Energia

Il primo ciclo di approvvigionamento del Next Generation Energy Act si chiude con 440 MW selezionati, il 55% degli 800 MW messi a gara. La Maryland Public Service Commission ha preferito due progetti solidi sul piano dei costi a un portafoglio più ampio: due candidature ritirate e un impianto da 500 MW respinto per dubbi sulle bollette. L'approvazione, però, è solo condizionata.

Cosa ha selezionato la Commissione del Maryland

La MPSC ha scelto in via condizionata due progetti transmission-connected, annunciati il 1° ottobre 2026 dopo la seduta del 30 settembre:

Insieme valgono 440 MW con durata di 4 ore, cioè 1.760 MWh (440 × 4), su termini di assegnazione fissi di 15 anni.

Crediti di capacità: cosa cambia per chi investe

I crediti di capacità sono il meccanismo con cui il Maryland remunera la capacità dei sistemi di accumulo selezionati nella prima gara del Next Generation Energy Act. Assegnati su termini fissi di 15 anni, servono a dare ai progetti una base di ricavi più prevedibile e meno dipendente dai mercati.

Secondo Adam Dubitsky, state director per il Maryland della Land & Liberty Coalition, gli award «forniranno maggiore certezza sui ricavi e aiuteranno a rendere finanziabili i 440 MW di nuovo storage in Maryland». La MPSC stima per i due progetti un costo combinato di 0,0698 dollari al mese per un cliente residenziale tipico.

Le candidature escluse: Oystercatcher, Pulaski e Fourth Quarter

Cinque candidature sono arrivate alla MPSC, tutte amministrativamente complete e valutate su criteri qualitativi e quantitativi che includevano costo-efficacia e impatto sulle bollette. Due si sono ritirate: il Fourth Quarter Battery Energy Storage System da 300 MW (contea di Montgomery) e il Pulaski Energy Storage Project da 135 MW (contea di Baltimora).

La Commissione ha respinto l'Oystercatcher Energy Storage Project da 500 MW nella contea di Harford, per il ranking più basso e i dubbi sui costi, invitandolo a ripresentarsi nel Round 2. Respinta anche la richiesta di Chalk Point di salire da 400 a 535 MW, perché tardiva e mai passata da una valutazione competitiva: l'ampliamento potrà essere riproposto nel secondo ciclo.

I numeri dietro la scelta e i prossimi passaggi

Il rapporto tra domanda e offerta spiega la prudenza della Commissione. Le cinque candidature di cui sono note le dimensioni sommano 1.375 MW (400 + 40 + 300 + 135 + 500), almeno il 72% in più rispetto agli 800 MW richiesti.

Chalk Point pesa da solo il 91% dei 440 MW assegnati (400 su 440), e rispetto all'obiettivo complessivo di 1.600 MW previsto dalla legge restano 1.160 MW da assegnare. Entrambi i progetti devono ancora ottenere l'autorizzazione alla costruzione, con ulteriori udienze pubbliche e istruttorie su sicurezza, localizzazione e impatti ambientali. Il Round 2 partirà con la Request for Applications entro il 1° gennaio 2027.

Alla gara lo stato affianca i finanziamenti diretti: i 70 milioni di dollari del Solar and Energy Storage Gap Financing Programme, previsto dal Lower Bills and Local Power Act, e i 2 milioni di dollari annunciati ad agosto 2025 per l'acquisto e l'installazione di BESS tramite il programma RCES.

Per i due progetti selezionati l'ostacolo decisivo non è più l'economica ma l'autorizzazione: saranno le udienze su siting, sicurezza e ambiente davanti alla stessa Commissione che li ha scelti a decidere se i 440 MW arriveranno al cantiere.

Fonti

• Energy-storage.news
• Utility Dive

Google e Constellation Energy hanno firmato un accordo di fornitura di 20 anni che porterà 890 MW di nuova capacità nucleare sulla rete PJM Interconnection. Non si tratta di reattori da costruire: l'intesa finanzia gli uprate, i potenziamenti di impianti già in esercizio. È il segno che la domanda corporate di elettricità h24 si sta spostando dalla nuova costruzione alla valorizzazione di ciò che è già connesso alla rete.

Gli uprate su 11 unità nucleari e la scadenza del 2028

L'accordo mobilita oltre 4,3 miliardi di dollari di investimenti di Constellation su 11 unità nucleari che la società possiede in Illinois, Pennsylvania e New Jersey. Gli interventi su turbine, generatori di vapore e sistemi di controllo digitali aumentano l'efficienza termica ed elettrica, aggiungendo capacità senza cantieri ex novo. Il primo uprate è atteso entro il 2028.

