Gli sviluppatori vogliono collegare rapidamente i data center, ottenendo il maggior numero possibile di servizi fissi dalla rete. In sei mercati statunitensi, ottenere questi servizi significa scegliere tra diversi impegni finanziari, restrizioni operative e possibili obblighi verso un partner di generazione. Presentare domanda insieme a una generazione abbinata può modificare lo studio o il servizio disponibile.

La Federal Energy Regulatory Commission (FERC) sta riesaminando questi percorsi attraverso i suoi ordini Show Cause di giugno 2026. Ha ordinato agli operatori sotto la sua giurisdizione di giustificare o riformare le proprie regole per i data center, incluse le tutele per i clienti esistenti. ERCOT segue invece un quadro normativo separato in Texas e ha un proprio processo per l’interconnessione di grandi carichi.

Punti chiave

• SPP, MISO e NYISO collegano carico e generazione, ma l’abbinamento modifica lo studio in SPP e MISO e i diritti di servizio in NYISO.
• Gli obblighi finanziari per l’interconnessione del carico variano: un carico da 500 MW deve versare un deposito di 25 milioni di dollari in ERCOT, mentre MISO propone una tassa di 250.000 dollari.
• MISO punta a un accordo entro 120 giorni da una domanda completa, meno di un quarto dei 545 giorni di studio previsti da NYISO.
• Solo il 7% del carico richiesto in ERCOT raggiunge la previsione per il 2030, contro il 49% in PJM. Commissioni e depositi distinguono i progetti impegnati dalle domande speculative dei data center.

La generazione abbinata modifica lo studio o il servizio che i data center possono ricevere

In SPP, MISO e NYISO, il valore dell’abbinamento dipende da cosa viene analizzato dall’operatore e da come la generazione sostiene il servizio di rete del campus.

SPP collega il carico e la sua generazione ma li studia separatamente, attraverso il processo High Impact Large Load e la High Impact Large Load Generation Assessment (HILLGA). HILLGA è in vigore dal 15 gennaio 2026. MISO propone invece di valutare carico e generazione in parallelo tramite il Large Load Addition Resource Study (LARS), presentato il 2 ottobre.

Diversamente, la proposta di NYISO pone l’accento sul servizio: il contributo di una Partner Resource all’approvvigionamento affidabile sostiene i diritti fissi di prelievo del campus. Questi diritti consentono al campus di prelevare energia dalla rete, soggetto a condizioni operative. Il Management Committee di NYISO ha approvato le Large Load Integration Procedures il 28 ottobre. Modo Energy ha già trattato il processo come Bulk Electric Large Loads (BELL).

Altrove, le disposizioni riguardano flessibilità, informazioni o generazione in loco. Il consiglio di CAISO ha approvato un servizio di interconnessione flessibile e provvisorio per il carico il 28 ottobre, in vista di una presentazione a FERC. FERC ha accettato il registro di PJM per grandi carichi il 9 ottobre, ma ha respinto le proposte di generazione abbinata e servizio provvisorio. L’elezione di uso privato di ERCOT copre la generazione dietro il contatore del carico, ma gli studi Batch Zero e le approvazioni di attivazione sono sospesi dal 3 agosto.

I pagamenti di ingresso determinano gli impegni finanziari per data center e generazione

Carico e generazione versano importi diversi, e la ripartizione varia a seconda del mercato. Le cifre qui sotto assumono un abbinamento da 500 MW, con ciascuna parte che richiede 500 MW. In MISO, SPP e NYISO gli importi per MW sono calcolati sulla capacità di interconnessione richiesta, non su quella accreditata, quindi ogni tecnologia sostiene gli stessi costi.

Gli impegni lato carico in ERCOT ammontano a 25,1 milioni di dollari nell’esempio, incluso un deposito minimo di sicurezza di 25 milioni di dollari, pari a 50.000 dollari/MW. Gli upgrade assegnati possono aumentare la garanzia. I 4,6 milioni di dollari di NYISO coprono entrambe le parti, mentre MISO propone una tassa non rimborsabile di 250.000 dollari a carico del cliente di trasmissione. Al contrario, PJM non applica commissioni dirette, ma a livello di utility si va da 250.000 dollari per Dominion a 2,5 milioni per ComEd.

Per i generatori, MISO propone 15,49 milioni di dollari per 500 MW di servizio richiesto, inclusa una milestone di 30.000 dollari/MW. L’HILLGA di SPP richiede 4,27 milioni di dollari per 500 MW, meno di un terzo rispetto a MISO. Le commissioni per i generatori in ERCOT ammontano a 17.000 dollari, esclusi i costi e le garanzie del fornitore di trasmissione.

Le code di generazione separate hanno requisiti di ingresso propri. L’Expedited Interconnection Track (EIT) di PJM solo per generazione richiede 8 milioni di dollari per una richiesta da 500 MW. I 755.000 dollari di CAISO rappresentano il costo di ingresso nella coda dei generatori, esclusi la garanzia dell’accordo e gli upgrade di rete.

