Si prevede che le batterie da 4 ore nell’area SPP South genereranno $188/kW-anno nel 2027, spinte da margini di riserva di capacità ridotti e prodotti di Regolazione ancora poco saturi.

I ricavi scendono a $120/kW-anno entro il 2030, stabilizzandosi poi a $66/kW-anno fino al 2050.

Ma quali sono i fondamentali di mercato che guidano questi ricavi?

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Sintesi Esecutiva

Nel prossimo decennio, SPP prevede una crescita di carico di 20 GW grazie all’elettrificazione di petrolio e gas nel Permian Basin e all’arrivo di data center per l’IA. Nello stesso periodo, la dismissione di generatori a carbone rimuoverà 7 GW.

L’RTO prevede possibili eventi di perdita di carico se gli aggiornamenti e l’espansione della rete di trasmissione non riusciranno a tenere il passo con le nuove richieste di carico.

Il modo più economico per SPP di soddisfare questa crescita della domanda è una combinazione di eolico, gas naturale e, per la prima volta, solare e batterie.

Le proiezioni indicano che SPP aggiungerà 37 GW di solare e 26 GW di eolico entro il 2035. I progetti di batterie stanno avanzando a ondate attraverso le code di connessione Surplus e CPP per rendere questa capacità più stabile.

Entro il 2030, lo storage a batteria potrebbe raggiungere 19 GW, da meno di 1 GW oggi.

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• Crescita del carico
• Nuove installazioni e dismissioni
• Mix di generazione
• Spread dei prezzi e ATC
• Prezzi di capacità Resource Adequacy
• Saturazione dei servizi ancillari
• Proiezioni dei ricavi

Il carico di punta SPP sale a 102 GW entro il 2050

Il Piano Integrato di Trasmissione SPP 2026 prevede che il carico di punta estivo salga da un massimo storico di 56 GW a 91 GW entro il 2035 nello scenario Future 1.

Proiettando questa tendenza, il carico di punta estivo dovrebbe raggiungere i 102 GW entro il 2050. L’inverno rimane più contenuto, con il picco che passa da 51 GW a 80 GW entro il 2050.

La maggior parte di questa crescita deriva da carichi spot: grandi connessioni singole per clienti industriali e data center.

Nel 2025, gli sviluppatori hanno richiesto 30 GW per questi nuovi grandi carichi, rispetto agli 11 GW dell’anno precedente.

Il 43% dei carichi spot deriva dall’elettrificazione di petrolio e gas intorno al Permian Basin.

La seconda fonte principale, e la novità degli ultimi anni, sono i data center.

Le segnalazioni degli Operatori di Trasmissione mostrano che la crescita più rapida si registra nel territorio della utility SPS.

Questa crescita prevista è difficilmente gestibile con il ritmo degli upgrade pianificati della rete, e SPP ha avvertito del rischio di perdita di carico nel sud-ovest.

La velocità con cui il carico si materializza dipende da come si connette alla rete, e la nuova policy di interconnessione per grandi carichi dell’RTO aiuterà a sbloccare parte del collo di bottiglia.

HILLGA ritarda la domanda osservata dai carichi spot di cinque anni

Il 14 gennaio 2026, FERC ha approvato HILLGA come uno dei percorsi di SPP per collegare High-Impact Large Loads (HILLs): carichi spot che richiedono 50 MW o più in un unico punto.

Invece di attendere gli upgrade della rete, gli HILLs si associano a generatori co-localizzati. Ricevono servizio contrattualizzato per i primi cinque anni, per poi passare alla fornitura stabile dalla rete.

Questo paradigma “porta il tuo generatore” permette ai carichi spot di accelerare i tempi di studio e andare online, mantenendo basso il carico di punta osservato dalla rete mentre si costruisce la trasmissione.

Si prevede che HILLGA ritarderà fino a 5,2 GW di crescita del carico osservato per cinque anni, prevenendo la perdita di carico in regioni critiche come SPS.

Le dismissioni del carbone lasciano spazio a 107 GW di rinnovabili e gas naturale entro il 2035

Le utility punteranno su batterie, solare, eolico e gas naturale come modalità più economica per soddisfare la crescita del carico.

