Il mercato elettrico di ERCOT sta attraversando un decennio di profondi cambiamenti strutturali. Iniziando dall’eolico e ora accelerando tramite fotovoltaico e batterie, questa transizione ha già trasformato la formazione dei prezzi all’ingrosso. La crescita della domanda, l’espansione della capacità incentivata da politiche federali e la continua diffusione dello storage stanno ora ridefinendo non solo il livello e la forma dei prezzi, ma anche quando e dove si crea valore tra regioni e tecnologie.

I crediti d’imposta sono stati un motore fondamentale di questa transizione, e l’OBBBA sta accelerando la prossima fase. Anticipando la scadenza dei crediti d’imposta previsti dall’Inflation Reduction Act (IRA) per eolico e solare, si concentra in pochi anni lo sviluppo pianificato, portando la nuova capacità rinnovabile soprattutto tra il 2026 e il 2028. Segue poi una pausa negli investimenti a fine anni ’20, quando gli incentivi terminano e il portafoglio progetti si assottiglia. Insieme alla rapida crescita della domanda, questo squilibrio tra offerta e domanda è il principale fattore della traiettoria dei prezzi che ne deriva.

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 della prossima ondata di nuove installazioni, portando temporaneamente i prezzi all’ingrosso ATC oltre i 115 $/MWh nel 2033. Entro la fine degli anni ’40, gli spread TB2 si stabilizzano intorno ai 50.000 $/MW-anno, con una forma dei prezzi giornalieri profondamente diversa da oggi.

Questo articolo presenta le prospettive fondamentali di Modo Energy sul mercato ERCOT fino al 2050, aggiornate al rilascio del Q4 2025.

Sintesi Esecutiva