Sintesi Esecutiva:
- I prezzi dell'energia si sono quasi dimezzati nel 2024 - I prezzi in tempo reale sono diminuiti del 46% e i prezzi del mercato del giorno prima sono calati del 49% rispetto all'anno precedente, grazie a condizioni climatiche più miti, domanda stabile e maggiore capacità solare e di accumulo.
- Gli spread Top-Bottom di un'ora (TB1) hanno registrato una media di 98$/MWh - un calo del 61% rispetto al 2023. Tuttavia, due forti picchi di prezzo a maggio e agosto hanno offerto opportunità redditizie ma di breve durata.
- La congestione a livello zonale e nodale ha influenzato la dinamica dei prezzi. Le opportunità di arbitraggio energetico sono state costantemente più forti nella West Load Zone.
Gli abbonati alla Ricerca di Modo Energy scopriranno anche:
- Cosa ha determinato il calo dei prezzi dell’energia e dei servizi ancillari di ERCOT nel 2024,
- Come si sono evoluti i rendimenti decrescenti tra il valore degli spread top-bottom di una, due e quattro ore,
- Come sono cambiati nel tempo i pattern giornalieri dei prezzi dell’energia di ERCOT e quali sono le dinamiche di mercato più recenti,
- Dove si trovano i maggiori compromessi rischio-rendimento per gli operatori di accumulo negli spread di prezzo nodali di ERCOT
Dal 2023 al 2024, i prezzi dell’energia in ERCOT si sono quasi dimezzati - con una diminuzione media del 46% per i prezzi in tempo reale e del 49% per quelli del giorno prima.
I prezzi in tempo reale a livello di sistema, rappresentati dalla media dell’ERCOT Bus Average Hub, sono scesi da una media annua di 48$/MWh nel 2023 a 26$/MWh nel 2024. I prezzi del mercato del giorno prima sono scesi da 55$/MWh a 28$/MWh.
I prezzi in tempo reale hanno seguito da vicino le tendenze del mercato del giorno prima, scambiando in media con uno sconto del 5% nel 2024. Tuttavia, in determinate condizioni, i prezzi in tempo reale si sono discostati mostrando maggiore volatilità, specialmente durante periodi di offerta limitata o rapidi cambiamenti tra domanda e offerta.
Nel complesso, i prezzi nel 2024 sono stati significativamente meno volatili rispetto ai due anni precedenti. Questo ha naturalmente ridotto le opportunità di arbitraggio energetico per gli operatori di batterie.
La variazione dei prezzi zonali evidenzia i pattern di congestione interzonale
I prezzi locazionali riflettono i vincoli di trasmissione che sorgono nel trasporto di energia su lunghe distanze.
Il grafico qui sotto confronta i prezzi medi giornalieri dell’energia in tempo reale - per hub di prezzo - con l’hub medio ERCOT Bus Average, per evidenziare le differenze locazionali.
Un’analisi delle forme di prezzo medio giornaliero suggerisce che le regioni West e Panhandle si sono discostate maggiormente dalla media di sistema. Ciò è dovuto a una maggiore congestione in queste aree, guidata da una domanda relativamente bassa e dall’elevata penetrazione di energia eolica e solare.
I prezzi nella zona Ovest hanno mostrato le maggiori deviazioni durante le ore dell’alba (6-7) e del tramonto (intorno alle 19).
I prezzi nella zona Ovest hanno superato la media di sistema nelle ore in cui il sole era già tramontato. In queste ore fuori punta, la domanda industriale locale - in gran parte proveniente dal settore petrolifero e del gas - porta spesso alcune aree del Texas occidentale a dover importare energia per soddisfare la domanda.
Questa domanda tende a mantenersi più costante durante la giornata, invece di seguire il tipico andamento residenziale. Di conseguenza, la congestione si manifesta spesso quando si importa energia per coprire questa domanda quando il sole è assente. Di notte, la generazione solare locale è inattiva e non può contribuire, con conseguente aumento dei prezzi nella regione.
Al contrario, i prezzi nel Texas occidentale sono stati inferiori rispetto all’Hub tra le 9 e le 16, grazie a una maggiore offerta dovuta all’aumento della produzione solare.
I prezzi in tempo reale nella regione Panhandle sono stati costantemente inferiori rispetto alle altre zone, con l’elevata produzione eolica che ha creato un’offerta abbondante. La regione ha anche registrato più ore con prezzi negativi dell’energia, causati da sovrapproduzione locale e da una capacità di trasmissione insufficiente per trasportare l’energia in eccesso verso aree a domanda più alta.
