​Il Texas probabilmente non raggiungerà l’obiettivo dei 10 GW fissato dal Texas Energy Fund (TEF). Un traguardo realistico si colloca tra 5,5 e 7 GW perché il CapEx delle centrali a gas in Texas è circa raddoppiato dal 2023. Pin Oak Creek (460 MW) e TH Wharton (456 MW) sono gli unici progetti TEF attualmente in servizio, entrati in funzione negli ultimi mesi.

​Nonostante ciò, ERCOT continuerà ad attirare più nuove turbine a gas di qualsiasi altro ISO degli Stati Uniti fino alla fine del decennio, sostenuto dalla curva di domanda più ripida del Paese. Tuttavia, la disponibilità globale di turbine è limitata. La fetta più grande di una torta relativamente fissa non può soddisfare da sola la crescita della domanda di ERCOT. La maggior parte della nuova capacità che entrerà in servizio in ERCOT tra la fine degli anni 2020 e i primi anni 2030 proverrà comunque da solare e BESS.

Punti Chiave

• ​TEF ha chiuso 3,5 GW attraverso sei accordi di prestito da giugno 2025. È improbabile che tutti i restanti 5,8 GW in fase di due diligence vengano finalizzati prima della scadenza iniziale del 31 dicembre 2026.
• I costi di investimento per nuove centrali a gas in Texas sono più che raddoppiati dal 2023. Il valore mediano per Frame CT è passato da $562/kW (2023) a una stima di $1.359/kW (2030). Gli H/J-class CCGT sono passati da $898/kW a $1.852/kW.
• Il Texas si mantiene dal 13 al 15% sotto la media statunitense secondo il riferimento EIA sul CapEx overnight per peaker a ciclo semplice. Gli H/J-class CCGT dichiarati in Texas si allineano con i comparabili fuori dal Texas, con i progetti TEF nella fascia bassa e quelli regolamentati o BTM più in alto.
• La domanda di energia in ERCOT è cresciuta del 28% dal 2020, il doppio rispetto a qualsiasi altra rete americana. Hyperscaler e utility sono disposti a pagare un premio per nuova capacità garantita.
• Nel segmento a maturità avanzata della coda ERCOT, solare più BESS supera le risorse a gas di 10 a 1, per un totale di 47 GW contro 4,6 GW di gas.

Quanto si avvicinerà il TEF all’obiettivo dei 10 GW?

​La Public Utility Commission of Texas (PUCT) ha chiuso sei accordi di prestito per un totale di 3,5 GW da giugno 2025. Pin Oak Creek di Calpine ha raggiunto la piena operatività commerciale nella primavera 2026. TH Wharton di NRG ha ricevuto l’approvazione per la sincronizzazione ed è effettivamente online.

I progetti online sono Frame CT peaker con tempi di costruzione relativamente brevi, e i loro prestiti sono stati chiusi per primi tra i sei, a fine 2025. TH Wharton è un’espansione brownfield su un sito NRG esistente, mentre Pin Oak Creek è una nuova costruzione greenfield.

Entrambi hanno chiuso il CapEx sotto i $1.020/kW. Dei restanti quattro, Cedar Bayou 5 (697 MW) e CPV Basin Ranch (1.350 MW) sono H-class CCGT più grandi con tempi di consegna delle turbine più lunghi. Greens Bayou 6 (445 MW) e Rock Island (122 MW) sono Frame CT più piccoli che hanno chiuso i prestiti a inizio 2026 e sono ancora in costruzione.

​Due scadenze vincolano anche il programma. La PUCT deve effettuare le prime erogazioni dei prestiti entro il 31 dicembre 2026; senza proroga, è improbabile che i progetti non già in due diligence ricevano un prestito. Inoltre, il Completion Bonus Grant scende da $120.000/MW a $80.000/MW per i progetti collegati dopo il 1° giugno 2026, per poi scadere completamente il 1° giugno 2029.

​I 5,38 miliardi di dollari autorizzati dal TEF in prestiti supportano fino a 8,97 miliardi di dollari di valore totale dei progetti al rapporto massimo prestito/costo del 60%. Usando le proiezioni centrali di CapEx di Modo Energy (basate sulla mediana dei costi dei progetti texani recentemente dichiarati per anno di COD), il fondo finanzia 7,9 GW a $1.134/kW per Frame CT. A $1.941/kW per H/J-class CCGT, finanzia 4,6 GW. Pesando la composizione fortemente CCGT della shortlist, il traguardo realistico si colloca tra 5,5 e 7 GW.

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Il CapEx per le nuove risorse a gas è più che raddoppiato, soprattutto per i progetti a tempi lunghi

​In Texas, i progetti Frame CT con COD 2023 hanno avuto una media di $562/kW. Il gruppo 2026-2027 si attesta attorno ai $1.000/kW. Il gruppo 2028-2030 è in media tra $1.250 e $1.400/kW. Gli H/J-class CCGT sono passati da $898/kW (2023) a circa $1.850/kW per il gruppo 2027-2030.