​Lo stoccaggio su scala di rete è ancora agli inizi nel PJM, ma i governi statali stanno spingendo per accelerarne lo sviluppo. Tre stati (New Jersey, Maryland e Illinois) stanno attuando programmi di approvvigionamento competitivo. Inoltre, la Virginia impone lo stoccaggio su scala di rete tramite le sue utility.

Altrove, il supporto è scarso: il Michigan applica obblighi solo alle utility al di fuori dell'area PJM, Pennsylvania e Delaware stanno ancora definendo i loro programmi e negli altri stati non esistono politiche o mandati.

Punti chiave

• Tre stati nel PJM sostengono attivamente lo stoccaggio tramite programmi competitivi: il New Jersey punta a 2 GW entro il 2030, il Maryland a 3 GW entro il 2034 e l'Illinois cerca di raggiungere 3 GW entro il 2030.
• A livello di trasmissione, i volumi previsti sono 1 GW in New Jersey e da 1,6 a 2,85 GW in Maryland, mentre il target di 3 GW dell'Illinois è tutto su scala utility, ma solo in parte all'interno del PJM.
• I tre stati supportano le batterie a livello di trasmissione in modo diverso. Il New Jersey offre ricavi fissi al proprietario dell'asset, il Maryland propone una copertura sui ricavi di capacità e l'Illinois copre l'intero stack contro un indice di riferimento tramite un credito indicizzato di stoccaggio ventennale.
• La Virginia ha il target di stoccaggio più grande e con la durata più lunga del PJM, circa 19-21 GW entro il 2045. La Virginia sostiene questo obiettivo tramite un mandato di approvvigionamento utility guidato da Dominion, non tramite un programma statale.

Confronto tra i tre programmi statali

New Jersey, Maryland e Illinois gestiscono tutti programmi di approvvigionamento competitivo. Tutti e tre sono a metà ciclo nel 2026, con decisioni tra agosto e ottobre.

Utilizzano una gamma di meccanismi di supporto, che vanno da un pagamento fisso che lascia i ricavi di mercato allo sviluppatore, fino a una copertura che aggancia i ricavi totali a un prezzo di riferimento.

I programmi variano anche nei tempi tra la presentazione delle offerte e le decisioni. Il Maryland impiega circa 7 mesi, mentre l'Illinois conferma i vincitori in pochi giorni grazie a una qualificazione anticipata e alla valutazione meccanica delle offerte sigillate.

Il New Jersey lascia il potenziale di mercato agli sviluppatori

Il Garden State Energy Storage Program (GSESP) è il programma di approvvigionamento competitivo più maturo del PJM. È gestito dalla New Jersey Board of Public Utilities (NJBPU) e le utility sono escluse dalla Fase 1, aprendo la partecipazione a sviluppatori indipendenti ed enti pubblici.

Prevede un incentivo fisso in dollari per MW-anno, assegnato tramite gara competitiva per un periodo di 15 anni. Questo pagamento si aggiunge ai ricavi da energia all'ingrosso, capacità e servizi ancillari, consentendo allo sviluppatore di mantenere tutto il potenziale di mercato. L'incentivo è legato alla disponibilità e viene ridotto se un progetto funziona meno del 90% delle ore in un anno.

La Tranche 1 ha assegnato 355 MW a tre progetti nel marzo 2026. La Tranche 2 è stata poi aperta per 645 MW, con offerte da presentare entro il 7 agosto 2026 e una decisione del Board prevista per fine ottobre. Insieme, completano la Fase 1 da 1.000 MW. La Fase 2 mira a 1.000 MW di progetti distribuiti per raggiungere l'obiettivo di 2 GW entro il 2030.