I picchi giornalieri dei prezzi di ERCOT ora avvengono dopo il tramonto
Le forme di prezzo medio giornaliero nel 2024 hanno generalmente seguito due pattern distinti. Nei mesi più caldi (Q2 e Q3) si è registrato un unico picco serale più marcato. Nel Q1 e Q4, occasionali ondate di freddo hanno contribuito a una struttura a doppio picco, con prezzi massimi al mattino prima dell’alba e alla sera dopo il tramonto.
Q1: Il primo trimestre ha mostrato una struttura a doppio picco, con aumenti moderati al mattino (7) e alla sera (18). Il freddo ha aumentato la domanda di riscaldamento, spingendo i prezzi più in alto nelle prime ore. Tuttavia, rispetto agli anni precedenti, l’entità di questi picchi è stata inferiore, riflettendo condizioni invernali più miti.
Q2: L’impatto crescente della capacità solare è diventato evidente. I prezzi di mezzogiorno sono stati compressi dall’alta produzione solare. Tuttavia, con il calo brusco della produzione solare la sera (20), i prezzi sono saliti mentre la generazione termica e l’accumulo a batteria aumentavano per soddisfare la domanda.
Q3: È rimasta la volatilità legata al tramonto. I picchi di domanda estiva si sono verificati nel tardo pomeriggio, seguiti da un calo della produzione solare. I prezzi serali sono saliti (18–20) poiché il sistema ha fatto affidamento su risorse termiche e batterie per coprire il carico netto.
Q4: Questo trimestre è tornato a una struttura a doppio picco. I prezzi mattutini (7) sono aumentati con la domanda di riscaldamento durante i periodi di freddo in Texas. I picchi serali sono rimasti, ma meno accentuati rispetto a Q2 e Q3, poiché la domanda era generalmente più bassa.
Nel complesso, i prezzi del 2024 sono rimasti contenuti rispetto al 2023. Condizioni climatiche più miti hanno portato a una crescita minima della domanda - e in alcuni casi a una domanda inferiore - rispetto al 2023. Questo è stato accompagnato dalla continua crescita rapida della generazione solare e dei sistemi di accumulo a batteria.
Puoi approfondire l’evoluzione di questi trend - e il loro impatto sui ricavi degli accumuli a batteria - nel nostro articolo sulle tendenze chiave che guidano i ricavi BESS nel 2024.
Spread top-bottom più ampi significano maggiori opportunità di ricavo
Lo spread top-bottom (TBx) misura la differenza tra i prezzi orari più alti e più bassi (per 'x' ore) all’interno di una giornata. Il parametro TB è un utile riferimento per stimare il potenziale ricavo da arbitraggio energetico che una batteria potrebbe ottenere in condizioni di trading ideali e con perfetta previsione.
I sistemi di accumulo a batteria, che fungono sia da consumatori (in fase di carica) sia da generatori (in fase di scarica), ottengono ricavi arbitrando questi spread.
Dunque, spread di prezzo più ampi = maggiori opportunità di ricavo.
Nel 2024, lo spread top-bottom di un’ora (TB1) nei prezzi in tempo reale ha registrato una media di 98$/MWh, segnando una riduzione del 61% rispetto all’anno precedente.
Due forti picchi di prezzo, l’8 maggio e il 20 agosto, hanno portato gli spread TB1 oltre i 3.000$/MWh. Gli operatori di batterie che ne hanno approfittato avrebbero potuto ottenere ricavi in tempo reale fino a 30 volte superiori alla media annuale del 2024.
Gli spread TB nel 2024 sono stati nettamente inferiori rispetto agli ultimi due anni
Gli spread dei prezzi in tempo reale si sono ridotti nel 2024, poiché la volatilità inattesa e gli eventi di prezzi di scarsità sono stati meno frequenti. Condizioni climatiche più miti, maggiore capacità solare e di accumulo, crescita della domanda piatta e calo dei prezzi del gas naturale hanno tutti contribuito a cambiare la dinamica dei TB.
Sebbene gli spread TB siano rimasti contenuti per la maggior parte del 2024, si sono verificati casi anomali durante periodi di domanda elevata o condizioni meteorologiche estreme, che hanno creato opportunità di breve durata ma redditizie per l’accumulo a batteria.
Gli spread Top-Bottom (TB1, TB2, TB3 e TB4) mostrano rendimenti decrescenti con ogni ora di arbitraggio aggiuntiva
TB1 cattura costantemente le opportunità più redditizie, concentrandosi sulla massima volatilità dei prezzi all’interno di una giornata.
Ogni ora aggiuntiva apporta un valore incrementale minore.
