Post di Luca Lo Schiavo (ERRA – Energy Regulators Regional Association)

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Come avevamo visto in un precedente post su questo blog, i prezzi nel mercato della capacità di PJM – il più grande mercato all’ingrosso di elettricità degli Stati Uniti, con 65 milioni di americani dalla Pennsylvania alla Virginia – sono andati alle stelle per effetto delle previsioni di crescita della domanda dovuta ai data center. La tumultuosa vicenda regolatoria che ne è seguita ha visto FERC passare da una posizione all’altra in pochi mesi: dal rigetto (con votazione 2 contro 1, con l’opinione dissenziente del Presidente) di una co-location Amazon presso una centrale nucleare in Pennsylvania, alla lettera a FERC, utilizzando la sezione 403(a) del codice federale del Segretario all’Energia Chris Wright che chiedeva di accelerare l’accesso dei “large loads” in nome della strategia “Winning the AI race“, fino a uno “Statement of Principles” firmato a gennaio 2026 da Trump e dai governatori di tutti i 13 Stati PJM per un’asta d’emergenza da 15 miliardi di dollari. Un accordo bipartisan che, secondo un esperto della Johns Hopkins University, “segna la morte della governance tecnocratica di PJM” e solleva questioni cruciali sull’indipendenza del regolatore federale sotto pressione politica.

Il punto di partenza è l’asta del mercato della capacità per il 2025/26, costata ai consumatori 14,7 miliardi di dollari – quasi sette volte il costo dell’anno precedente. Le previsioni di crescita della domanda raccolte dalla FERC sono state riviste al rialzo per il terzo anno consecutivo: da 24 GW previsti nel 2022 a 166 GW aggiuntivi oggi, per il solo periodo 2025-2030, di cui il 55% attribuito ai data center (90 GW). Ma – ed è qui il punto – e se questi numeri fossero gonfiati?

Le previsioni: quante sono attendibili?

Due rapporti pubblicati a novembre 2025 – uno di Grid Strategies (GS), l’altro dell’ITIF (Information Technology & Innovation Foundation) – convergono su una risposta preoccupante: potrebbe essere che le utilities americane stiano sovrastimando massicciamente la crescita dei data center, anche per effetto di incentivi regolatori mal calibrati. Il rapporto Grid Strategies ha confrontato le previsioni aggregate delle compagnie elettriche con le stime di analisti di mercato specializzati: le prime indicano 90 GW di nuova domanda entro il 2030, i secondi si fermano attorno a 65 GW. Una differenza di 25 GW – pari a due volte e mezzo il picco di domanda dell’intera città di New York.

Le variabili critiche sono almeno cinque: il tasso di realizzazione dei progetti dichiarati, il carico effettivo rispetto a quello annunciato, la data di messa in esercizio, la curva di messa a regime e il fattore di carico orario. Su ciascuna c’è ampio margine di errore. A complicare ulteriormente il quadro, alcune utilities (come PacifiCorp) hanno smesso di includere i data center nelle previsioni FERC perché si aspettano che provvedano autonomamente alla generazione; mentre PJM valuta aggiornamenti che potrebbero aggiungere altri 27 GW alle sue stime 2030. Due direzioni opposte, che evidenziano quanto sia difficile fare previsioni affidabili a cinque anni.

Il rapporto ITIF aggiunge un elemento strutturale: gli incentivi regolatori delle utilities sono distorti verso il capitale. Il sistema tariffario tradizionale le remunera sulla base degli investimenti fisici. Sovrastimare la domanda futura non è necessariamente un errore: è l’effetto razionale di un incentivo mal calibrato, non allineato con gli interessi dei consumatori – un problema già affrontato in Italia da ARERA con il programma ROSS, giunto ormai all’implementazione della parte più complessa, il ROSS integrale. Come osserva ITIF, “forse la riforma più importante nel menu della FERC è adottare un meccanismo uniforme per condividere i risparmi (saving sharing) che possono essere sbloccati dalle alternative non-wire alla trasmissione”.

Campus AI a scala GW: conseguenze e rischi di stranded assets

Sedici data center da oltre 1 GW ciascuno sono programmati per entrare in funzione tra il 2026 e il 2027, per quasi 30 GW complessivi. Alcuni prevedono generazione on-site: secondo Wood Mackenzie, solo il 9% dei progetti include generazione propria, ma questi rappresentano un terzo della capacità totale tracciata. È un segnale che i grandi player cercano di bypassare le tensioni della rete pubblica – ma questo solleva interrogativi su cosa succederà quando quella generazione sarà in manutenzione o si distaccherà improvvisamente, secondo le preoccupazioni espresse da NERC a FERC qualora non venissero sviluppati standard cogenti per i “large loads”.

Le conseguenze della possibile sovrastima sono concrete. Sul piano dei prezzi, la carenza percepita di capacità fa schizzare i costi – ma se la domanda reale sarà inferiore alle previsioni, i consumatori avranno pagato per infrastrutture sovradimensionate. Per evitare investimenti che poi restino inutilizzati (stranded assets), alcune utilities si tutelano chiedendo contratti di lungo termine (5-15 anni) con garanzie minime elevate e collaterali di 1,5 milioni di dollari per MW – ma se la domanda non si materializza, la questione di chi ripaga quegli investimenti rimane aperta.

