Lo sviluppo delle batterie nella Southwest Power Pool (SPP) è stato finora limitato, nonostante la regione sia leader negli Stati Uniti per penetrazione dell’energia eolica. Tuttavia, nei prossimi anni si prevede un cambiamento significativo.
Attualmente, sono in coda 53 GW di capacità di batterie e la dismissione degli impianti termici, l’aumento della domanda e la crescita continua delle rinnovabili spingeranno la necessità di nuove soluzioni di accumulo.
Sintesi Esecutiva
- Si prevede che 10,7 GW di batterie raggiungeranno l’operatività commerciale entro il 2030. Questo rappresenta solo il 20% della capacità totale di BESS in coda presso SPP. La proiezione riflette i tassi di completamento ponderati per fase e le tempistiche di sviluppo regionale.
- Le batterie in coda hanno una durata media di quattro ore, a testimonianza dell’interesse degli sviluppatori a massimizzare i ricavi nel mercato bilaterale di Resource Adequacy di SPP. Le soluzioni di quattro ore sono ideali per coprire i picchi serali e rispettare le regole di accreditamento.
- La coda di interconnessione SPP supera i 150 GW di capacità totale di generazione. L’operatore ora gestisce un ciclo di studio annuale a cluster e un processo di Surplus Interconnection semplificato che consente approvazioni più rapide per progetti ibridi e co-localizzati.
- La crescita dello storage è trainata da dismissioni di capacità termica (3,6 GW entro il 2030), aumento della domanda di picco (+14% entro il 2030) e alta penetrazione delle rinnovabili. L’eolico già fornisce circa il 40% della generazione annua e l’aggiunta di grandi impianti solari sta accelerando.
Batterie, solare ed eolico dominano la coda di interconnessione SPP
I dati più recenti sulla coda di interconnessione SPP mostrano che gli sviluppatori puntano fortemente su rinnovabili e storage. Questo evidenzia la rapidità con cui il mix di generazione della regione si sta spostando verso flessibilità e capacità pulita.
Le rinnovabili trainano la coda: solare ed eolico rappresentano quasi la metà della capacità totale in coda, con oltre 75 GW previsti per l’entrata in esercizio commerciale entro il 2030.
Seguono le batterie, con oltre 50 GW di capacità BESS in coda in tutta SPP. I progetti stand-alone guidano i primi anni, ma i progetti co-localizzati che combinano solare o eolico con batterie – elencati come “ibridi” nella coda SPP, anche se non necessariamente DC-coupled – sono previsti in forte crescita dopo il 2027.
I progetti termici rappresentano meno di un quarto della capacità in coda di SPP. È un segnale chiaro che gli sviluppatori stanno dando priorità a rinnovabili e storage. Questo cambiamento riflette sia i costi di capitale più elevati sia i tempi di sviluppo più lunghi – inclusi tempi di approvvigionamento maggiori – per la nuova generazione termica. Tutto ciò rende i progetti di energia pulita più competitivi nel mercato attuale.
Solo 300 MW di batterie sono operative, ma la coda di interconnessione supera i 50 GW
Lo sviluppo di BESS in SPP si concentra verso la fine degli anni 2020, con il 2028 e il 2029 che segnano gli anni di maggiore crescita. Del totale in coda, il 60% dei progetti sono etichettati come BESS stand-alone. Nel frattempo, il 39% sono ibridi abbinati al solare e l’1% ibridi abbinati all’eolico.
Il cluster Surplus di SPP consente agli sviluppatori di riutilizzare la capacità di interconnessione esistente aggiungendo nuova generazione o storage a siti eolici o solari già presenti. Il programma è stato introdotto per sfruttare meglio la capacità di rete sottoutilizzata nei punti di interconnessione esistenti. Questo riduce tempi e costi di studio per progetti che possono condividere infrastrutture.
Circa 3,3 GW di storage pianificato, etichettato come stand-alone, si trova all’interno di questo cluster. Tenendo conto di questi progetti surplus, la quota effettiva di BESS stand-alone nella coda SPP scende a circa il 54%.
