PJM apre la riforma delle connessioni per le batterie mentre lo stoccaggio Usa segna un trimestre record

Il cambiamento suona tecnico. Non lo è. Il Surplus Interconnection Service (SIS) consente a un impianto esistente di aggiungere batterie. Queste batterie usano lo stesso allacciamento alla rete quando l'impianto non genera a pieno regime. Di solito l'impianto è un parco solare o eolico. La Federal Energy Regulatory Commission ha chiesto ai gestori di rete di aprirgli la porta, ha riferito Canary Media il 29 ottobre.

PJM è il maggiore gestore di rete degli Stati Uniti. Copre 13 stati del Medio Atlantico, del Midwest e del Sud. La sua coda è congestionata, i data center si accalcano per la corrente e i prezzi della capacità sono saliti molto. Sul SIS l'operatore è rimasto indietro rispetto ai concorrenti.

Jon Gordon è senior director del gruppo commerciale per l'energia pulita Advanced Energy United. Ha detto a Canary Media che il Market Implementation Committee di PJM esaminerà i prossimi passi nella riunione del 4 novembre. Se un piano otterrà l'approvazione, PJM potrebbe completare le modifiche alle regole e chiedere alla FERC il permesso di applicarle già nell'aprile 2027, secondo lo stesso articolo.

Una traccia di 44 GW

La scala di ciò che è in attesa si vede nel monitoraggio privato. Gavin Ahern è cofondatore della società di consulenza Surplus Interconnection. Ha detto a Canary Media che la sua azienda ha contato 44 gigawatt di richieste storiche di progetti SIS a metà del 2026. Circa l'80% sono proposte di aggiungere batterie a progetti esistenti. NextEra Energy e Great River Energy hanno proposto batterie in parchi eolici del North Dakota. In California alcuni impianti a gas sono stati abbinati a batterie, e in Illinois è stato proposto il solare presso impianti a gas, secondo l'articolo.

Qui la tesi dell'investimento sta in una riga. Una batteria su un allacciamento esistente salta la parte più lunga della coda, e l'allacciamento c'è già.

La mossa di PJM cade in un anno record per lo stoccaggio americano. Il paese ha aggiunto 20,2 GWh di capacità di batterie nel secondo trimestre del 2026, il suo trimestre più grande di sempre. Il dato viene dalla Solar Energy Industries Association e da Benchmark Mineral Intelligence, come riportato da Electrek il 31 agosto. Le installazioni del primo semestre hanno raggiunto 30,8 GWh, in crescita del 23% su base annua.

La sola Arizona ha aggiunto 6,2 GWh, il trimestre più forte mai registrato da un singolo stato. Il Texas ha aggiunto 3,8 GWh e la California 3,6 GWh. I progetti su scala utility hanno formato circa 18 GWh del totale trimestrale. Di questa capacità, il 44% era abbinato al solare e il 56% era autonomo. Oltre il 74% della capacità installata nel trimestre si trovava in stati che Donald Trump ha vinto nel 2024, secondo l'articolo.

«Questa crescita record dimostra che lo stoccaggio è uno strumento potente per l'affidabilità, che rafforza la nostra sicurezza energetica, soddisfa la domanda in aumento e spinge al ribasso le bollette elettriche», ha detto Tim Pawlenty, presidente e amministratore delegato di SEIA, nel servizio di Electrek. Shan Tomouk, BESS and Energy Lead di Benchmark Minerals, ha detto nello stesso pezzo: «Lo stoccaggio di energia non è più solo una storia della California e del Texas». Benchmark ha alzato dell'11,5% la sua previsione di stoccaggio al 2030, a 683 GWh.

Il co-location diventa la norma

La tendenza al co-location dietro l'argomento SIS si misura nei dati federali. A settembre 2026, oltre il 16% della nuova capacità solare su scala utility aggiunta quest'anno era co-locata con stoccaggio a batterie operativo. Nel 2017 la quota era del 2%. I dati vengono dalle comunicazioni degli operatori alla US Energy Information Administration, pubblicate da CleanTechnica il 30 ottobre. Le aggiunte previste per gli ultimi tre mesi dell'anno portano la quota al 19%. I piani presentati per il 2027 e il 2028 la spingono oltre il 30%.

I dati della EIA mostrano anche dove si concentra la pratica. Il solare è il 13% della capacità produttiva su scala utility degli Stati Uniti, e il 18% di quella capacità è co-locato con batterie. In California, Arizona, New Mexico e Nevada la quota co-locata è più del doppio della media nazionale, ha riferito CleanTechnica.

