La House Bill 1500, approvata dall’88ª Legislatura del Texas nel 2023, ha stabilito che i nuovi generatori in ERCOT dovranno ‘fermare’ la loro capacità, ovvero essere disponibili a una certa percentuale della loro potenza nominale installata, durante le ore a rischio elevato di affidabilità – oppure incorrere in una penalità.

Il Consiglio di ERCOT ha approvato le regole di attuazione, Nodal Protocol Revision Request (NPRR) 1328, il 15 settembre 2026. Il programma passa ora alla Public Utility Commission del Texas. La legge richiede che sia operativo entro il 1° dicembre 2027.

La penalità si applica solo nelle ore in cui le riserve operative di ERCOT scendono sotto i 3.000 MW. Questo non è mai accaduto da settembre 2023.

Questo è il quadro a breve termine. Senza che si verifichi la condizione di soglia e senza risorse obbligate fino al 2028, il programma oggi non costa nulla ai generatori.

La situazione a lungo termine è diversa. L’obbligo si basa sulla media stagionale del potenziale di produzione di un impianto. Nelle ore in cui le riserve sono più basse, eolico e solare producono molto meno di quella media. Il solare è quasi nullo dopo il tramonto e prima dell’alba. L’eolico va ben al di sotto della sua media stagionale nelle ore di scarsità estiva.

Quindi, se le ore con riserve sotto i 3.000 MW dovessero tornare, eolico e solare sarebbero le risorse più esposte alla penalità. Il solare è insufficiente in ogni stagione. L’eolico è insufficiente in estate e durante eventi invernali estremi.

Punti chiave

• L’obbligo di capacità ferma difficilmente sarà vincolante nel breve termine. Le riserve non sono mai scese sotto i 3.000 MW da settembre 2023. Il punto più basso da allora è stato 4.213 MW a gennaio 2026, e l’estate 2026 ha toccato un minimo di 4.533 MW.
• L’obbligo estivo di un impianto solare è circa il 27% della potenza nominale. Nelle ore dopo il tramonto, quando le riserve sono più basse, la produzione solare è tipicamente circa il 2% della nominale.
• L’obbligo estivo dell’eolico è circa il 32% della nominale. Nelle ore di reale scarsità, la produzione eolica media è stata del 9,7% della nominale.
• La penalità massima teorica del programma è di 60 dollari per kW all’anno, per un impianto obbligato al tetto massimo del 75% che non produce nulla in tutte le 60 ore vincolanti. In un anno di forte carenza, un impianto solare senza copertura pagherebbe circa 6,40 dollari per kW all’anno e uno eolico circa 6,80.

Come funziona il programma di capacity firming

Il programma si applica alle risorse di generazione con un accordo di connessione firmato dal 1° gennaio 2027, a partire da un anno dopo la data di entrata in servizio dell’unità. Sono escluse le risorse di accumulo energetico e la generazione all’interno di reti private che servono principalmente il carico in sito.

Ogni risorsa obbligata riceve una Capacità Media di Generazione Stagionale, o SAGC. ERCOT prende il limite massimo telemisurato dell’unità, la massima potenza che può fornire in ogni intervallo di cinque minuti, ne fa la media per ogni intervallo della stessa stagione negli ultimi cinque anni e limita il risultato al 75% della nominale. Per un impianto solare da 100 MW con una media estiva del 27% della nominale, la SAGC è 27 MW.

Questo metodo di calcolo è diverso da come ERCOT accredita le stesse risorse in altri contesti. Il rapporto Capacity, Demand and Reserves di dicembre 2025 accredita il solare a circa il 5% della nominale e l’eolico fra il 9 e il 18% al picco estivo, usando la Effective Load Carrying Capability, che misura il contributo nelle ore di massimo rischio. Una media stagionale è ben superiore: 27% per il solare e circa 32% per l’eolico in estate.

L’obbligo si applica durante le Low Operation Reserve Hours. Sono ore all’interno di un periodo fisso chiamato Generation Firming Baseline Period, che include una finestra di rampa mattutina, una finestra di rampa serale stagionale e qualsiasi ora identificata da ERCOT come ad alto rischio. In estate la finestra serale sono le ore che terminano tra le 18 e le 21. Un’ora conta se la Physical Responsive Capability scende sotto i 3.000 MW per almeno 15 minuti consecutivi. Al massimo contano 15 ore per stagione, e ci sono quattro stagioni all’anno.

Per l’impianto di esempio, un’ora vincolante con 2 MW di potenziale produttivo e nessun premio day-ahead o trasferimento genera una carenza di 25 MW. A 1.000 dollari/MWh, il costo è di 25.000 dollari per quell’ora. Se tutte e 15 le ore stagionali sono vincolanti, il costo stagionale è 375.000 dollari, ovvero 3,75 dollari per kW.

I premi day-ahead per energia e servizi ancillari per l’ora vincolante sono detratti dall’obbligo, così come la capacità sotto contratto di affidabilità. L’obbligo può anche essere trasferito tramite un Generation Firming Transfer bilaterale. Le fermate programmate, i derating approvati e le interruzioni di trasmissione sono esenti per quell’ora. Non lo sono invece guasti e derating forzati.

Quanto costa una carenza

La SAGC è una media stagionale, ma la penalità si applica solo nelle ore di riserva più bassa. La differenza tra i due valori è la carenza che un impianto si porta nell’ora vincolante.