Dal 2013, la California ha ordinato quasi 30 GW di nuova capacità attraverso singoli ordini di approvvigionamento. Gli ordini provengono dalla CPUC e obbligano tutte le utility soggette alla sua giurisdizione ad acquistare nuova capacità. Questi mandati di approvvigionamento sono il motore del mercato bilaterale della capacità in California.

Oggi, i contratti stipulati per soddisfare questi ordini, attraverso l’adeguatezza delle risorse e gli accordi di offtake, generano l’80% dei ricavi delle batterie in CAISO.

L’iniziativa più consistente degli ultimi anni è stata l’ordine per l’affidabilità a medio termine del 2021, che ha richiesto 11,5 GW di capacità pulita e dispacciabile, contribuendo a fare di CAISO il principale mercato odierno per l’accumulo di energia a batteria. Il più recente ordine per l’affidabilità, relativo al periodo 2030-2032 (decisione D.26-02-057), arriva fino a giugno 2032. Al momento non ci sono ordini per il periodo dal 2033 in poi.

La California Public Utilities Commission (CPUC) intende sostituire questi ordini sporadici con un obbligo permanente: il Reliable and Clean Power Procurement Program (RCPPP).

Sono sul tavolo tre modelli. I gruppi di interesse premono per una decisione entro la fine del 2026.

Per gli sviluppatori, le differenze principali tra i modelli riguardano due aspetti: quali risorse sono ammesse e quanto gli acquirenti saranno disposti a pagare prima che la penale diventi l’opzione meno costosa.

L’opzione 3, quella che raccoglie maggior sostegno, considera solo le nuove risorse. Per la capacità non ancora operativa applica agli acquirenti una penale pari all’intero costo netto di una nuova risorsa (net CONE), circa 15 $/kW-mese. È un valore vicino al prezzo mediano dei contratti di tolling in CAISO. Le opzioni 1 e 2 applicano una penale pari alla metà per le carenze contrattuali.

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Scopri come i tre modelli RCPPP cambierebbero il processo attuale, come si confrontano le relative penali con i prezzi dei contratti odierni e cosa comporterebbe per gli sviluppatori un ritardo nella decisione.

Punti chiave

• L’opzione 3 è quella che raccoglie il sostegno più ampio. La sostengono 17 dei 25 soggetti che hanno presentato osservazioni, perlopiù a determinate condizioni; a novembre 2026 la CPUC non aveva ancora pubblicato una proposta di decisione.
• L’opzione 3 prevede una scadenza ravvicinata nell’arco di due anni. Entro giugno 2031 le utility devono avere contrattualizzato il 100% del proprio obbligo, e la capacità deve essere operativa entro giugno 2033. Gli sviluppatori devono assicurarsi in tempo posizioni in coda che garantiscano l’erogabilità, in vista dell’ondata di contratti del 2028-2031.
• Un ritardo nella decisione comporterebbe un ordine di approvvigionamento per il 2033-2034. L’opzione 3 prevede cicli biennali: se si manca il piano statale delle risorse di febbraio 2028, il periodo 2033-2034 resta scoperto in assenza di un altro ordine ponte.
• Le penali fissano un tetto indicativo ai prezzi dei contratti. La penale di 15 $/kW-mese prevista dall’opzione 3 corrisponde ai prezzi mediani dei contratti di tolling; la penale di 7,50 $/kW-mese per le carenze contrattuali prevista dalle opzioni 1 e 2 è inferiore al prezzo mediano dei contratti di adeguatezza delle risorse (RA), offrendo alle utility pochi incentivi a firmare in anticipo.
• L’opzione 3 premia solo le nuove costruzioni. Le risorse realizzate nell’ambito dell’ordine per l’affidabilità a medio termine non ricevono ulteriori crediti e, una volta scaduti i contratti nel periodo 2038-2043, fanno affidamento sulla RA. Questo favorisce i nuovi impianti rispetto a quelli esistenti nel raggiungimento degli obiettivi di gas serra e affidabilità.

Le proposte delle tre opzioni RCPPP

Tutte e tre le opzioni RCPPP mirano a installare capacità per raggiungere due obiettivi:

1. Affidabilità: sollecitare la costruzione di nuovi progetti per soddisfare i futuri requisiti di adeguatezza delle risorse.
2. garantire che le nuove costruzioni siano coerenti con gli obiettivi statali in materia di gas serra.