Questo evidenzia una tendenza chiave: i progetti ibridi nel cluster Surplus stanno guadagnando terreno strategico, offrendo agli sviluppatori percorsi di interconnessione più rapidi rispetto alle nuove costruzioni.
Il 12% dei progetti BESS in coda è in fase avanzata di sviluppo
Attualmente SPP conta 6,2 GW di progetti storage in fase avanzata, cioè con un Generation Interconnection Agreement (GIA) già firmato. Questi sono i progetti con maggiori probabilità di passare presto alla costruzione.
Altri 10,3 GW sono in fase intermedia di sviluppo, ovvero stanno avanzando nello Facility Study o hanno un GIA in attesa.
I restanti 36,2 GW di capacità sono ancora in studi preliminari (fasi ERAS o DISIS), con la maggior parte che punta a COD tra il 2028 e il 2030.
Per capire quanta parte di questa pipeline potrà realisticamente raggiungere l’operatività commerciale, si applicano tassi di completamento specifici per fase per stimare lo sviluppo BESS realizzabile di SPP.
Si prevede che lo sviluppo BESS in SPP raggiungerà 10,7 GW entro il 2030
Le previsioni di Modo Energy per SPP indicano 2,9 GW di storage operativo entro il 2027 e 10,7 GW entro il 2030. I tassi annuali di sviluppo vanno da circa 750 MW nel 2026 a oltre 3 GW nel 2029, seguendo un percorso simile a mercati BESS maturi come ERCOT e CAISO.
Mentre il Rapporto SPP 2025 sulla Resource Adequacy Estiva prevede solo 2 GW di storage accreditato entro il 2030, l’analisi di Modo Energy indica una traiettoria molto più rapida – poiché una quota maggiore di progetti in fase avanzata avanza attraverso le fasi DISIS e di accordo di interconnessione.
La differenza nelle proiezioni sullo sviluppo delle batterie risiede sia nella metodologia che negli obiettivi. La cifra di SPP riflette la capacità accreditata riportata dagli operatori responsabili del carico per la conformità alla resource adequacy – in sostanza, progetti già operativi o formalmente impegnati a soddisfare i requisiti di riserva di pianificazione. Si tratta di una base di pianificazione prudente, non di una previsione di sviluppo di mercato.
La durata media dei progetti BESS prevista è di 4 ore
Le informazioni pubbliche sulle durate dei BESS in SPP restano limitate, ma i primi segnali indicano che i sistemi da quattro ore stanno diventando lo standard emergente.
Gli sviluppatori dimensionano i progetti in base alle curve ELCC (Effective Load-Carrying Capability) e alle regole di accreditamento RA (Resource Adequacy) di SPP, che richiedono almeno quattro ore di scarica continua per ottenere il pieno credito di capacità.
Secondo la tariffa SPP, i sistemi da due ore sono valutati sulla curva ELCC delle quattro ore e limitati al 50% della capacità nominale, mentre le batterie da quattro ore possono ottenere quasi il pieno accreditamento.
Lo studio ELCC 2025 di SPP ha accreditato tutte le durate con il 100% della capacità nominale ai livelli di penetrazione attuali (1 GW o meno). Anche nello studio 2024, che modella una flotta da 1 GW, un sistema da quattro ore ha ricevuto 652 MW di credito capacità estiva e 477 MW in inverno su un impianto da 1.000 MW.
Poiché i valori ELCC calano rapidamente per durate più brevi e il beneficio incrementale di sistemi da sei o otto ore rimane limitato, lo storage da quattro ore sta diventando il punto di equilibrio economico per gli sviluppatori – bilanciando valore di accreditamento, costi e flussi di ricavi RA prevedibili.
Come funziona il processo di interconnessione in SPP?
