PJM ha un deficit di 6,8 GW e il suo backstop è bloccato. Il deposito del 29 ottobre decide chi paga

Il più grande mercato elettrico degli Stati Uniti ha esaurito la capacità di riserva, e il piano per acquistarne altra è bloccato su una sola domanda: chi paga. Finché PJM non avrà risposto, ogni data center che cerca energia nei suoi 13 Stati e nel Distretto di Columbia si troverà di fronte a bollette più alte, a una data di connessione più lontana, o a entrambe.

La questione è di attualità questo mese. L’ordinanza della FERC del 29 settembre ha messo in pausa la procedura di backstop di PJM. Il Dipartimento dell’Energia è intervenuto il 7 ottobre con quello che Utility Dive ha descritto come il suo primo deposito presso la FERC da almeno cinque anni. I membri di PJM si riuniscono il 22 ottobre e PJM intende presentare una proposta rivista entro il 29 ottobre.

Come PJM è arrivata a questo punto: due aste al tetto, due deficit

PJM acquista capacità con circa tre anni di anticipo nella sua Base Residual Auction. Le ultime due aste si sono entrambe chiuse al tetto di prezzo fissato da un collar di prezzo approvato dalla FERC: $333,44/MW-giorno per il 2027/2028 e $325/MW-giorno per il 2028/2029. In entrambi i casi la capacità non è stata sufficiente. Nell’asta 2028/2029, svoltasi a luglio, PJM ha acquisito 149.181,6 MW di capacità, inclusi gli impegni Fixed Resource Requirement, a fronte di un fabbisogno di affidabilità di 156.013 MW. Ne è risultato un deficit di 6.831,3 MW, in aumento rispetto ai 6.516 MW dell’anno precedente, come mostra il rapporto sui risultati di PJM.

Il margine di riserva totale si è attestato al 14,7%, contro un obiettivo del 20%. L’asta è costata $16,4 miliardi. Senza il tetto, PJM ha stimato la bolletta in $29,7 miliardi, e il prezzo si sarebbe fissato intorno a $555/MW-giorno sull’intera area PJM e a $777/MW-giorno nella zona ComEd, ha riferito Utility Dive. PJM ha attribuito un aumento previsto del carico di 1.374,5 MW “in larga parte” a ulteriori grandi carichi.

L’offerta non tiene il passo. Nell’asta 2028/2029 sono stati aggiudicati solo 524,7 MW di capacità nuova, potenziata e riattivata, in calo rispetto ai 774,3 MW dell’anno precedente. Secondo il nostro calcolo, il deficit è circa 13 volte la nuova offerta aggiudicata.

Fonte: PJM, 2028/2029 Base Residual Auction Report, luglio 2026. L’ordinanza della FERC del 29 settembre indica il deficit 2027/2028 in 6.623 MW; utilizziamo il dato del rapporto di PJM e non mescoliamo le due cifre.

Cosa è cambiato: il backstop si è arenato alla FERC

Il Consiglio di amministrazione di PJM ha definito la propria risposta in una lettera decisionale del 27 luglio. Si articolava in tre parti: una procedura una tantum di approvvigionamento di riserva per l’affidabilità, un “Interim Resource Adequacy Service” per i nuovi grandi carichi che non portano la propria capacità, e un Large Load Registry.

Il backstop, depositato presso la FERC il 31 luglio, fissava un obiettivo iniziale di 6.831 MW, ridotto in funzione dei contratti bilaterali firmati e di altra nuova offerta. Potevano partecipare solo la nuova generazione e la nuova demand response e le risorse distribuite documentate. Le risorse devono entrare in esercizio commerciale entro il 1° giugno 2032. I contratti potevano durare fino a 15 anni, a un prezzo medio ponderato per MW massimo di $555/MW-giorno, secondo la scheda informativa di PJM. La finestra per le offerte avrebbe dovuto restare aperta dal 30 settembre al 21 ottobre.

Fonti: PJM, scheda informativa Reliability Backstop Procurement, luglio 2026; Ordinanza FERC, Docket ER26-3380-000, 29 set 2026. I nostri valori massimi presuppongono che l’intero obiettivo venga acquistato al prezzo massimo. Contratti bilaterali e offerte più basse li ridurrebbero.

La FERC non l’ha approvato nella forma depositata. Nella sua ordinanza del 29 settembre (Dockets ER26-3380-000 ed EL26-108-000), la Commissione ha accettato il deposito, lo ha sospeso per cinque mesi e ne ha fissato l’efficacia al 28 febbraio 2027, con riserva di rimborso. Ha ritenuto che tre elementi potessero essere ingiusti e irragionevoli: la ripartizione dei costi, le regole di uscita dei proprietari della rete di trasmissione e le garanzie collaterali dei soggetti fornitori del carico. Ha rinviato tali elementi a un’udienza documentale e ha fortemente incoraggiato PJM a presentare invece una nuova proposta. PJM ha sospeso la procedura.

