Il mercato elettrico di ERCOT sta vivendo un decennio di cambiamenti strutturali. A partire dall’eolico e ora con una rapida accelerazione di solare e batterie, questa trasformazione ha già rimodellato i prezzi all’ingrosso. La crescita della domanda, l’espansione della capacità influenzata dalle politiche federali e la continua diffusione dello storage stanno ridefinendo non solo il livello e la forma dei prezzi, ma anche quando e dove viene creato valore tra regioni e tecnologie.

I crediti d’imposta sono stati un importante catalizzatore di questa transizione, e l’OBBBA sta accelerando la prossima fase. Anticipando la scadenza dei crediti d’imposta dell’Inflation Reduction Act (IRA) per eolico e solare, si concentra in una breve finestra temporale anni di sviluppo pianificato, portando la nuova capacità rinnovabile principalmente nel periodo 2026–2028. Segue poi una pausa nelle installazioni alla fine degli anni 2020, quando gli incentivi scadono e il portafoglio progetti si riduce. In combinazione con una rapida crescita della domanda, questo squilibrio tra offerta e domanda è il principale motore della traiettoria dei prezzi che ne consegue.

Il risultato? Gli spread giornalieri si ampliano e il TB2 supera i $110.000/MW-anno entro il 2028. Il mercato si restringe ulteriormente prima dell’arrivo della prossima ondata di nuove installazioni, portando temporaneamente i prezzi all’ingrosso ATC sopra i $115/MWh nel 2033. Entro la fine degli anni 2040, gli spread TB2 si stabilizzano intorno ai $50.000/MW-anno e il profilo giornaliero dei prezzi appare fondamentalmente diverso da quello attuale.

Questo articolo presenta le prospettive fondamentali di Modo Energy sul mercato ERCOT per il Q4 2025.

Sintesi Esecutiva