Questo significa che le batterie di durata superiore vedrebbero rendimenti incrementali decrescenti per ogni ora di spread aggiuntiva catturata durante una giornata operativa. Per questi sistemi di durata maggiore, i guadagni da arbitraggio ridotti probabilmente non giustificano l’investimento di capitale aggiuntivo.
Boom di solare e accumulo, con domanda stabile, hanno spostato le ore di picco dei prezzi
Nel 2022, i prezzi raggiungevano costantemente il picco nel pomeriggio intorno alle 16, in linea con il picco della domanda. Nel 2023, i picchi di prezzo si sono spostati alle prime ore della sera, in coincidenza con il tramonto (intorno alle 19).
Questa tendenza è proseguita nel 2024, con i prezzi di picco che ora si verificano quasi esclusivamente durante le ore di carico netto di punta, quando la produzione solare diminuisce mentre la domanda resta relativamente alta.
Questo cambiamento è attribuibile all’aumento della capacità e della produzione solare in ERCOT.
Inoltre, i prezzi medi giornalieri di picco nel 2024 sono stati 2,6 volte inferiori rispetto al 2023, principalmente grazie al contributo di ulteriore capacità di accumulo a batteria nei mercati dell’energia.
Nel 2024, i prezzi dei servizi ancillari hanno toccato i livelli più bassi dall’ingresso delle batterie sul mercato
I prezzi sono scesi a solo un terzo rispetto al 2023, passando da 21,8$/MWh a 7,03$/MWh nel 2024 (media annua ponderata per volume).
Due fattori chiave hanno determinato questo calo.
- Bassa volatilità del mercato energia: i prezzi dei servizi ancillari sono intrinsecamente legati al valore del mercato energia. Se le risorse possono guadagnare di più producendo energia, aumenta il valore dei servizi ancillari. Con prezzi dell’energia più bassi nel 2024, anche i servizi ancillari hanno seguito questo trend.
- Crescente partecipazione delle batterie: con più capacità di accumulo offerta nei mercati dei servizi ancillari, la competizione per ricevere gli incarichi aumenta.
Le batterie ora forniscono costantemente oltre il 50% di tutta la responsabilità dei servizi ancillari. Nei servizi di Regolazione e RRS, questa percentuale si avvicina al 90%. Sempre più batterie sono operative e in grado di offrire questi servizi, quindi la capacità viene offerta a prezzi più bassi per ottenere incarichi, con conseguente ulteriore calo dei prezzi.
Con il calo dei prezzi dei servizi ancillari, gli operatori di batterie stanno spostando sempre più l’attenzione verso l’arbitraggio energetico.
Gli spread di prezzo tra i nodi ERCOT evidenziano i compromessi rischio-rendimento
Nel 2024, in ERCOT sono presenti circa 17.000 nodi. Circa 900 di questi sono considerati 'settlement points', in base alla presenza di una risorsa di generazione o carico operativa in quel punto.
Generalmente, i prezzi marginali locazionali variano in modo sostanziale solo tra i settlement points, mentre i singoli bus elettrici hanno spesso prezzi simili ai punti di settlement vicini. Questo perché vi sono poche differenze elettriche con le località adiacenti, quindi pochi fattori che possano influenzare i prezzi marginali in quei punti specifici.
I punti di settlement con spread medi annui più elevati tendono a registrare maggiori fluttuazioni negli spread mensili. Quindi, sebbene alcuni nodi offrano un elevato potenziale di ricavo da arbitraggio, sono anche soggetti a variabilità dei prezzi.
Per gli operatori e i trader di accumulo energetico, la diversità degli spread implica che i nodi più redditizi presentano un certo grado di imprevedibilità. I nodi più vantaggiosi tendono a generare rendimenti eccezionali in alcuni mesi selezionati, piuttosto che offrire performance costanti durante tutto l’anno.
I nodi ideali sono quelli che presentano opportunità di arbitraggio energetico elevate in modo più costante, invece di picchi isolati più ampi - e quindi una maggiore variabilità mese su mese o giorno su giorno.
Questi nodi hanno maggiori probabilità di mantenere opportunità di spread anno dopo anno, perché è meno probabile che nuovi sviluppi come linee di trasmissione o condizioni di sistema variabili risolvano la causa degli spread elevati nell’area.
Nel corso dell’anno iniziano a emergere cluster che evidenziano questi diversi risultati di mercato.
- Spread moderato, variabilità moderata: la maggior parte dei nodi rientra in questa categoria, offrendo un potenziale di ricavo stabile ma inferiore, tra 80 e 120$/MWh, generalmente in linea con la media di sistema.
