Un pacchetto firmato il 30 settembre 2026 sposta la politica energetica della California verso ciò che è già installato nelle case dei consumatori. Gavin Newsom ha approvato le leggi sui virtual power plant (VPP) e sul solare da balcone, ma ha affossato con un veto il quadro statale sul community solar. La scelta privilegia la rete esistente e le batterie domestiche: chi non ha un tetto di proprietà resta ai margini.
Cosa prevedono le leggi firmate su VPP e rete
Le due norme sui virtual power plant, SB 905 e SB 913, entrambe del senatore Josh Becker, puntano a contenere le bollette elettriche coordinando batterie domestiche, termostati intelligenti e veicoli elettrici al posto di nuova infrastruttura di rete. SB 905 istituisce una metrica di utilizzo della rete di distribuzione e trasmissione, obbliga le maggiori utility a misurarla e apre la strada alla CPUC per fissare obiettivi obbligatori di utilizzo. SB 913 incarica la Commissione di definire una metodologia di valutazione per i VPP composti da batterie presso i clienti che esportano in rete durante i momenti di stress.
Storicamente le flotte di dispositivi dei clienti erano limitate nel mercato Resource Adequacy (RA) dello stato, con credito solo per la riduzione dei consumi di una singola abitazione. La CPUC ha tempo fino al 30 giugno 2028 per finalizzare le regole che danno ai VPP un percorso competitivo accanto alle centrali a gas.
"Le batterie dei clienti stanno già spostando il consumo elettrico dalle ore più costose per le utility, ma queste nuove leggi porteranno il tutto a un altro livello, facendo operare le batterie come una rete in grado di colpire con più precisione le ore in cui i costi aumentano", ha dichiarato Brad Heavner, direttore esecutivo della California Solar and Storage Association (CALSSA).
Balcony solar: 1.200 watt senza interconnessione
Il SB 868, noto come Plug and Play Solar Act, autorizza i residenti a installare piccoli sistemi fino a 1.200 watt (AC) sull'impianto elettrico dell'edificio, esentandoli dall'interconnessione alla rete di distribuzione. I sistemi devono essere certificati UL o equivalenti e spegnersi automaticamente durante i blackout per evitare problemi elettrici. In California circa 14 milioni di unità abitative in affitto, pari al 40% delle famiglie, potrebbero beneficiarne.
La California si unisce a Utah, Colorado, Maryland, Virginia, Vermont, Connecticut, New Hampshire e Maine nell'autorizzare il solare plug-in senza approvazione delle utility. In Europa la Germania guida con oltre 1 milione di installazioni da balcone rilevate a giugno 2025.
Il veto su AB 1813 e il conflitto sulle stime
Il veto ha colpito AB 1813, il Community Renewable Energy Program Act of 2026 firmato dall'assembleare Chris Ward. Il testo avrebbe creato un quadro statale per il community solar, con abbonamenti a impianti condivisi e crediti in bolletta. Prevedeva tetti di 5 MW di generazione e 5 MW di BESS per singolo progetto, un limite complessivo di 4 GW o sette anni di iscrizioni.
Presentato al governatore il 14 settembre, AB 1813 è stato bocciato il 30. Newsom lo ha definito "strutturalmente difettoso" e ha scritto che "richiederebbe di fatto un prezzo amministrato per la generazione di energia superiore al valore che questa porta alla rete", citando una stima dell'ufficio Public Advocates Office di 1,5 miliardi di dollari annui di costi aggiuntivi per i contribuenti.
Le stime in campo indicano direzioni opposte. Il costo annuo di 1,5 miliardi equivale a 30 miliardi in 20 anni, contro i 6,5 miliardi di risparmi che, secondo l'analisi di Aurora Energy Research citata da Aaron Halimi, fondatore e CEO di Renewable Properties, AB 1813 avrebbe garantito nello stesso arco di tempo. Uno studio della UCLA aveva stimato 4,6 miliardi di risparmi potenziali in 20 anni, valore mai riconosciuto dalla CPUC.
Sul totale dei 1.160 bills arrivati sulla scrivania di Newsom nella sessione 2026 secondo pv magazine USA (circa 1.200 per Energy-Storage.News, discrepanza dovuta a una stima approssimativa del conteggio), l'energia ha pesato con pochi provvedimenti: firmati anche AB 864 sui pannelli dismessi, AB 1156 sulla riconversione di terreni agricoli in impianti solari e AB 2493 sul monitoraggio delle trasmissioni.
Cosa cambia per chi opera sulla rete
Presi insieme, SB 905 e SB 913 disegnano un modello in cui la rete californiana conta di più sulle risorse già installate. Per un operatore di distribuzione significa dover rendere conto della capacità inutilizzata dei circuiti, molti dei quali saturati solo poche ore all'anno. Per un proprietario di batteria domestica significa la possibilità di essere aggregato e valutato per servizi di rete, un ruolo prima negato nel mercato RA. Il paradosso è nel calendario: la stessa amministrazione ha bloccato in agosto il rifinanziamento del Demand Side Grid Support (DSGS), il programma VPP che nel 2025 aveva iscritto oltre 1 GW di batterie dei clienti, proprio mentre firmava le norme che quei VPP dovrebbero valorizzare.
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