Il Maryland copre il mercato più incerto del PJM

Il Next Generation Energy Act (NGEA) prevede due gare da 800 MW ciascuna per lo stoccaggio collegato alla trasmissione, gestite dalla Maryland Public Service Commission (PSC). Fissa inoltre un obbligo di almeno 150 MW di stoccaggio collegato alla distribuzione. Questo totale di 1.750 MW rientra nell'obiettivo più ampio di 3 GW entro il 2034, con il volume rimanente non ancora assegnato a un segmento specifico.

Il meccanismo del Maryland è un Energy Storage Capacity Credit (ESCC) fissato tramite gara competitiva. Funziona come una copertura sui ricavi di capacità, trasferendo la volatilità dei ricavi di capacità PJM agli utenti finali in cambio di un credito fisso, mentre i ricavi da energia e servizi ancillari restano allo sviluppatore.

Si tratta della copertura più esplicita tra le tre. Prende il flusso di ricavi più incerto, ossia i pagamenti di capacità PJM, e lo stabilizza, garantendo allo sviluppatore un'entrata meno volatile.

Il primo round ha ricevuto cinque domande per un totale di circa 1.375 MW a fronte di un target di 800 MW. La PSC dovrà decidere i vincitori entro il 1° ottobre 2026. Il secondo round seguirà a gennaio 2027.

L'Illinois copre l'intero flusso di ricavi

Il Clean and Reliable Grid Affordability Act (CRGA), in vigore da giugno 2026, è il programma più recente e con la durata più lunga. L'Illinois Power Agency (IPA) acquisirà 3 GW entro il 2030 tramite un credito di stoccaggio indicizzato ventennale (ISC).

L'ISC è un contratto per differenza. Lo sviluppatore propone un prezzo di esercizio e regola i pagamenti rispetto a un prezzo di riferimento modellato, che somma un benchmark per l'arbitraggio energetico e uno per la capacità. Quando il riferimento è inferiore allo strike, l'IPA paga la differenza. Quando è superiore, lo sviluppatore restituisce l'eccesso.

Poiché il riferimento è un indice e non il ricavo effettivo, gli sviluppatori mantengono quanto guadagnano superando il benchmark.

La prima gara è prevista entro il 26 agosto 2026 per 1.038 MW. Solo i 588 MW nell'area ComEd ricadono all'interno del PJM. Gli altri 450 MW sono assegnati a progetti nel MISO.

La Virginia ha il target più grande del PJM, ma sarà Dominion a realizzare la maggior parte

La Virginia ha di gran lunga il target di stoccaggio più alto nel PJM. L'espansione del 2026 del Virginia Clean Economy Act (VCEA) ha portato il mandato complessivo a circa 21 GW entro il 2045 e introdotto il primo requisito per la lunga durata.

Non si tratta di una gara aperta. Le utility presentano richiesta alla State Corporation Commission e forniscono la capacità attraverso i loro piani integrati delle risorse.

Dominion si occupa di 20 GW, circa il 94% dell'obbligo totale, mentre Appalachian Power gestisce i restanti 1,3 GW. Fino al 10% può essere installato dietro il contatore, portando la capacità front-of-meter a circa 19 GW.

Il supporto è reale ma indiretto. Le utility possono costruire direttamente la capacità, acquisirla o stipulare contratti. L'investimento ricade sulla tariffa delle utility piuttosto che su un programma gestito direttamente dallo stato.

Oltre i quattro stati, il supporto statale si dirada

Al di fuori di questi quattro stati, il supporto va da marginale a nullo.

Il Michigan ha un obiettivo di 2,5 GW, ma DTE e Consumers Energy lo realizzeranno nel MISO, non nel PJM.

Pennsylvania e Delaware stanno attualmente sviluppando normative per sostenere la diffusione dei BESS. La Pennsylvania ha una proposta di legge ancora in attesa di approvazione, mentre il Delaware ha uno studio costi-benefici per il 2026 e piccoli progetti pilota.

Altrove, le batterie dipendono dai ricavi di mercato piuttosto che dal supporto statale.

Il successo di questi quattro programmi probabilmente farà da modello per le future azioni degli altri stati del PJM.