- Spread elevato, bassa variabilità: questi nodi offrono rendimenti forti con volatilità da moderata a bassa. Ideali per la costanza anno su anno e la prevedibilità delle opportunità.
- Spread elevato, alta variabilità: questi sono nodi più rischiosi con potenziale di guadagno eccezionale, ma guidato da oscillazioni di prezzo estreme dovute a episodi isolati di congestione della trasmissione.
Le opportunità di arbitraggio energetico sono state costantemente più forti nella West Load Zone
Nel 2024, i nodi del Texas occidentale hanno mantenuto spread medi annui più alti e una gamma relativamente costante di spread mensili.
Questo suggerisce che i nodi del Texas occidentale hanno mantenuto spread elevati durante tutto l’anno, a causa di problemi di congestione e limiti di trasmissione intrinseci.
I nodi nelle North e Houston Load Zone hanno mostrato una minore variabilità degli spread, ma anche spread medi complessivamente inferiori. Questi nodi sono raggruppati a spread annuali più bassi, con minori variazioni mensili. I prezzi in queste regioni sono meno frequentemente influenzati da problemi di congestione locale e quindi spesso riflettono più da vicino i prezzi del resto del sistema.
I nodi nella South Load Zone sono estremamente dispersi. Problemi di congestione localizzati nella Rio Grande Valley fanno sì che alcuni nodi abbiano registrato prezzi e spread estremamente elevati. In altri mesi, questi stessi nodi hanno avuto spread tra i più bassi dell’intero sistema, contribuendo a una maggiore variabilità tra i valori massimi e minimi mensili e a spread medi complessivi più bassi.
Prezzi medi più alti portano a spread di arbitraggio energetico più ampi
Nelle zone South e West Load, i nodi variano notevolmente all’interno di ciascuna regione in termini di opportunità di arbitraggio energetico.
Entrambe le regioni coprono vaste aree con grandi quantità di produzione eolica e solare. In alcune parti, la domanda è anche minima. Questi fattori portano a molti più problemi di congestione nel Sud e nell’Ovest del Texas rispetto alle zone North o Houston.
Molti dei nodi ad alto spread e alto prezzo nella West Load Zone si trovano nel Far West Texas.
La domanda industriale costante e crescente del settore petrolifero e del gas del Permian Basin crea la necessità di energia continua nella regione e contribuisce a mettere sotto pressione il sistema di trasmissione locale. Quando la generazione solare locale non riesce a soddisfare questa domanda, i prezzi nella zona spesso salgono rispetto al resto del sistema.
Inoltre, i prezzi nel Texas occidentale tendono a essere tra i più bassi nelle ore centrali della giornata, quando la produzione solare è al massimo. Questo aumenta ulteriormente la dimensione dello spread per molti di questi nodi.
Alcuni nodi nel Sud del Texas vedono prezzi compressi a causa della sovrapproduzione eolica e solare che porta a curtailment e a prezzi minimi giornalieri bassi. I nodi con molta energia eolica tendono a registrare prezzi minimi più bassi, ampliando lo spread.
I nodi nelle zone North e Houston ricadono principalmente nello spettro basso spread-basso prezzo medio. Queste regioni sono meno soggette a problemi di congestione. La generazione è spesso situata più vicina alla domanda e la rete di trasmissione è generalmente più robusta.
Come potrebbero evolvere i prezzi dell’energia in futuro?
La domanda in ERCOT è destinata a crescere significativamente nei prossimi anni. Il Capacity, Demand, and Reserves Report recentemente pubblicato da ERCOT indica che una stima conservativa della crescita del picco di domanda entro il 2030 sarebbe intorno al 15-20%.
L’energia in ERCOT è generalmente poco costosa rispetto ad altri mercati all’ingrosso degli Stati Uniti. Di conseguenza, clienti industriali come i data center continuano a essere attratti dalla regione. Nel frattempo, l’abbondanza di shale nel Far West Texas implica che, con lo sviluppo della trasmissione nell’area, la domanda continuerà a crescere insieme alle attività petrolifere e del gas.
In definitiva, ciò significa che la volatilità è destinata a tornare in ERCOT nei prossimi anni.
Ci sarà sempre una dinamica di equilibrio tra domanda e offerta. La continua crescita di generazione solare e accumulo potrebbe portare l’offerta a superare la domanda nel prossimo futuro. Tuttavia, in anni meteorologici estremi come il 2022 e il 2023, con domanda in forte crescita, la volatilità - e quindi spread più ampi dei prezzi dell’energia - torneranno.
