potrebbero introdurre barriere più alte, come depositi di centinaia di migliaia di dollari solo per entrare in coda.

Mentre il processo di consultazione lavora per un quadro più realistico, sarebbe un errore concludere che la crescita della domanda non avvenga. I numeri di coda sovrastimano la crescita a breve, ma la domanda sottostante sta già crescendo a ritmo sostenuto.

​Quanto sta già crescendo la domanda e come è cambiata la sua forma?

​La crescita della domanda di picco si è fermata nel 2024 e 2025. Dal 2019 al 2023, la domanda di picco è cresciuta da 74.820 MW a 85.508 MW. Tuttavia, nel 2024 e 2025 è scesa dell'1,8%, fino a 83.707 MW.

​Il consumo totale di energia racconta però una storia diversa. Tra il 2019 e il 2025, l'energia totale è passata da 384 TWh a 488 TWh (+4,08% CAGR). Anche con la domanda di picco in calo dell'1,8% tra 2024 e 2025, il consumo totale è salito del 5,8%.

Questa divergenza segnala un cambiamento nel profilo dei carichi. Il clima mite ha abbassato la domanda di picco mentre il consumo di base è continuato a crescere. La crescita deriva da data center, aumenti residenziali e continua elettrificazione dell'industria oil & gas nel Permian Basin.

La nuova domanda - come data center e oil & gas elettrificato - è per lo più 24 ore su 24. È evidente soprattutto nella zona climatica Far West (FWEST), dove la domanda è cresciuta del 116,5% tra 2019 e 2025, 4,3 volte più velocemente della media ERCOT. Ora rappresenta il 9,2% del carico totale, contro il 5,5% del 2019.

​Il profilo di carico di FWEST è particolarmente piatto, con un rapporto picco/valle di appena 1,07 contro 1,34 di media ERCOT. Questa piattezza riflette l'operatività continua di data center e oil & gas.

Con una domanda piatta e l'accumulo che smorza i picchi tradizionali al tramonto, le opportunità di spread di prezzo si spostano nelle ore serali.

​Parte della nuova domanda potrebbe essere soddisfatta da turbine a gas in loco, ma i vincoli di approvvigionamento limitano questa opzione. Non ci sono abbastanza turbine per coprire tutta la crescita.

​Prezzi bassi possono creare un effetto push-pull con i pensionamenti termici

​Prezzi bassi e volatilità ridotta diminuiscono i ricavi delle batterie, ma sono dannosi anche per le vecchie centrali a carbone e gas. Queste risorse hanno spesso lunghi tempi minimi di funzionamento e avviamento, e faticano a giustificare i costi operativi quando i prezzi restano bassi.

I generatori più vecchi hanno tassi di consumo di combustibile più alti e quindi spread più sottili tra prezzo dell'elettricità e costo del combustibile.

Quando i prezzi sono bassi 24 ore su 24, queste unità non riescono a cogliere i picchi e non sono redditizie nelle ore di prezzo basso.

​Con prezzi medi compressi, le unità più vecchie e meno efficienti sono le prime a diventare antieconomiche, riducendo la loro operatività.

​L'analisi 'breakeven' mostra che le vecchie centrali a carbone spesso operano in perdita

​I prezzi di pareggio possono essere calcolati usando tutti i costi operativi: combustibile (con tassi di consumo ipotizzati), O&M variabile e fissa convertita in $/MWh in base ai fattori di capacità.

Le unità più vecchie hanno costi di manutenzione e tassi di consumo più alti. Oltre 10 GW di carbone in ERCOT hanno più di 40 anni, e 12 GW di gas hanno più di 50 anni.

​Nel 2024, solo i generatori a ciclo combinato a gas sono rimasti redditizi rispetto ai costi operativi totali. Il trend è proseguito nel 2025. I prezzi del gas naturale più alti hanno portato i prezzi medi da $27/MWh a $33/MWh. Tuttavia, il breakeven del carbone più vecchio (~$36-37/MWh) è rimasto sopra la media annua.

​I pensionamenti potrebbero riportare volatilità

​Il pensionamento di parte della generazione termica sarà compensato solo in parte da ulteriori aggiunte di eolico, solare e accumulo. La rimozione di capacità programmabile rende i prezzi più volatili nei periodi di bassa produzione rinnovabile, a meno che le risorse flessibili non tengano il passo.

Si crea così un effetto push-pull: i ricavi bassi accelerano i pensionamenti, riducendo l'offerta e rendendo la scarsità più probabile, fino a ripristinare la volatilità che aveva abbassato i ricavi.

​Colmare il divario di breve termine verso il potenziale di lungo periodo

​La volatilità tornerà nell'ERCOT prima o poi. La domanda è come sopravvivere fino ad allora. Tre categorie di soluzioni potrebbero aiutare: requisiti di firming, nuovi servizi ancillari e strutture di vendita creative.

​I requisiti di firming restano indefiniti

​La House Bill 1500, approvata nella sessione legislativa texana del 2023, ha imposto requisiti di firming per le risorse di generazione nell'ERCOT.

I requisiti si applicano ai generatori che firmano un accordo di interconnessione dopo il 1° gennaio 2027 e solo alle risorse operative da almeno un anno.

I generatori devono operare almeno al livello medio di capacità durante eventi ad alto rischio. Chi non può garantire questi standard deve procurarsi capacità programmabile tramite accordi bilaterali o costruzioni in co-locazione.

