Un voto di due terzi, ribaltato in cinque settimane

Il 30 giugno 2026, gli stakeholder di PJM hanno votato su come colmare un deficit di capacità crescente nella rete del medio Atlantico. Un piano di Reliability Backstop Procurement sostenuto da una coalizione, basato sull'adesione volontaria, ha ottenuto il sostegno di oltre due terzi dei membri di PJM ponderati per settore, mentre ogni proposta sul tavolo per tagliare data center e altri grandi carichi durante un deficit è stata respinta.

Cinque settimane dopo, il 27 luglio 2026, la presidente del consiglio di PJM, Paula Conboy, ha inviato agli stakeholder una risposta diversa. In una lettera decisionale che chiudeva lo stesso processo accelerato (Critical Issue Fast Path), il consiglio ha scritto di riconoscere il sostegno di due terzi alla proposta della coalizione e i suoi diversi elementi costruttivi, ma ha concluso che uno schema di adesione volontaria non avrebbe fornito garanzie sufficienti che una capacità pari al deficit di breve termine individuato sarebbe stata effettivamente approvvigionata. Il consiglio ha incaricato lo staff di PJM di depositare presso la FERC un quadro obbligatorio che include esattamente lo strumento di taglio che la maggioranza degli stakeholder aveva appena respinto.

Il dietrofront non è stato presentato come un rimprovero al voto. La lettera di Conboy ringrazia la comunità degli stakeholder per il suo notevole impegno e afferma che il consiglio ha valutato attentamente ogni alternativa. Ma sul piano procedurale, la governance di PJM consente al consiglio di ribaltare un voto di maggioranza qualificata degli stakeholder quando ritiene che l'affidabilità sia a rischio, e il 27 luglio ha fatto esattamente questo.

Cosa fa davvero l'Interim Resource Adequacy Service

Il meccanismo depositato da PJM si chiama Interim Resource Adequacy Service (IRAS), un nuovo nome per ciò che gli stakeholder chiamavano Connect and Manage. Secondo la sintesi esecutiva di PJM, ogni Large Load - definito come 50 megawatt o più di domanda di picco cumulata in un unico sito - può ancora interconnettersi senza portare nuova generazione. Ma se quel carico non ha registrato una propria nuova capacità (BYONC) - un contratto di fornitura aggiudicato e in servizio - entro il 1 giugno 2027, diventa soggetto a una riduzione automatica del carico.

L'ordine conta. Il diagramma delle procedure di emergenza di PJM colloca la nuova azione IRAS come la prima leva che il sistema aziona, prima delle riduzioni di gestione del carico pre-emergenza, prima del taglio dei carichi degli edifici non essenziali, prima di ogni passo che PJM utilizza oggi per proteggere i clienti residenziali e commerciali durante un deficit. Un data center senza contratto BYONC è ora il primo della fila, non l'ultimo.

PJM non chiede ai grandi carichi di assorbire il costo gratuitamente. I distributori elettrici devono applicare una tariffa di compensazione approvata dalla FERC per il carico ridotto, fissata al 50 per cento della tariffa esistente per il Non-Performance Assessment Interval, approvata dalla FERC il 26 giugno 2026. I Large Load esistenti già in funzione prima del 1 giugno 2027 hanno tempo fino al 1 marzo 2027 per registrarsi; chi costruisce nuova capacità affronta scadenze annuali di deposito BYONC il 1 aprile e verifica entro il 15 aprile.

L'ordine della FERC a cui PJM sta davvero rispondendo

Il deposito di PJM non è nato nel vuoto. Il 18 giugno 2026, la FERC ha emesso ordini di comparizione verso tutti i gestori regionali di trasmissione giurisdizionali del paese, chiedendo a ciascuno di spiegare entro 60 giorni perché le proprie tariffe di interconnessione per i grandi carichi siano giuste e ragionevoli - o di riscriverle - e di presentare entro 30 giorni un rapporto obbligatorio sull'affidabilità su come garantirà generazione sufficiente per i grandi carichi in crescita.

Gli ordini della FERC hanno definito i grandi carichi nello stesso modo in cui alla fine ha fatto PJM: 50 megawatt di domanda di picco interconnessi sopra i 69 kilovolt. La preoccupazione di fondo della Commissione, tratta dai rapporti sull'affidabilità di NERC, è che i data center e i carichi computazionali simili possano far oscillare il proprio consumo di centinaia di megawatt in pochi secondi, una velocità che lascia ai gestori di rete praticamente nessun tempo per reagire in tempo reale.