Sul piano occupazionale, l'intesa sostiene circa 4.400 posti di lavoro esistenti e ne crea 7.200 durante la fase di costruzione. Constellation ha selezionato Google Cloud e Gemini Enterprise nell'ambito di un'alleanza tecnologica quinquennale che userà l'AI per ridurre i costi delle nuove infrastrutture e proteggere la stabilità della rete.

Il costo implicito: 4,8 milioni di dollari per MW incrementale

Rapportando i 4,3 miliardi di dollari di investimento agli 890 MW incrementali, il costo implicito è di circa 4,8 milioni di dollari per megawatt. Gli 890 MW equivalgono, per ampiezza, alla produzione di tre o più small modular reactor oppure di un grande reattore convenzionale.

Il vantaggio dichiarato da Constellation è temporale: gli uprate evitano i tempi pluriennali e i colli di bottiglia dell'interconnessione tipici delle costruzioni greenfield. L'iniziativa sostiene gli obiettivi del programma governativo statunitense UPRISE, che punta a massimizzare la produzione elettrica dagli impianti nucleari esistenti.

Il modello si allarga: Oracle a Point Beach, Amazon a Calvert Cliffs

Il 2 ottobre Oracle ha annunciato l'impegno a sottoscrivere una quota di elettricità del Point Beach, impianto a due unità di NextEra Energy sul lago Michigan, in esercizio dal 1970 e dal 1973. L'operazione, soggetta all'approvazione della Public Service Commission del Wisconsin, assorbe circa 300 milioni di dollari di costi energetici crescenti a favore di oltre 1 milione di clienti utility dello stato.

Pochi giorni prima Constellation aveva chiuso un PPA ventennale con Amazon per 190 MW e l'estensione della vita operativa di Calvert Cliffs nel Maryland. Google, dal canto suo, ha già firmato per circa 96 MW di uprate sugli impianti Vogtle e Hatch di Georgia Power e per il 50% della capacità di Loviisa in Finlandia, con estensioni fino al 2050.

L'implicazione per la rete PJM

La rete PJM serve 67 milioni di persone. Accanto agli 890 MW incrementali, il secondo contratto copre 15 anni e 2.700 MW del parco esistente: una garanzia di ricavo che tiene gli asset in esercizio senza sottrarli alla rete. "Our agreement with Constellation to fund nuclear reactor uprates will strengthen the PJM grid, which serves 67 million people", ha dichiarato Amanda Peterson Corio, global head of energy and power di Google.

Joe Dominguez, chairman, president e CEO di Constellation, ha definito la collaborazione un modello per come aziende tecnologiche e industria energetica possono lavorare insieme per generare "grid-wide benefits for all, funded by private entities".

Il punto è il meccanismo di finanziamento: capacità aggiuntiva pagata da un soggetto privato che resta a disposizione del sistema. La prima scadenza utile è il 2028, ed è lì che si misurerà se gli uprate sono davvero la scorciatoia che il settore aspettava.

Fonti

• World Nuclear News
• Utility Dive

Il progetto Mesa View BESS da 250 MW/500 MWh in Upton County, Texas, ha chiuso il project debt financing e un impegno di capitale preferito. Linea Energy, independent power producer con sede a San Francisco, completa così la sua ultima raccolta a livello di progetto nel mercato ERCOT, dove la crescita di solare ed eolico intermittenti ha reso la capacità di accumulo dispacciabile un'infrastruttura sempre più richiesta. Il pacchetto non è un prestito unico: è una struttura a più strumenti, e questo dice molto su come il credito bancario guarda oggi al storage standalone.

Mesa View: 250 MW, 500 MWh e due ore di durata

Mesa View è una facility di accumulo standalone da 250 MW di potenza e 500 MWh di energia, con entrata in esercizio commerciale prevista nel 2027, e immetterà 250 MW di capacità dispacciabile nella rete ERCOT. Il rapporto tra le due cifre dichiarate è il dato più utile per leggerne il profilo: 500 MWh divisi per 250 MW danno 2 ore di durata a piena potenza. La stessa operazione inquadra il progetto dentro la domanda di infrastrutture di accumulo multi-hour alimentata dalla crescita di capacità solare ed eolica intermittente in Texas, un tema che segue l'accelerazione della domanda elettrica statunitense trainata da intelligenza artificiale e data center, di cui avevamo già scritto.