In totale, SPP prevede l’arrivo di 107 GW di nuova capacità entro il 2035. Circa 50 GW saranno connessi tra il 2026 e il 2030, con altri 57 GW nel periodo 2031-2035. Questo ritmo si dimezzerà a 20-32 GW ogni cinque anni fino al 2050.

Il carbone costituisce oggi il 20% della capacità installata in SPP.

Nel prossimo decennio, fino a 7 GW di questa capacità sono programmati per il phase-out. Ulteriori 8 GW di impianti obsoleti saranno ritirati entro il 2050.

Il gas naturale contribuisce a colmare questo gap di capacità stabile per soddisfare la crescita prevista del carico.

Lo studio ERAS (Expedited Resource Adequacy Study) di SPP sta accelerando 9,4 GW di nuova capacità a gas naturale. Questi progetti sostenuti dalle utility dovrebbero entrare in funzione tra il 2029 e il 2030.

Gli incrementi di gas raggiungeranno 23 GW entro il 2035, con un picco di 16 GW tra il 2031 e il 2035, poi continueranno a 3-7 GW per blocco per circa 40 GW fino al 2050.

Questa crescita anticipata per soddisfare i nuovi carichi spot riguarda anche le rinnovabili.

L’eolico è stata la principale fonte di nuova generazione in SPP negli ultimi vent’anni.

L’RTO si trova sopra la fascia eolica delle Grandi Pianure, con il più alto potenziale eolico onshore degli Stati Uniti. I fattori di capacità elevati hanno storicamente reso l’eolico la scelta più economica.

I corridoi di trasmissione lungo l’asse est-ovest hanno consolidato questo trend, permettendo all’eolico installato di crescere da 3 GW a 34 GW.

Il prossimo decennio sarà segnato dalla crescita del solare.

Il solare dovrebbe aggiungere circa 37 GW entro il 2035, insieme a ulteriori 26 GW di eolico.

Come in ERCOT, questa ondata di rinnovabili non è il risultato di obblighi statali o target di decarbonizzazione, ma del puro potenziale delle risorse e della convenienza economica favorita da incentivi fiscali federali.

Le batterie arrivano a stabilizzare questa capacità. Lo storage si espanderà di circa 18 GW tra il 2026 e il 2030.

La tempistica riflette la coda di interconnessione a breve termine e il progressivo restringimento del margine di capacità. Quando i margini di riserva si riducono e i prezzi della capacità salgono, lo storage arriva come capacità stabile insieme al gas naturale.

La Surplus Interconnection Queue di SPP ha già offerto un percorso semplificato per questi primi progetti, sfruttando connessioni esistenti e aumentando la capacità dei rinnovabili intermittenti.

L’effetto netto è una decisa transizione dal carbone verso un sistema basato su rinnovabili, storage e gas flessibile.

Il solare raggiunge il 20% del mix giornaliero di generazione entro il 2050

Nel periodo di previsione, il mix di generazione di SPP si sposta dal carbone verso solare, eolico, gas naturale e batterie.

La quota del solare sulla generazione totale passa da circa l’1% nel 2026 al 14% entro il 2035 e quasi al 21% entro il 2050, mentre il carbone scende dal 29% a meno del 2%.

L’eolico, già oggi la principale fonte della regione con circa il 36%, mantiene il suo primato; la novità arriva dal solare e dalle batterie installate insieme.

Questa crescita ridefinisce la giornata media: entro il 2050, il solare dovrebbe raggiungere il picco vicino a 35 GW a mezzogiorno e scendere sotto i 4 GW la sera.

Le centrali a gas aumentano la produzione per coprire il picco serale, passando da circa 20 GW a mezzogiorno a 27 GW dopo il tramonto.

Le batterie si caricano durante il surplus solare diurno e scaricano la sera, arrivando a circa 9 GW al picco.

Il solare trasforma la curva dei prezzi estivi SPP in un doppio picco

L’aumento della domanda 24/7 dovrebbe portare a più ore di funzionamento per i generatori a gas durante la giornata.

Con il gas a fissare il prezzo per più ore, la curva dei prezzi sale.

Allo stesso tempo, il solare inizia a ridurre il carico netto diurno.

L’effetto netto fino al 2035 è l’inversione della curva dei prezzi estivi di SPP.

Il picco di prezzo del tardo pomeriggio si attenua e il profilo passa da un unico picco attuale a una giornata guidata dalla sera, con un doppio picco.