PJM è ora la risposta pubblica più concreta a quell'ordine tra i gestori a cui era rivolto. Mentre altri gestori di rete stanno ancora redigendo le proprie risposte, PJM ha già inviato alla FERC un progetto di registro specifico, una data specifica di attivazione del taglio e una formula specifica di compensazione, un livello di dettaglio che mette pressione su omologhi come MISO e SPP affinché si allineino o spieghino perché non lo hanno fatto.

Perché la matematica dell'affidabilità ha forzato la mano del consiglio

La lettera del consiglio è esplicita su cosa abbia cambiato il suo calcolo. PJM ha ora chiuso due aste di residuo base consecutive sotto il proprio requisito di affidabilità, dal 2022 sono stati ritirati circa 15 gigawatt di generazione nel suo territorio, e le proiezioni dello stesso gestore di rete collocano la crescita della nuova domanda di Large Load fino a 70 gigawatt entro il 2038 - un divario abbastanza ampio che, secondo i resoconti sui risultati dell'ultima asta di capacità di PJM, il deficit individuato era di circa 6,8 gigawatt, approvvigionato a un costo record di circa 16,4 miliardi di dollari.

Di fronte a questa matematica, un sostegno solo volontario è apparso al consiglio come una scommessa che la regione non poteva permettersi di perdere. La lettera del consiglio afferma chiaramente che i nuovi Large Load che non portano o non contrattano la propria nuova fornitura non dovrebbero poter compromettere l'affidabilità per i clienti esistenti, un linguaggio che suona meno come un compromesso tra stakeholder e più come un consiglio che fissa un limite minimo entro la propria autorità.

Per qualsiasi operatore che pianifichi un data center nel territorio di PJM, la lettura pratica è chiara: il 1 giugno 2027 è ora una scadenza reale, non una posizione negoziale, e l'impegno di capacità più sicuro è quello che ha già superato un'asta di PJM, non uno ancora in trattativa in un term sheet bilaterale.

La presentazione del 13 agosto e lo specchio europeo

Il 13 agosto 2026 PJM ha trasformato la lettera decisionale del consiglio del 27 luglio in una vera e propria istanza presso la Federal Energy Regulatory Commission, chiedendo alla FERC di accettare la richiesta entro 60 giorni, di chiudere il periodo di commenti il 3 settembre 2026 e di far entrare in vigore le revisioni tariffarie il 12 ottobre 2026. L'istanza mantiene il 1 giugno 2027 come data in cui inizia l'esposizione al taglio per qualsiasi Large Load senza un contratto BYONC concluso e in servizio, esattamente come descriveva la lettera del consiglio del 27 luglio. Aggiunge un meccanismo ulteriore che la lettera del 27 luglio non aveva ancora precisato in cifre: a partire dall'anno di consegna 2029/2030, i megawatt dei nuovi Large Load che non portano mai una propria fornitura vengono esclusi dalla curva del Variable Resource Requirement che PJM usa per calcolare quanta capacità la regione deve procurarsi all'asta, così che un data center che rinuncia al BYONC non rischia soltanto un taglio a partire dal 2027, ma smette perciò anche di contare per la domanda su cui PJM pianifica la propria capacità in città e regioni già servite.

La presentazione di PJM offre ora agli operatori di rete e ai regolatori europei e britannici un modello concreto da studiare, adottare o respingere esplicitamente, esattamente nel momento in cui affrontano la stessa crisi delle code di interconnessione. Servola ha già trattato la diagnosi di ENTSO-E e della Commissione Europea secondo cui gli investimenti di rete europei devono quasi raddoppiare fino a circa 100 miliardi di euro, e che i requisiti di connessione alla rete per i data center si stanno inasprendo in vista del Cloud and AI Development Act dell'UE, quindi non si tratta di una curiosità statunitense caduta nel vuoto. I meccanismi differiscono in un modo che vale la pena nominare con chiarezza. PJM taglia dopo la connessione, tramite un ordine di dispacciamento di emergenza legato a un registro pubblico e a un obbligo di generazione equivalente per le utility. L'approccio emergente dell'Europa, costruito finora da dichiarazioni di intenti tra associazioni e improvvisazioni nazionali come il requisito irlandese secondo cui i nuovi data center devono coprire in loco la propria domanda prima che il regolatore riapra una coda congelata, agisce soprattutto prima della connessione, tramite requisiti tecnici e di generazione minimi che un progetto deve soddisfare per ottenere anche solo un accordo di connessione. L'uno è una condizione per restare connessi, l'altro una condizione per connettersi in primo luogo, e un operatore che pianifica su entrambi i mercati deve soddisfare entrambe le logiche, non solo una.

Da leggere ora: CAISO dice alla FERC di non avere il problema di PJM  |  PJM apre 10 posti rapidi dentro una coda da 220 GW