Tre strumenti di debito più il capitale preferito di DESRI

Il finanziamento poggia su quattro tasselli distinti:

• construction-to-term loan, il prestito che accompagna la costruzione e si trasforma in debito a lungo termine;
• tax equity bridge loan, il ponte in attesa del capitale fiscale;
• una lettera di credito;
• l'impegno di capitale preferito di D.E. Shaw Renewable Investments (DESRI).

Chi finanzia e chi assiste legalmente

Cosa cambia per chi opera nel mercato ERCOT

Il collegamento meno visibile della notizia è la ricorrenza del partner finanziario: DESRI aveva già fornito capitale preferito per l'asset Duffy BESS di Linea, e torna ora su Mesa View. Per uno sviluppatore attivo in Texas, significa che costo e disponibilità del capitale non dipendono solo dalla qualità del singolo progetto, ma dalla relazione con investitori ricorrenti. Linea è del resto sponsorizzata da EnCap Investments L.P. attraverso la piattaforma EnCap Energy Transition, e ha già chiuso round di debito e tax equity per impianti solari utility-scale in Michigan.

Cassidy DeLine, chief executive officer di Linea Energy, ha inquadrato la chiusura come una prova della maturazione della piattaforma aziendale e della sua capacità di consegnare asset infrastrutturali investibili in mercati elettrici regionali ad alta domanda.

Per un operatore di rete o un investitore nel mercato texano, la domanda operativa cambia di segno: non è più se il storage standalone trovi credito, ma a quali condizioni di durata. Due ore è il punto di partenza del segmento multi-hour, e il 2027 sarà il primo anno in cui Mesa View dovrà dimostrare di reggere sui ricavi di ERCOT, non solo sulla struttura finanziaria che oggi ha convinto sei controparti diverse.

Fonti

• pv magazine USA
• Energy Storage News

Il Dipartimento dell'Energia americano ha offerto a Vistra un prestito condizionato fino a 4,2 miliardi di dollari per potenziare tre centrali nucleari tra Pennsylvania e Ohio. Sono 433 MW di capacità aggiuntiva che arrivano senza costruire un solo reattore nuovo e senza nuove linee di trasmissione: la scommessa del DOE è che gli uprate siano la strada più rapida per rispondere a una domanda elettrica in crescita nella regione PJM, prima che i grandi impianti di nuova generazione siano pronti.

Tre impianti, quattro reattori: cosa copre il prestito

Il finanziamento va a interventi di upgrading e modernizzazione su quattro reattori: le due unità a acqua pressurizzata di Beaver Valley a Shippingport, in Pennsylvania, l'unità PWR di Davis-Besse a Oak Harbor, in Ohio, e l'unità a acqua bollente di Perry, sempre in Ohio. Il DOE stima 433 MW di nuova capacità nucleare e la conservazione di circa 4 GW di potenza baseload già in esercizio.

La somma delle tre capacità indicate è 4.048 MWe: il "circa 4 GW" citato dal DOE corrisponde quindi alla flotta esistente, non a una stima arrotondata per eccesso. Su questa base, i 433 MW aggiuntivi valgono un incremento del 10,7% rispetto alla potenza attualmente in esercizio. Il prestito copre inoltre circa 3.000 posti di lavoro tra ingegneria, costruzione e fermate programmate, oltre a migliaia di posizioni permanenti, e punta a sostenere l'esercizio degli impianti per 20 anni oltre le licenze attuali.

Dagli uprate 2029 al rinnovo delle licenze

Le prime domande di uprate arriveranno sul tavolo della Nuclear Regulatory Commission solo alla fine del decennio. Vistra ha notificato all'NRC l'intenzione di presentare le richieste scaglionate nel tempo: Perry nel terzo trimestre 2029, Beaver Valley-2 nel 2030, Beaver Valley-1 nel 2031 e Davis-Besse nel 2032. Tutte e quattro sono classificate come extended power uprate, la categoria più impegnativa tra quelle riconosciute dall'NRC: può aggiungere fino al 20% di potenza, ma richiede modifiche a turbine, generatori, trasformatori e pompe del condensato.

