Tre grandi utility statunitensi hanno depositato i loro piani energetici di lungo periodo in meno di tre settimane, e tutte mettono l'accumulo a batteria al centro della strategia. La convergenza nasconde però una divergenza netta: DTE Energy programma l'uscita dal carbone entro il 2032, mentre Ameren Missouri ha rimosso dai materiali promozionali del proprio piano l'obiettivo di neutralità carbonica e punta su una forte espansione del gas. La partita si gioca su chi paga la bolletta e su cosa alimenterà i data center.
Ameren Missouri: 2.400 MW di batterie entro il 2030
L'IRP aggiornato depositato il 28 settembre 2026 prevede 2.400 MW di BESS entro il 2030, 1.300 MW di nuovo solare entro il 2030 e altri 2.300 MW solari entro il 2045. Ameren ha già ottenuto i certificati di convenienza e necessità per 400 MW a Big Hollow e ha presentato domanda per altri 545 MW a Castle Bluff, 250 MW a Millcreek e per il progetto Huck Finn, con approvazione attesa nel quarto trimestre.
I progetti identificati sommano 1.195 MW: il 49,8% dei 2.400 MW che l'utility vuole mettere in esercizio entro il 2030. Metà del target dipende ancora dalle gare e dalle approvazioni successive.
Il gas resta il pilastro del piano di Ameren
Il piano prevede 2.100 MW di ciclo combinato entro il 2031, 2.800 MW entro il 2035 e altri 1.400 MW entro il 2042. Si aggiungono 1.900 MW di ciclo semplice entro il 2029, altri 2.400 MW dopo il 2040 e 500 MW di fuel cell a gas entro il 2030. Sul nucleare, Ameren pianifica 1.200 MW entro il 2040 — senza località né tecnologia selezionate — e punta a estendere oltre il 2044 i 1.190 MW di Callaway Energy Centre.
Fermandosi al 2031, le sole aggiunte a gas sommano 4.000 MW, che diventano 4.500 MW includendo le fuel cell: circa 1,9 volte i 2.400 MW di batterie previsti entro il 2030.
Il Sierra Club contesta l'impianto. L'organizzazione rileva che l'utility ha eliminato gli investimenti eolici prima del 2030, ridotto di 500 MW l'eolico complessivo, tagliato il solare pre-2030 da 2.200 MW a 1.300 MW e rinviato la chiusura degli impianti a carbone di Sioux (al 2035) e di due unità di Labadie di sei anni, dal 2036 al 2042. Il suo conteggio indica 5.400 MW di nuovo gas entro il 2032, 1.700 MW in più del piano precedente: una cifra superiore ai 4.500 MW che emergono dal depositato, perché misura un orizzonte più lungo e un perimetro diverso.
"Bruciare più carbone e gas aumenterà solo la frequenza e l'intensità di eventi meteorologici estremi come ondate di calore, siccità e alluvioni", afferma Jenn DeRose, stratega della campagna Beyond Coal del Sierra Club in Missouri.
DTE Energy: 4,5 GW di batterie e carbone fuori scena entro il 2032
DTE Energy ha depositato il proprio IRP presso la Michigan Public Service Commission con 4,5 GW di batterie, di cui 1,7 GW di accumulo di lunga durata: circa 1.663 MW di compressed air energy storage e 50 MW di iron-air. La quota CAES pesa il 97,8% degli 1,7 GW di LDES annunciati: la tecnologia a aria compressa domina il portafoglio.
La utility chiuderà il primo lotto della centrale di Monroe nel 2028 e l'ultimo nel 2032, ritirando circa 3 GW. Nel 2005 il carbone valeva il 62% della sua capacità di generazione; dal 2033 DTE intende non operare più nessun impianto a carbone. L'IRP dichiara una riduzione dell'84% delle emissioni di CO2, oltre il 90% con cattura e stoccaggio, costa 3,5 miliardi di dollari in meno rispetto al 2022, aggiunge 177 MW a Fermi 2, due centrali a gas per 2,1 GW e un virtual power plant con batterie domestiche e commerciali. Sullo sfondo, il campus data center Oracle da 16 miliardi di dollari, sul quale DTE ha condizionato la rinuncia agli aumenti tariffari per due anni.
Black Hills Energy: 200 MW di batterie in Colorado
Il piano depositato l'11 settembre 2026 presso la Colorado Public Utilities Commission propone un portafoglio preferito con 200 MW di BESS, 100 MW di eolico e 125 MW di gas su un orizzonte di 25 anni. Le batterie valgono il 47% dei 425 MW complessivi.
Black Hills sostiene che l'intermittenza delle rinnovabili impone una fonte dispacciabile disponibile in ogni momento e che il gas è il mezzo più efficiente per garantirla. La composizione finale sarà decisa da una gara nel 2027. Intanto l'utility costruisce un BESS da 50 MW/200 MWh a Pueblo Airport, approvato nel 2025 e atteso in servizio a fine 2027, e ha un PPA per 200 MW di solare nella contea di Pueblo, in esercizio nel 2029.
Cosa cambia per bollette e sviluppatori
Le tre utility convergono sullo stoccaggio e divergono su tutto il resto. Ameren e Black Hills usano il gas come rete di sicurezza, DTE come ponte verso l'uscita dal carbone. Per chi paga la bolletta la differenza sta nel profilo di costo: Ameren chiede nuovi investimenti in gas con orizzonte 2042, DTE dichiara un piano da 3,5 miliardi in meno del precedente. Per gli sviluppatori di accumulo la finestra è identica in tutti e tre i casi — gare competitive tra il 2026 e il 2027 — con i 2.400 MW di Ameren coperti solo per metà da progetti già autorizzati.
Se le tempistiche reggono, il 2033 sarà il primo anno senza carbone per DTE proprio mentre Ameren avrà appena esteso Labadie di sei anni: la stessa settimana di depositi racconta due traiettorie opposte.
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