Il mercato elettrico di ERCOT sta attraversando un decennio di cambiamenti strutturali. A partire dall’eolico e ora con una rapida crescita di solare e batterie, questa trasformazione ha già rimodellato i prezzi all’ingrosso. La crescita della domanda, lo sviluppo di capacità influenzato dalle politiche federali e la continua espansione dello storage stanno ora ridefinendo non solo il livello e l’andamento dei prezzi, ma anche quando e dove si crea 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, anni di sviluppo pianificato vengono compressi in una finestra di costruzione ristretta, concentrando nuova capacità rinnovabile tra il 2026 e il 2028. Segue poi una pausa nelle installazioni alla fine degli anni 2020, quando gli incentivi scadono e la pipeline si riduce. Insieme alla rapida crescita della domanda, questo squilibrio tra domanda e offerta è il principale motore dell’andamento dei prezzi successivo.

Il risultato? Gli spread giornalieri dei prezzi 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 la forma giornaliera dei prezzi appare profondamente diversa rispetto a oggi.

Questo articolo presenta l’analisi fondamentale di Modo Energy sulle prospettive di mercato ERCOT per il Q4 2025.

Sintesi Esecutiva