Le batterie da 4 ore nell’area SPP South dovrebbero generare 188 $/kW-anno nel 2027, spinte da margini di riserva di capacità ridotti e mercati di Regolazione ancora non saturi.

I ricavi scendono a 120 $/kW-anno entro il 2030 man mano che questi flussi si stabilizzano, assestandosi a 66 $/kW-anno fino al 2050.

Ma quali fondamentali di mercato stanno guidando questi ricavi?

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Nel prossimo decennio, SPP prevede una crescita del carico di 20 GW dovuta all’elettrificazione di petrolio e gas nel Permian Basin e all’arrivo di data center per l’AI. Nello stesso periodo, la chiusura degli impianti a carbone ridurrà la capacità di 7 GW.

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

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 previsioni indicano che SPP aggiungerà 37 GW di solare e 26 GW di eolico entro il 2035. I progetti di batterie avanzano a ondate attraverso le code di connessione Surplus e CPP per garantire questa capacità.

Entro il 2030, lo stoccaggio tramite batterie potrebbe raggiungere i 19 GW, da meno di 1 GW oggi.

Continua a leggere per capire cosa sta guidando i ricavi delle batterie nell'ultima edizione della Previsione dei Ricavi SPP BESS di Modo Energy.

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• Crescita del carico
• Nuove installazioni e dismissioni
• Mix di generazione
• Differenziali di prezzo e ATC
• Prezzi della 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 questo andamento, il carico di punta estivo dovrebbe crescere fino a 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 dai cosiddetti spot loads: 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 di un anno prima.

Il 43% degli spot loads proviene dall’elettrificazione di petrolio e gas attorno al Permian Basin.

La seconda fonte principale, e quella in più rapida crescita negli ultimi anni, sono i data center.

Le segnalazioni degli operatori di trasmissione mostrano che la crescita è più rapida nel territorio servito dalla utility SPS.

Questa crescita prevista è difficile da gestire rispetto al ritmo degli upgrade di rete pianificati, e SPP ha avvertito del rischio di perdita di carico nel sud-ovest.

La rapidità con cui il carico si materializzerà dipende da come si collega 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 dagli spot loads di cinque anni

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

Invece di attendere gli upgrade di rete, gli HILL vengono abbinati a generatori co-localizzati. Ricevono servizio contrattualizzato per i primi cinque anni prima di passare all’approvvigionamento stabile dalla rete.

Questo modello “porta il tuo generatore” permette agli spot loads di accelerare i tempi di studio e connettersi rapidamente, mantenendo basso il carico di punta osservato dalla rete mentre la trasmissione viene potenziata.

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

La dismissione del carbone lascia spazio a 107 GW di rinnovabili e gas naturale entro il 2035

Le utility si affideranno a batterie, solare, eolico e gas naturale come soluzione 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 si collegheranno tra il 2026 e il 2030, altri 57 GW tra il 2031 e il 2035. Questo ritmo si dimezzerà poi a 20-32 GW ogni cinque anni fino al 2050.

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

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

Il gas naturale aiuta a colmare questo gap di capacità stabile per soddisfare la domanda prevista.

Lo studio ERAS di SPP accelera 9,4 GW di nuova capacità a gas naturale. Questi progetti, supportati dalle utility, dovrebbero entrare in funzione tra il 2029 e il 2030.

Le aggiunte di gas totale raggiungono i 23 GW entro il 2035, con un picco di 16 GW tra il 2031 e il 2035, poi proseguono a 3-7 GW per blocco per circa 40 GW fino al 2050.

Questa rapida espansione per soddisfare i nuovi spot loads riguarda anche le rinnovabili.

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

L’RTO si trova nella fascia delle Grandi Pianure, area con il maggior potenziale eolico onshore degli Stati Uniti. Alti fattori di capacità hanno storicamente reso l’eolico la scelta più economica.

I corridoi di trasmissione tra Est e Ovest hanno rafforzato questo modello, permettendo all’eolico installato di crescere da 3 GW a 34 GW.

Il prossimo decennio sarà definito dalla crescita del solare.

Il solare dovrebbe aggiungere circa 37 GW entro il 2035, accompagnato da altri 26 GW di eolico.

Come in ERCOT, questa ondata di rinnovabili non deriva da obiettivi statali o limiti di carbonio, ma dal puro potenziale delle risorse e da un’economia favorevole grazie ai crediti d’imposta federali.

Le batterie arrivano per rendere stabile questa capacità. Lo stoccaggio arriva in un’ondata di circa 18 GW tra il 2026 e il 2030.

Questa tempistica riflette la coda di connessione a breve termine e il bilancio di capacità sempre più stretto. Quando i margini di riserva si riducono e i prezzi della capacità salgono, lo stoccaggio si aggiunge come capacità stabile insieme al gas naturale.

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

L’effetto netto è un deciso passaggio dal carbone come base a un sistema fondato su rinnovabili, stoccaggio e gas flessibile.

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

Nel periodo di previsione, il mix di generazione 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% nel 2035 e al 21% entro il 2050, mentre il carbone scende dal 29% a meno del 2%.

L’eolico, già oggi la fonte principale della regione con circa il 36%, mantiene il primato; la novità è l’arrivo del solare e delle batterie costruite insieme ad esso.

Questa espansione trasforma la giornata tipo. Entro il 2050, il solare dovrebbe raggiungere un picco di quasi 35 GW a mezzogiorno e scendere sotto i 4 GW in prima serata.

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 di mezzogiorno e scaricano in serata, raggiungendo circa 9 GW nel picco.

Come influisce tutto ciò sui differenziali di prezzo?

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

Con il gas che determina il prezzo per più ore, la curva dei prezzi sale.

Allo stesso tempo, il solare inizia ad abbassare il carico netto nelle ore centrali.

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

L’attuale picco dei prezzi nel tardo pomeriggio diminuisce, passando da un picco oggi a una giornata con guidata dalla sera.