Il Dipartimento dell’Energia ha poi depositato una dichiarazione di posizione il 7 ottobre. “PJM dovrebbe attuare la ripartizione dei costi e le altre riforme individuate dalla Commissione”, ha scritto il DOE, affinché i costi non vengano “trasferiti ingiustamente” sugli utenti esistenti, ha riferito Utility Dive. Il DOE ha inoltre richiamato il Ratepayer Protection Pledge della Casa Bianca, sottoscritto da utility di PJM tra cui AEP, Dominion Energy, Exelon, FirstEnergy e PPL. Il portavoce di PJM Jeffrey Shields ha dichiarato a Utility Dive che PJM intende presentare la proposta entro il 29 ottobre anziché attendere un’udienza che si protrarrebbe fino a febbraio 2027.

Chi ne risente, e quanto

Clienti esistenti. Il market monitor indipendente di PJM, Monitoring Analytics, afferma che il carico attuale e previsto dei data center ha aumentato i ricavi del mercato della capacità di circa $29,4 miliardi nelle aste dal 2025/2026 al 2028/2029. Si tratta del 46% dei $63,6 miliardi di oneri di capacità totali, ha riferito Utility Dive. Nel suo rapporto State of the Market del primo semestre 2026, il monitor ha indicato il costo all’ingrosso totale dell’energia in $114,50/MWh, in aumento del 50,3% rispetto ai $76,16/MWh dell’anno precedente. Il carico dei data center nel mercato della capacità ha aggiunto $11,11/MWh, pari al 9,7%, a tale costo.

L’articolo di Utility Dive del 27 agosto sui primi sette mesi del 2026 indica una quota dei data center del 9% ($10,48/MWh su $116,53/MWh). Il rapporto semestrale del monitor indica il 9,7% ($11,11 su $114,50). I periodi sono diversi, quindi le cifre non vanno combinate.

Sviluppatori di data center. La disputa sulla ripartizione dei costi stabilisce se i nuovi data center pagheranno una quota maggiore del backstop. Al tetto di $325/MW-giorno, la capacità costa circa $118.625 per MW-anno. Per un carico di 100 MW, si tratta di circa $11,9 milioni l’anno solo di oneri di capacità (nostro calcolo, prima dei fattori di scala del carico di PJM). Una ripartizione dei costi che addebiti prima ai nuovi grandi carichi aggiungerebbe i costi del backstop. Anche le tempistiche sono a rischio. In base al piano del Consiglio, i nuovi grandi carichi che non apportano capacità sufficiente entro il 1° giugno 2027 ricadrebbero nell’Interim Resource Adequacy Service, che può essere ridotto prima dell’attivazione della demand response pre-emergenza di PJM.

Virginia settentrionale e altri hub di PJM. I dati di DC Market Insights monitorano 25 strutture in Virginia con capacità dichiarata: 495 MW operativi, 351,5 MW in costruzione e 768 MW pianificati, tra cui il campus da 300 MW di CloudHQ a Manassas e i due edifici da 96 MW di Digital Realty a Manassas. In tutti gli Stati Uniti, il nostro tracker registra 12.517 MW in costruzione e 20.699 MW pianificati nelle 326 strutture su 1.173 con MW dichiarati. Si tratta di MW IT o di struttura, non di UCAP di PJM, quindi indicano l’esposizione, non una quota del deficit.

Produttori e nuova offerta. Possono beneficiare di contratti di 15 anni fino a $555/MW-giorno, ma solo una volta definite le regole. Julia Hoos, responsabile USA East di Aurora Energy Research, ha messo in guardia a luglio da “una spirale perversa di interventi” nel mercato di PJM, ha riferito Utility Dive. Il ritardo colpisce anche gli sviluppatori che stanno preparando offerte per una finestra che non si è ancora aperta.

Portare la propria energia è la risposta del settore

Il sollievo più rapido finora è arrivato dagli accordi bilaterali, che il backstop conteggia a riduzione del proprio obiettivo. Il 6 ottobre Google e Constellation Energy hanno annunciato un accordo per aggiungere a PJM 890 MW di capacità nucleare attraverso potenziamenti di 11 unità in Illinois, Pennsylvania e New Jersey, sostenuti da oltre $4,3 miliardi di investimenti, con il primo potenziamento previsto entro il 2028. Un accordo separato di 15 anni riguarda 2.700 MW di generazione esistente di Constellation, secondo il comunicato delle società. Secondo il nostro calcolo, 890 MW corrispondono a circa il 13% dell’obiettivo di 6.831 MW, anche se i potenziamenti di targa e l’UCAP di PJM sono misurati in modo diverso.