La PUCT ha pubblicato una proposta a luglio 2024 per raccogliere feedback. Diversi punti restano in discussione.

La metodologia proposta SAGC (Seasonal Average Generation Capability) calcola una percentuale media per ogni ora e stagione. Gli stakeholder sostengono che penalizza il solare e i generatori termici a causa delle variazioni di temperatura.

Ancora più critico per i BESS, la proposta attuale rende difficile per le batterie qualificarsi come fornitori di firming. Solo la produzione sopra il SAGC conta, ma la produzione delle batterie tipicamente coincide con la media stagionale. Gli stakeholder si oppongono, sostenendo che la flessibilità delle batterie supporta l'affidabilità della rete.

Anche la struttura delle penali è contestata. La proposta prevede penali al 20% del valore effettivo del carico perso (VOLL), con tetto a 15 ore critiche per stagione. Gli stakeholder propongono invece una penale fissa di $1.000/MWh per maggiore certezza degli investimenti. Questo limiterebbe i ricavi potenziali di un contratto di firming a $15/kW.

Se le batterie saranno incluse tra i fornitori idonei, si creerebbe una nuova fonte di ricavo da contratti bilaterali e si incentiverebbe la co-locazione con le rinnovabili. I progetti in arrivo dal 2027 ne beneficerebbero di più.

​Nuovi servizi ancillari possono offrire diversificazione

​L'unico nuovo servizio ancillare in fase di sviluppo certo nell'ERCOT è il Dispatchable Reliability Reserve Service (DRRS). Il DRRS funziona come compensazione per capacità programmabile, con una finestra di dispacciamento più lunga rispetto al Non-Spinning Reserve e attivazione anticipata rispetto al tempo reale.

Tuttavia, l'idoneità sarà probabilmente limitata alle batterie con almeno quattro ore di durata. Nessuna batteria attiva oggi nell'ERCOT sarebbe idonea.

Altri potenziali servizi sono più speculativi. Il servizio di supporto alla tensione potrebbe offrire valore in Texas occidentale compensando inverter grid-forming per l'integrazione di risorse basate su inverter. Il servizio di supporto all'inerzia potrebbe compensare le risorse che supportano il tasso di variazione di frequenza (ROCOF), anche se l'idoneità si estenderebbe probabilmente ai generatori termici.

Non c'è garanzia che questi servizi saranno sviluppati. Se lo saranno, probabilmente verranno contrattualizzati bilateralmente e non tramite mercato. L'ERCOT potrebbe seguire l'esempio della Germania, dove si sta sviluppando un mercato dell'inerzia.

​Strutture creative di vendita (offtake)

​Gli accordi di tolling tradizionali hanno avuto scarso successo. Le esigenze degli sviluppatori e la disponibilità degli acquirenti divergono, creando un ampio gap tra domanda e offerta. Gli acquirenti danno poco valore ai ricavi di breve termine e preferiscono contratti più brevi, mentre gli sviluppatori hanno bisogno di certezze a lungo termine per coprire i costi.

Diverse strutture alternative potrebbero colmare questo divario: accordi di revenue sharing con partecipazione all'upside, tolling virtuali o parziali, hedge hub-vs-node, pagamenti legati al tasso di cattura.

Potrebbero emergere anche nuovi partner. Compagnie assicurative potrebbero garantire ricavi minimi rispetto a una baseline, sia fissa sia mobile, agganciata ai ricavi medi di un segmento di mercato.

​Anche i volatility swap con i Load Serving Entities (LSE) sono una struttura particolarmente promettente.

I retailer (LSE) e gli operatori di batterie hanno esposizioni opposte: i retailer soffrono nei periodi di alta volatilità, mentre le batterie soffrono quando la volatilità è bassa e scompaiono le opportunità di arbitraggio.

Un volatility swap isola questa esposizione concordando in anticipo un prezzo fisso per una metrica di volatilità - ad esempio lo spread giornaliero tra le due ore di prezzo più alto e più basso, o il TB2 - su un periodo definito.

Quando gli spread effettivi superano il livello concordato, l'operatore delle batterie compensa il retailer. Quando sono inferiori, il retailer paga l'operatore. I ricavi di dispacciamento delle batterie compensano naturalmente le obbligazioni nei periodi di alta volatilità, mentre il pagamento del retailer offre un minimo di ricavi nei mercati calmi.

​Possedere, gestire e investire nei BESS nell'ERCOT richiede pazienza - e il giusto ponte sui ricavi

​L'investimento a 15-20 anni resta valido. I ritorni a breve termine non sono garantiti, ma le condizioni strutturali per la scarsità torneranno probabilmente.

I progetti che sapranno colmare il divario grazie a soluzioni come:

• massimizzare la cattura degli spread di prezzo,
• catturare spread interessanti che si estendono nelle ore serali e notturne,
• introdurre nuovi servizi ancillari,
• stipulare contratti che soddisfino i requisiti di firming delle rinnovabili,
• o coprirsi contro anni a bassa volatilità tramite contratti di vendita o posizioni sul mercato forward,

saranno posizionati per cogliere le opportunità quando si presenteranno.

Gli abbonati alla ERCOT Research di Modo Energy possono scaricare i dati di tutti i grafici sopra cliccando il link qui sotto.