Le scadenze delle licenze attuali spiegano perché il calendario conta:

• Beaver Valley-1: licenza fino a gennaio 2036
• Davis-Besse: fino a aprile 2037
• Perry: fino a novembre 2046
• Beaver Valley-2: fino a maggio 2047

Per i due impianti con licenze più vicine il margine è sottile. Se gli uprate si materializzassero davvero nei tempi indicati da Vistra — con l'aumento di potenza atteso nel secondo trimestre 2034 — l'output aggiuntivo di Beaver Valley-1 e Davis-Besse avrebbe meno di tre anni di servizio prima della scadenza delle licenze attuali. La partita vera, quindi, si gioca sulle richieste di rinnovo successivo che Vistra intende depositare tra il 2027 e il 2029, due anni prima delle domande di uprate.

Meta e AWS: chi compra i megawatt in più

Il nuovo output ha già un acquirente. Meta ha firmato accordi di acquisto di energia ventennali per 2.176 MW di produzione esistente da Perry e Davis-Besse, più l'intera capacità generata dagli uprate dei tre impianti, 433 MW: un pacchetto complessivo da 2.609 MW. A gennaio 2026 Vistra e Meta lo avevano descritto come il più grande intervento di uprate mai sostenuto da un cliente corporate. Amazon Web Services, dal canto suo, ha un PPA ventennale per fino a 1.200 MW da Comanche Peak, in Texas.

Il comunicato del DOE non menziona però il ruolo di Meta, e la Nuclear Newswire segnala proprio questa come la principale informazione mancante nell'annuncio. Il prestito condizionato include un'opzione per finanziare futuri uprate anche a Comanche Peak, dove Vistra vede un'opportunità residua di oltre 200 MW e circa 3,2 GW di capacità contrattabile tra Beaver Valley e lo stesso sito texano.

Il divario tra i 433 MW del DOE e i 390 MW dell'NRC

Le cifre sul tavolo non coincidono del tutto, e la differenza merita attenzione. POWER Magazine riporta che la lista delle domande attese dall'NRC stima circa 197 MWe per Perry (2029), 66 MWe per Beaver Valley-1 (2031), 65 MWe per Davis-Besse (2032), oltre a Beaver Valley-2 (2030): il totale delle stime NRC è di circa 390 MWe, circa 43 MW in meno dei 433 MW della commessa Meta e delle stime DOE. Si tratta di proiezioni regolatorie con orizzonti diversi, ma il divario dice quanto la taglia finale degli uprate resti, oggi, una previsione più che un dato consolidato.

Cosa cambia per chi opera sulla rete PJM

Il prestito equivale a circa 9,7 milioni di dollari per ognuno dei 433 MW aggiunti (4,2 miliardi diviso 433), una cifra che va letta insieme alla duplice funzione del pacchetto: non solo nuova capacità, ma anche salvaguardia di 4 GW esistenti in un mercato dove le aste di capacity PJM per il 2026/2027 e 2027/2028 sono state entrambe regolate al tetto approvato da FERC, oltre 329 dollari per MW-giorno.

Il contesto programmatico del DOE offre un secondo elemento di lettura. Gli uprate sono al centro del programma UPRISE, che punta a 2,5 GW di capacità nucleare aggiuntiva entro il 2027 e 5 GW entro il 2029, mentre l'obiettivo di lungo periodo fissato dagli ordini esecutivi del maggio 2025 è quadruplicare la capacità nucleare statunitense fino a 400 GW nel 2050. I 433 MW di Vistra arriveranno in gran parte dopo entrambe le milestone di UPRISE, e questo li rende poco utili per i target di breve periodo: il prestito non è un acceleratore immediato, ma un tassello della fase successiva. L'Office of Energy Dominance Financing, ex Loan Programs Office, ha già finanziato il riavvio di Palisades in Michigan, il Crane Clean Energy Center di Constellation in Pennsylvania e Duane Arnold di NextEra in Iowa, oltre a un pacchetto da 26,5 miliardi per controllate di Southern Company che include uprate e rinnovi di licenza.

Il punto operativo per gli addetti ai lavori è la sequenza: il collo di bottiglia non è il finanziamento, ma il calendario delle revisioni NRC. Se i rinnovi successivi delle licenze non arrivano in tempo utile, i megawatt in più di Beaver Valley-1 e Davis-Besse rischiano di restare in esercizio solo per una frazione del loro potenziale.

Fonti

• ANS / Nuclear Newswire
• World Nuclear News
• POWER Magazine
• Utility Dive (non accessibile)

Nel Fragmented Energy Order — lo scenario in cui il commercio globale si spezza e i dazi si moltiplicano — lo storage a batteria è la tecnologia pulita che paga il conto più salato: il capex sale del 40-50% rispetto allo scenario base. È la proiezione del Global Energy Perspective 2026 di McKinsey, l'undicesima edizione del rapporto, che descrive un mercato di espansione dell'energia più che di transizione. Per chi investe negli Stati Uniti la conseguenza è diretta: con i moduli solari globali ormai a 0,08 $/W dopo un calo del 70%, i margini di ulteriore riduzione del costo dell'energia non arrivano più dalla sola curva di apprendimento tecnologico.