La flessibilità come soluzione: dal carico alla rete

Il rapporto ITIF ribalta la prospettiva: i data center possono essere “partner flessibili” della rete invece di “buchi neri” che aspirano elettricità. Non tutti i carichi computazionali sono time-sensitive: l’addestramento dei modelli AI, l’analisi batch, l’indicizzazione dei contenuti possono essere spostati nel tempo (temporal shifting) o nello spazio (geographic shifting) senza degradare il servizio. Tra il 10% e il 40% dei carichi è spostabile, secondo i pilot del progetto DCFlex di EPRI, che coinvolge oltre 40 organizzazioni tra cui Google, Meta, Microsoft e Duke Energy. Google ha già dimostrato che è possibile seguire il sole e il vento su diversi fusi orari per restare il più possibile allineati con il carico alla produzione rinnovabile.

Un terzo studio condotto da Camus con Princeton University (commissionato da Google) ha quantificato il valore economico di questa flessibilità. Un data center da 500 MW con “flexible grid connection” può raggiungere l’operatività completa in circa due anni – tre-cinque anni prima del processo tradizionale – utilizzando risorse on-site per appena 40-70 ore all’anno, meno dello 0,8% del tempo. Il risparmio è sostanziale: ogni GW di nuova domanda tradizionale costa al sistema 764 milioni di dollari in nuova capacità di generazione; una connessione con il 20% di carico interrompibile evita 273 MW di nuove costruzioni, risparmiando 78 milioni per GW. Combinata con il “bring-your-own capacity” – la soluzione proposta dal regolatore irlandese (CRU) a inizio 2025 e confermata a dicembre 2025 dopo molta resistenza degli operatori– la flessibilità permette al data center di coprire il 96% dei costi incrementali che genera, riducendo quasi a zero il trasferimento di costi sugli altri consumatori.

Come sfruttare meglio la capacità già disponibile: le GET

Le Grid-Enhancing Technologies (GET) possono sbloccare capacità esistente in tempi brevi. Il Dynamic Line Rating (DLR) – sensori che monitorano in tempo reale temperatura e condizioni meteo dei conduttori – può aumentare la capacità delle linee anche del 40% a costi contenuti. Il reconductoring (sostituzione con conduttori avanzati in fibra di carbonio) può raddoppiare o triplicare la capacità di una linea esistente, a un terzo del costo di costruirne una nuova. Secondo il Department of Energy, le tecnologie avanzate di trasmissione potrebbero sbloccare tra 40 e 110 GW di nuova capacità. Eppure la loro adozione resta lenta: molte società elettriche americane hanno chiesto proroghe fino al 2027-28 per implementare una decisione della FERC presa nel 2024 che andava in questa direzione (Ambient-Adjusted Ratings). Il motivo è ancora l’incentivo regolatorio: le GET non gonfiano la base di capitale (RAB, regulatory asset base) quanto una nuova linea, e la FERC non ha mai finalizzato l’incentivo sull’1% del return on equity proposto nel 2020 che avrebbe ridotto il c.d. “capex bias” che ostacola la diffusione di queste soluzioni.

Lezioni per l’Europa

Tre lezioni emergono dall’esperienza americana. Prima: servono metodologie di forecast standardizzate e trasparenti per i grandi carichi. Quando l’ondata di richieste arriverà anche in Europa, strumenti migliori di quelli oggi usati negli USA saranno indispensabili. Il report dell’Energy Systems Integration Group è un tentativo di sistematizzare le best practice. Si è mossa anche Entso-e, associazione europea dei TSO, con un position paper pubblicato a fine 2025 sui requisiti di connessione, raccogliendo le preoccupazioni già lanciate da NERC per la stabilità della rete.

Seconda: gli incentivi contano. Il modello regolatorio europeo, più orientato agli output che agli asset, potrebbe in teoria favorire l’adozione delle GET – ma serve un framework regolatorio esplicito. Qui il caso della regolazione output-based di ARERA, sebbene spesso non capito, fa scuola. Terza: la flessibilità della domanda non è un lusso, è una necessità. L’Europa potrebbe muoversi in anticipo sviluppando standard comuni invece di lasciare proliferare 27 regimi nazionali diversi, come in parte suggeriscono già le linee guida sulle connessioni del Grid Package della Commissione europea – ancora tutto da implementare.

Soprattutto quando è in ballo un’innovazione radicale come l’AI, prevedere il futuro è sempre difficile. Ma costruire infrastrutture rigide sulla base di previsioni incerte non è solo molto costoso: è particolarmente rischioso se la domanda reale si rivelerà inferiore agli scenari. La pianificazione deve sempre considerare adeguatamente le opzioni di least regret e non sottovalutare la complementarità tra investimenti infrastrutturali e “investire in flessibilità” – tanto dal lato della domanda quanto dell’offerta. I 12,5 miliardi di dollari in più pagati quest’anno dai consumatori PJM sulla base di previsioni che potrebbero rivelarsi eccessive sono un monito eloquente.