L'analisi di Ember dell'ottobre 2026 dà un numero all'alternativa. Spostare i carichi di calcolo è l'opzione di cui parlano di più i gestori dei data center. Potrebbe ridurre la domanda di punta in Irlanda di circa 100 MW al 2030, ossia l'1,5% della punta prevista. La maggior parte della capacità è lavoro cloud, enterprise e di inferenza che non si sposta facilmente. Secondo le ipotesi di Ember, solo circa il 6,5% della capacità globale dei data center potrebbe teoricamente essere spostato. Si scende a circa il 3% una volta applicata l'utilizzazione media del 48%, ha riferito pv magazine Global il 3 novembre.

La generazione e lo stoccaggio dietro il contatore fanno meglio. Ember rileva che questo approccio potrebbe dare quasi cinque volte più sollievo alla rete, con riduzioni potenziali fino a 2,7 GW in Texas, secondo pv magazine Global. I data center prendono già circa il 19% della domanda di punta in Irlanda. Una punta di 6 GW a gennaio 2025 comprendeva un stimato 1,1 GW dai data center. Ember prevede quella quota al 24% al 2030, con la domanda dei data center a 1,6 GW su una punta di 6,5 GW.

Il divario nei tempi è la ragione. Un grande data center richiede da 200 MW a 500 MW di capacità e si costruisce in 18-24 mesi. L'espansione convenzionale della rete richiede da quattro a 10 anni, ha riferito pv magazine Global.

La coda delle connessioni non è l'unico collo di bottiglia

Nel Regno Unito, National Grid ha scelto un sito vicino a un data center per l'AI in progetto nel Teesside per la sua sottostazione più grande, ha riferito il Guardian il 1 novembre. Il giornale ha legato la decisione al fabbisogno elettrico dell'impianto previsto.

In Cina, il maggiore produttore mondiale di batterie si sta spingendo in attività più vicine alla rete. CATL ha raddoppiato l'impegno sul battery swapping e sullo stoccaggio di energia. Guerre dei prezzi e modifiche fiscali offuscano le prospettive dei suoi utili, ha riferito il South China Morning Post il 31 ottobre. Il giornale ha citato Lucas Zhang Liutong, direttore della società di consulenza di Hong Kong WaterRock Energy Economics, secondo cui la concorrenza in entrambi i settori era «già piuttosto intensa».

La rete di scambio batterie con cui CATL dovrebbe competere continua a crescere. Nio ha detto di aver superato 130.000.000 di scambi cumulativi di batterie alle 18:53:21 ora di Pechino del 3 novembre. Ci è arrivata 88 giorni dopo aver superato i 120.000.000 il 7 agosto, ha riferito CnEVPost. Gli scambi giornalieri sono stati in media più di 110.000 in quei 88 giorni. Il 3 novembre Nio aveva 4.236 stazioni di scambio in Cina, 230 in più rispetto alle 4.006 del 7 agosto. Tra i suoi utenti, l'84,5% aveva una stazione entro 3 chilometri da casa o dal lavoro.

A monte, il mercato resta concentrato. CATL deteneva il 39,1% del mercato globale delle batterie per veicoli elettrici da gennaio a settembre 2026 e BYD il 15,2%, ha riferito CnEVPost il 2 novembre.

Gli investimenti vanno nella stessa direzione. Xiaomi prevede di investire circa 253.000.000 di dollari per una quota del 5,34% in Sunwoda Electric Vehicle Battery, diventandone il terzo azionista. Lo riferisce un documento depositato, riportato da CnEVPost il 30 ottobre. Sunwoda perderà il controllo della controllata. Si aspetta che il deconsolidamento aggiunga da 3.200.000.000 a 4.500.000.000 di yuan al suo utile netto del 2026, salvo revisione contabile.

Due avvertenze stanno sotto il boom dello stoccaggio. Lo stoccaggio residenziale non ne partecipa. Le case americane hanno aggiunto 657 MWh nel secondo trimestre, il 27% in meno su base annua. SEIA e Benchmark attribuiscono il calo in parte all'eliminazione del credito d'imposta federale 25D per l'energia pulita residenziale. Citano anche i proprietari che hanno anticipato le installazioni nel 2025, ha riferito Electrek.

E l'impronta fisica delle batterie di rete continua a sollevare domande. Forschungszentrum Jülich ha detto il 1 novembre che un gruppo guidato da Dirk Witthaut ha individuato un breve calo della frequenza della rete europea ogni 60 secondi. La causa erano i grandi sistemi di stoccaggio a batterie che controllano lo stato di carica al minuto. Il risultato è stato pubblicato su Nature Energy. «Ci sono voluti davvero anni di lavoro investigativo», ha detto Witthaut nel comunicato.

Il processo di consultazione di PJM mostrerà quanta parte del problema della coda si può risolvere ricablando ciò che già esiste. La riunione del 4 novembre è la prima data da seguire.