Dazi su catodi e minerali critici dietro il premium dello storage

Il premio di costo delle batterie non nasce dal modulo, ma da ciò che sta a monte. A spingere il capex sono i dazi sui materiali catodici, i colli di bottiglia sui minerali critici e le barriere alla localizzazione delle supply chain. Il fenomeno non resta confinato allo storage. I dazi su acciaio e alluminio aggiungono costi indiretti ai componenti balance-of-system: le cornici in alluminio valgono circa il 14% del costo di produzione di un pannello, mentre l'acciaio resta il driver principale di tracker e strutture di racking per gli impianti a terra.

Un calcolo aiuta a dare la misura. Applicando quel 14% al prezzo dei moduli di 0,08 $/W, la sola struttura in alluminio pesa circa 0,011 $/W. Il valore è indicativo, perché il 14% si riferisce al costo di produzione e non al prezzo di vendita, ma rende l'idea: una voce che sembra marginale vale più di un ottavo del prezzo del modulo.

L'idrogeno cresce più di tutto, ma resta una frazione del mix

L'idrogeno è indicato come la componente a crescita percentuale più rapida del sistema energetico globale fino al 2050, senza però arrivare a superare una quota frazionaria del mix complessivo. La ragione sta nel punto di partenza, molto basso, e nella concentrazione della domanda nei settori dove l'elettrificazione diretta è difficile: raffinazione, chimica, fertilizzanti, siderurgia e carburanti derivati dall'idrogeno.

Quella geografia della domanda ha una conseguenza elettrica: produrre idrogeno rinnovabile significa consumare elettricità, e quindi aggiungere carico a una rete già sotto pressione. Il ritmo di sviluppo dipenderà da economia, infrastruttura e disponibilità di clienti affidabili.

Data center e consumo di suolo: la rete è il nuovo collo di bottiglia

La domanda elettrica statunitense accelera, trainata dall'intelligenza artificiale e dai data center. Gli annunci di impianti su scala gigawatt stanno riscrivendo la pianificazione dei mercati elettrici e creano un bisogno urgente di capacità pulita dispacciabile. Gli abbinamenti rinnovabili più batteria restano la soluzione indicata per rendere ferma la generazione intermittente, ma una penetrazione più alta di eolico e solare utility-scale richiede proporzionalmente più terra, complicando autorizzazioni e interconnessione nelle regioni ISO/RTO ad alta domanda.

Il gas naturale continua a fare da proxy dell'affidabilità in tutti gli scenari, mentre lo storage resta essenziale per gli obiettivi di decarbonizzazione di lungo periodo. Il rapporto sintetizza la tensione con una frase: "The low-carbon system faces the opposite challenge: Infrastructure that does not yet exist must be built swiftly in an environment of supply chain and geopolitical friction."

Cosa cambia per sviluppatori e operatori di rete

Lettura operativa: idrogeno e batterie non competono per lo stesso cliente, ma per lo stesso elettrone e lo stesso capitale. L'idrogeno crescerà dove l'elettrificazione diretta non arriva e avrà bisogno di elettricità a basso costo; lo storage avrà bisogno di capitale a basso costo, che il premio del 40-50% erode proprio dove serve.

Le raccomandazioni per gli sviluppatori statunitensi seguono questa logica: mappare l'esposizione a minerali critici e componenti per proteggere la pipeline da cambi improvvisi di dazi, e concentrare il capitale su mercati e off-taker tariff-insensitive, come l'approvvigionamento elettrico dei data center. Per chi gestisce reti e produzione, la priorità diventa allineare la diffusione dello storage alla manutenzione della trasmissione e all'elettrificazione industriale di lungo periodo.

Il contrasto con l'Europa misura l'asimmetria: la dipendenza da combustibili fossili scende dal 60% al 30% entro il 2050 — un dimezzamento — mentre il mercato statunitense resta in equilibrio instabile tra investimenti in rete e sostenibilità della generazione. Il vincolo del prossimo decennio non sarà la disponibilità di tecnologia pulita, ma la capacità di costruirla dove suolo, rete e dazi la rendono economicamente sostenibile.

Fonti

• RBN Energy
• pv magazine USA