Il Processo Standard di Interconnessione di Generazione
Il processo di interconnessione di SPP utilizza un approccio a cluster, raggruppando le nuove richieste presentate durante finestre di candidatura aperte. Questo consente a SPP di valutare l’impatto combinato sulla rete e di ridurre gli studi duplicati per i singoli sviluppatori. I progetti attraversano tre fasi di studio sequenziali, ognuna richiedente un impegno finanziario crescente e offrendo due opportunità di ritiro.
Passaggi dettagliati
- Presentare la domanda durante la finestra aperta
Gli sviluppatori fanno domanda di interconnessione presentando una richiesta GI (Generation Interconnection) durante la finestra aperta SPP, insieme a un deposito per lo studio e una garanzia finanziaria iniziale.
La domanda deve dimostrare la prontezza del progetto, inclusi controllo del sito, capacità del generatore e una data prevista di entrata in esercizio commerciale (COD). I progetti che non rispettano questi requisiti non vengono accettati nel cluster.
- Fase 1: Studi iniziali e stima dei costi
SPP esegue studi di flusso di potenza, rapporto di corto circuito e impatto sul sistema per identificare eventuali vincoli di trasmissione. Gli sviluppatori ricevono un report di Fase 1 che riassume come i loro progetti influenzano la rete e fornisce una prima stima dei costi di upgrade.
- Punto di decisione 1
Dopo aver esaminato i risultati della Fase 1, gli sviluppatori scelgono se continuare o ritirarsi. Per proseguire è richiesto un ulteriore deposito di garanzia finanziaria, segnale di maggiore impegno e filtro contro le candidature speculative. I progetti che si ritirano qui perdono parte del deposito; quelli che continuano assumono un’esposizione maggiore.
- Fase 2: Studi di dettaglio su flusso di potenza e stabilità
Nella seconda fase, SPP conduce analisi dettagliate di corto circuito, stabilità e impianti in coordinamento con il proprietario della trasmissione. Gli sviluppatori ricevono ambiti di upgrade e stime di costo più precise – tipicamente con un’accuratezza di ±20%. - A questo punto, i risultati degli studi possono rivelare forti variazioni di costo a seconda della congestione regionale, specialmente in aree con limiti di trasmissione come il Kansas occidentale o il Panhandle dell’Oklahoma.
- Punto di decisione 2
Gli sviluppatori possono ancora ritirarsi, proseguire o modificare il progetto. Per accedere alla fase finale è necessario versare la Financial Security 3, coprendo la propria quota dei costi di upgrade identificati.
- Facility Study e Accordo di Interconnessione
Lo studio finale definisce gli upgrade di trasmissione specifici e i relativi costi.
Una volta accettato, lo sviluppatore firma un GIA con SPP e il proprietario della trasmissione — un passaggio vincolante che impegna formalmente il progetto alla costruzione.
A questo punto, il progetto deve anche fornire prova del controllo del sito e dimostrare progressi continui nello sviluppo.
Il Processo di Surplus Interconnection
SPP offre anche un percorso di interconnessione più rapido e circoscritto, il Surplus Interconnection Process, valido quando impianti esistenti (ad esempio eolici o solari) dispongono di capacità inutilizzata.
Un nuovo generatore, come una batteria, può connettersi usando questa capacità disponibile tramite un Surplus Interconnection Agreement (SIA) invece di un GIA completo. Non sono necessari nuovi upgrade di trasmissione, poiché il progetto deve operare entro il Point of Interconnection (POI) esistente.
La tempistica è molto più breve, tipicamente 6-12 mesi invece di diversi anni. Questo rende il processo un’opzione chiave per sviluppatori che cercano vie rapide al mercato o opportunità di co-location ibrida.
Questo articolo fa parte di una serie di due. Il prossimo articolo approfondirà i progetti di batterie operativi e in fase avanzata in SPP – analizzando localizzazione, capacità, fornitori e strutture proprietarie per mappare il nuovo panorama dello storage nella regione.
Per qualsiasi domanda sui contenuti di questo articolo, puoi contattare l’autore all’indirizzo alex.dediego@modoenergy.com. Per maggiori informazioni su come abbonarsi alle ricerche di Modo Energy, clicca qui.