Le disposizioni di recesso di MISO mostrano che l’importo depositato non è sempre quello effettivamente a rischio. La milestone di 30.000 dollari/MW per i generatori viene rimborsata integralmente in caso di recesso prima della firma dell’accordo, mentre è a rischio dopo. L’esposizione di uno sviluppatore dipende quindi dal tipo di pagamento e dal momento del recesso, non solo dall’importo pubblicizzato.

La tempistica di studio di MISO per un accordo è di 120 giorni, meno di un quarto dei 545 giorni di NYISO

MISO, SPP e NYISO fissano ciascuno una tempistica di studio dalla domanda completa all’accordo di interconnessione offerto, e i tempi variano di oltre un anno. MISO propone un accordo in 120 giorni, meno di un quarto dei 545 giorni previsti da NYISO. I 150 giorni di calendario di SPP coprono validazione, studio e negoziazione, più fino a 10 giorni lavorativi per offrire l’accordo. I 545 giorni di NYISO comprendono due studi da 90 giorni e una valutazione di 12 mesi che si svolge una volta all’anno.

Per i progetti con generazione associata, l’approvazione dello studio può vincolare il generatore al carico per anni. MISO propone un obbligo di abbinamento di 15 anni dal giorno in cui il carico inizia il servizio di trasmissione LARS. Il motivo dichiarato da MISO è evitare che un generatore usi una domanda di carico come scorciatoia per entrare in coda.

NYISO propone lo stesso termine di 15 anni per una Partner Resource, e i diritti fissi del campus durano solo finché la risorsa rimane nel mercato della capacità. I diritti limitati al carico di SPP durano 5 anni e iniziano con l’entrata in esercizio commerciale del generatore.

In tutti e tre i mercati, il programma di consegna del campus diventa parte dell’impegno del generatore, ben oltre la domanda iniziale.

Due percorsi portano la generazione online accanto ai data center: abbinamento o coda di generazione separata

L’abbinamento inserisce il generatore in un percorso dedicato collegato a un carico nominativo. In SPP ciò avviene tramite HILLGA, con esportazioni limitate alla previsione del carico abbinato, e in MISO tramite LARS, con almeno 200 MW di Network Resource Interconnection Service richiesti. In NYISO la Partner Resource segue lo studio standard per cluster ed è vincolata alla domanda del carico.

Il secondo percorso è la coda di generazione accelerata che MISO, SPP e PJM hanno aperto per soddisfare la crescita del carico, favorendo il gas naturale nei primi due. Il gas naturale rappresenta il 69% dei 32 GW nello studio Expedited Resource Addition Study (ERAS) di MISO e il 72% degli impianti termici nella traccia equivalente di SPP. PJM fa eccezione: il suo primo intake EIT di 2,1 GW è composto per il 78% da batterie.

ERCOT non dispone di una coda accelerata per la generazione. Invece, gli 11 carichi Batch Zero che hanno scelto reti di uso privato dichiarano 15,4 GW di generazione dietro i propri contatori, di cui l’83% a gas naturale.

Solo il 7% del carico richiesto nei data center ERCOT raggiunge la previsione 2030, contro il 49% in PJM

La stima di Modo Energy per il Q4 2026 della capacità dei data center aggiunta tra il 2026 e il 2030 è di 32,6 GW in ERCOT e 29,6 GW in PJM. Si tratta del 7% dei 494 GW richiesti in ERCOT e del 49% dei 60 GW in PJM.

Commissioni, depositi e requisiti di prontezza forniscono agli operatori un’indicazione su quali sviluppatori sono pronti a impegnarsi. Questi filtri aiutano a distinguere i progetti credibili, ma la disponibilità delle attrezzature e i tempi di costruzione continuano a limitare la consegna. Man mano che i progetti superano questi filtri, i pianificatori ottengono indicazioni migliori per la trasmissione e la generazione necessarie a supportare il carico.

I 494 GW di ERCOT, classificati in Batch Zero, rappresentano il 542% del suo picco storico di 91 GW. Nessun altro mercato presenta una pipeline superiore al 52% del proprio picco di domanda attuale. Molte di queste richieste sono speculative e non arrivano mai a un accordo.

Le prossime presentazioni potrebbero cambiare i percorsi disponibili per gli sviluppatori

Le presentazioni del 16 novembre rappresentano il prossimo momento per rivalutare le opzioni di servizio disponibili e le tutele per i clienti esistenti. MISO ha richiesto l’entrata in vigore della tariffa il 2 dicembre con il lancio di LARS previsto per l’inizio del 2027. Il Texas segue un proprio calendario: la Public Utility Commission of Texas ha programmato una riunione pubblica per il 17 dicembre.

Per i campus, una connessione anticipata potrebbe comportare restrizioni operative o un obbligo continuativo verso la generazione abbinata. Per i generatori, l’abbinamento può vincolare l’investimento al programma di consegna del cliente e al servizio continuativo. Le prossime decisioni sono cruciali perché potrebbero modificare questi termini, inclusi i diritti che gli sviluppatori possono ottenere e gli impegni necessari per mantenerli.