Bowring ha sostenuto una versione più rigorosa: i grandi carichi dovrebbero contrattualizzare la propria generazione, e quelli che non possono farlo dovrebbero partecipare a un’asta separata con contratti di 15 anni. Il Consiglio di PJM ha accolto la proposta in parte. A partire dall’anno di consegna 2029/2030, i nuovi grandi carichi eccedenti la previsione 2028/2029 saranno esclusi dalla domanda d’asta finché la loro nuova capacità non sarà offerta.

L’asta di dicembre non aspetterà

La prossima asta di base, per il 2029/2030, si svolge a dicembre. Il People’s Counsel del Maryland ha chiesto a PJM di adeguare la previsione di carico pubblicata per tenere conto di grandi carichi che potrebbero non materializzarsi. L’amministratore delegato di PJM ha rifiutato in una lettera del 1° settembre, affermando che sarebbe comunque necessaria una riduzione sostanziale del carico per chiudere al di sotto del tetto.

A nostro avviso, una terza asta al tetto o vicino al tetto è lo scenario di base. La questione aperta è se il backstop sarà operativo prima del suo svolgimento, così che il divario 2028/2029 non si trascini nel 2029/2030.

Non solo PJM

Anche altre reti stanno inserendo nelle proprie regole il conto dei grandi carichi. Il 2 ottobre MISO ha depositato presso la FERC una richiesta per un Large Load Addition Resource Study di 120 giorni per carichi superiori a 200 MW abbinati a nuova generazione, chiedendo una decisione entro il 2 dicembre, ha riferito Utility Dive. In Texas, ERCOT sta verificando una coda di grandi carichi da 474 GW, come abbiamo illustrato nella nostra analisi del 7 ottobre. Una legge della Florida approvata a maggio impone ai data center oltre i 50 MW di coprire l’intero costo della propria connessione alla rete. Grid Strategies ha rilevato che le previsioni di carico dei data center depositate dalle utility presso la FERC erano superiori di circa il 40% rispetto a proiezioni di settore attendibili fino al 2030, ha riferito Utility Dive. Questo divario spiega perché i regolatori vogliono che a sostenere il rischio siano i nuovi carichi, non i clienti esistenti.

Per le opzioni di alimentazione in loco e di backup previste da queste regole, si veda il nostro rapporto Data Center Generator Market. Per demand response e accumulo, si veda il rapporto Data Center Energy Storage Market. Per la domanda legata all’AI alla base delle previsioni di carico, si veda il rapporto AI Data Center Market. Segui le regole sulla nostra pagina su energia e politiche degli Stati Uniti, i siti sulla mappa dei data center degli Stati Uniti e gli accordi su energia e campus nel Deal Tracker.

Cosa seguire nei prossimi mesi

• 22 ottobre 2026: riunione speciale del Members Committee di PJM sul backstop rivisto.
• 29 ottobre 2026: nuovo deposito previsto da PJM presso la FERC ai sensi della sezione 205 del FPA, inclusa la ripartizione dei costi.
• Intorno al 13 novembre 2026: memorie iniziali nell’udienza documentale della FERC, se non sospesa.
• 2 dicembre 2026: decisione della FERC richiesta da MISO sul suo studio accelerato per i grandi carichi.
• Dicembre 2026: Base Residual Auction 2029/2030 di PJM.
• 28 febbraio 2027: data di efficacia fissata dalla FERC per il backstop sospeso, con riserva di rimborso.
• 1° giugno 2027: data di ammissibilità all’Interim Resource Adequacy Service di PJM per i nuovi grandi carichi.

Domande frequenti

Quanto è grande il deficit di capacità di PJM?

6.831 MW. L’asta 2028/2029 di PJM ha acquisito 149.181,6 MW a fronte di un fabbisogno di affidabilità di 156.013 MW, per un margine di riserva totale del 14,7% contro un obiettivo del 20%. L’asta precedente aveva registrato un deficit di 6.516 MW.

Che cos’è la procedura di approvvigionamento di riserva per l’affidabilità di PJM?

Un acquisto una tantum fino a 6.831 MW di nuova generazione, demand response e risorse distribuite, con contratti fino a 15 anni a un prezzo medio massimo di $555/MW-giorno. La FERC l’ha sospesa il 29 settembre 2026 per questioni di ripartizione dei costi, regole di uscita dei proprietari della rete di trasmissione e garanzie collaterali.

Quanto hanno aggiunto i data center ai costi di capacità di PJM?

Circa $29,4 miliardi nelle ultime quattro aste di base, il 46% di $63,6 miliardi, secondo il market monitor di PJM. Nell’asta 2028/2029, il carico dei data center ha generato $6,3 miliardi, pari al 38%, di $16,4 miliardi.

Quando PJM ripresenterà il backstop?

Entro il 29 ottobre 2026, ha dichiarato PJM a Utility Dive. Una riunione speciale del Members Committee è fissata per il 22 ottobre. Il DOE ha chiesto alla FERC di garantire che i costi dei grandi carichi non vengano trasferiti sui clienti esistenti.