Le batterie dettano il ritmo ad All Energy Australia, mentre le utility americane puntano sul gas

Ad All Energy Australia quest'anno a dare il tono sono state le batterie, non le aste. La fiera di Melbourne si è svolta il 28 e 29 ottobre. Il resoconto di pv magazine del 3 novembre parla di oltre 22.000 visitatori, circa 5.000 in più rispetto al 2025. Più di 490 espositori hanno occupato lo spazio espositivo.

I numeri dietro questa fiducia sono quelli dello storage. Nove progetti di batterie su scala di rete, per 2,3 GW / 7,1 GWh, sono stati attivati nella prima metà del 2026, secondo pv magazine. In tutto il 2025 se ne erano aggiunti 2 GW / 5,1 GWh. Altri 13 progetti per 1,6 GW / 6,5 GWh hanno raggiunto la chiusura finanziaria negli stessi sei mesi. Nessun altro segmento del mercato australiano ha tenuto quel ritmo di costruzione nello stesso periodo. Si spiega così perché la fiera pendesse verso i fornitori di storage più che verso gli sviluppatori di generazione.

Sul fronte residenziale sono stati installati più di 550.000 sistemi di batterie domestiche nei 15 mesi successivi all'avvio del programma federale Cheaper Home Batteries. Il programma copre circa il 30% del costo di un sistema ammissibile, ha riferito pv magazine. La crescita si è stabilizzata dopo la prima ondata. I fornitori presenti in fiera, però, non erano pronti a definire maturo il segmento.

«Il residenziale si è stabilizzato negli ultimi mesi, ma quel segmento ha ancora molto potenziale», ha detto all'evento Sudeesh V, sales manager di EP Cube. Ha indicato il South Australia, il Western Australia, il Queensland e il Northern Territory come i luoghi con margini di crescita. Melbourne e Sydney rallentano.

Cosa non dicono i titoli sulle aste

Chi segue le rinnovabili attraverso i risultati delle gare troverà nel quadro di All Energy un utile correttivo. La corsa allo storage in Australia dipende meno dal disegno delle aste che da un sussidio alle famiglie e dai ricavi merchant e contrattualizzati sul fronte rete. La cosa più vicina a un segnale d'asta è la decisione del governo federale di alzare il tetto di ammissibilità del Small-scale Renewable Energy Scheme da 100 kW a 1 MW. La modifica estende i Small-scale Technology Certificates ai sistemi di media scala e taglia il loro costo iniziale di circa il 20%, secondo pv magazine. Si tratta di un regime di certificati, non di una gara competitiva. Riguarda i tetti commerciali e industriali, non la coda dei progetti utility-scale.

La distinzione conta quando si leggono le ondate di notizie sulle aste che arrivano questa settimana da Europa e Asia. In quei mercati i meccanismi di capacità e le aste al ribasso fanno un lavoro reale. In Australia il denaro si muove attraverso un altro canale.

Sally Bogle, vicepresidente per rinnovabili e power di Rystad Energy, ha detto al pubblico di Melbourne che lo storage a batteria sta conoscendo «una penetrazione molto, molto significativa». Ha definito i sistemi di accumulo «una pallottola d'argento per il mercato elettrico». Ha insistito sul loro ruolo nel contenere il curtailment solare diurno: «Permette a un impianto solare o eolico di massimizzare davvero il proprio asset e di ottimizzare la connessione alla rete».

L'Arizona va nella direzione opposta

Non tutti i mercati si muovono nella stessa direzione. Venerdì Tucson Electric Power e Arizona Public Service hanno depositato i loro Integrated Resource Plans 2026. Sono i piani quindicennali con cui gli stati orientano gli acquisti delle utility. CleanTechnica ha riferito il 2 novembre che entrambi tengono i combustibili fossili al centro del piano. APS ha il maggior volume di gas fossile programmato tra le utility dell'Arizona, con oltre 4.000 MW in più entro il 2041, secondo il resoconto di CleanTechnica. Tra questi la centrale Desert Sun e l'ampliamento di Redhawk, che costruirebbe otto nuove turbine a metano nella contea di Maricopa. L'utility ha anche firmato una proroga del contratto di fornitura di carbone che tiene in funzione l'impianto di Four Corners fino al 2038. Abbandona un piano precedente che prevedeva l'uscita nel 2031.

C'è anche una richiesta tariffaria. APS ha chiesto alla Arizona Corporation Commission un aumento del 14% delle tariffe, che aggiungerebbe circa 240 dollari l'anno alla bolletta media di un cliente residenziale, ha riferito CleanTechnica. TEP prevede di convertire le unità 1 e 2 del suo impianto di Springerville dal carbone al gas entro il 2031 invece di chiuderle. Punta anche ad aggiungere 300 MW di nuova generazione a gas fossile. TEP si era impegnata a ridurre le emissioni di carbonio dell'80% entro il 2035. Ora nel suo piano dichiara che non raggiungerà quell'obiettivo.

Sandy Bahr, direttrice del Grand Canyon Chapter del Sierra Club, ha criticato i documenti: «Vediamo queste utility proteggere i propri bilanci invece di prendere le decisioni più economiche per chi paga le bollette, come me e voi». Entrambi i piani passano ora all'approvazione della Arizona Corporation Commission. Il pubblico può presentare osservazioni.

Il contrasto con l'Australia è netto. Un mercato aggiunge batterie in sei mesi più di quanto abbia fatto in un anno intero. Sovvenziona anche lo storage domestico su larga scala. L'altro prolunga il carbone e costruisce turbine a gas, con l'autorità di regolazione come unico freno.

Le urne come l'altra asta

Negli Stati Uniti alcune delle decisioni energetiche più importanti di questa settimana non sono affatto aste. Canary Media ha raccolto il 30 ottobre cinque referendum che saranno decisi il giorno delle elezioni. Due riguardano direttamente come si costruiscono e si pagano i progetti di energia pulita. La Proposition 45 della California fisserebbe un limite di 365 giorni lavorativi per la maggior parte delle valutazioni ambientali statali previste dal California Environmental Quality Act, escludendo le costruzioni da combustibili fossili. I sostenitori dicono che accelera le rinnovabili e altre infrastrutture. Gli oppositori sostengono che limita il coinvolgimento delle tribù sui progetti. Nel Michigan, la Proposition 2 andrebbe oltre qualsiasi altro stato nel tenere il denaro delle utility fuori dalle elezioni. Vieterebbe ai comitati di azione politica finanziati dalle utility di versare contributi alle campagne. Impedirebbe anche a dirigenti delle utility e ai loro familiari di donare. Le utility hanno speso almeno 215.000 dollari per opporsi, secondo l'Energy and Policy Institute, citato da Canary Media.

Eugene, in Oregon, vota su una tassa rivolta alle aziende con 1.000.000.000 di dollari o più di utili lordi a livello nazionale e almeno 500.000 dollari entro la città. Il ricavato andrebbe all'elettrificazione e alla formazione professionale per l'energia pulita. L'Amendment 82 del Colorado scriverebbe nella costituzione statale un diritto al gas naturale per cucinare e riscaldare, sostenuto dal gruppo conservatore Advance Colorado. Ann Arbor, nel Michigan, valuta se creare un consiglio municipale per i servizi energetici. Quel consiglio potrebbe discutere l'acquisizione delle reti di DTE Energy in città, un'ipotesi che secondo gli oppositori potrebbe costare fino a 1.000.000.000 di dollari.

Eugene si è già mossa su un binario separato. Mercoledì 28 ottobre il consiglio comunale ha votato 6 a 1 per adottare un'ordinanza sulla divulgazione dell'Home Energy Score, ha riferito CleanTechnica. Eugene diventa così la quinta città dell'Oregon con una regola del genere, dopo Portland, Hillsboro, Milwaukie e Bend. La norma richiede una valutazione del punteggio energetico quando una casa viene messa in vendita. Assegna all'abitazione un voto da uno a dieci ed elenca gli interventi consigliati e gli incentivi disponibili. Più di 1.000.000 di abitanti dell'Oregon, quasi uno su quattro, vivono ora in una giurisdizione con una politica di divulgazione, secondo il resoconto.

«Il voto è un passo avanti importante per affrontare le emissioni degli edifici, ridurre i costi energetici e centrare gli obiettivi della Climate Recovery Ordinance della città, che punta a tagliare le emissioni del 50% entro il 2030», ha detto Bethany Cotton, direttrice per la conservazione di Cascadia Wildlands. Dylan Plummer, vicedirettore della Clean Heat Campaign del Sierra Club, ha collegato l'ordinanza alla sentenza del Nono Circuito dell'aprile 2023 che aveva annullato l'ordinanza di elettrificazione degli edifici residenziali di Eugene. Ha definito quella decisione una battuta d'arresto per l'azione climatica locale.

CATL, Google e la domanda dietro le offerte

La domanda di storage sta ridisegnando anche le strategie aziendali. CATL, il maggiore produttore mondiale di batterie, ha rafforzato il suo impegno su battery swapping e accumulo energetico. L'azienda cerca nuovi motori di crescita tra guerre dei prezzi e pressioni sulla redditività, ha riferito il South China Morning Post il 31 ottobre. Il giornale nota che Nio è già ben radicata nello swapping. BYD ha consolidato la sua posizione nei sistemi di accumulo. Lucas Zhang Liutong, direttore della società di consulenza di Hong Kong WaterRock Energy Economics, ha detto al SCMP che la concorrenza in entrambi i settori è «già piuttosto intensa».

Sul fronte della domanda, Google e Voltus hanno annunciato giovedì 22 ottobre di puntare a un gigawatt di capacità di centrali elettriche virtuali in PJM Interconnection. È dieci volte l'obiettivo di 100 MW fissato dalle due aziende a giugno, ha riferito Canary Media. Negli ultimi anni PJM ha visto il costo per assicurarsi energia sufficiente alla domanda di punta crescere di oltre otto volte. Il gestore di rete prevede da 30 a 34 GW di nuova domanda da grandi carichi all'inizio degli anni 2030. Il sistema ha recentemente toccato un picco di 162,6 GW.

Dana Guernsey, amministratrice delegata di Voltus, ha detto che i primi 100 MW «sono sempre stati il primo morso». L'azienda sta raccogliendo impegni dai clienti a ridurre i consumi o a fornire energia da batterie fino al 2040. È molto più lungo dell'orizzonte triennale delle aste di capacità di PJM. Voltus gestisce oltre 9 GW di demand response e capacità di centrali elettriche virtuali a livello nazionale. Punta a 20 GW entro il 2030, dopo aver raccolto 225.000.000 di dollari all'inizio di ottobre.

Niente di tutto questo è un risultato d'asta in senso stretto. È però la stessa domanda di fondo: chi viene pagato per fornire capacità ferma, e per quanto tempo. L'Australia risponde con le batterie e un sussidio alle famiglie. L'Arizona risponde con gas, carbone e una richiesta tariffaria. PJM risponde con contratti di demand response che arrivano al 2040. I calendari delle gare continueranno a produrre titoli. I numeri più rivelatori di questa settimana sono arrivati dal padiglione di una fiera a Melbourne e da due depositi di utility a Phoenix.