Exelon, la holding che controlla sei utility statunitensi, prevede di tornare a possedere centrali elettriche regolate entro cinque anni. Lo ha detto un dirigente della società in un’intervista pubblicata da POWER il 21 ottobre. Exelon ha ceduto la propria generazione nella scissione del 2022 da Constellation Energy e oggi possiede solo attività di trasmissione e distribuzione: ComEd, PECO, BGE, Pepco, Delmarva Power e Atlantic City Electric, che servono circa 10,9 milioni di clienti elettrici e gas, tutti all’interno della rete PJM.
La coda dietro il contatore
Il motivo è il carico. A fine 2025 Exelon contava 18 GW di domanda data center ad alta probabilità. Dopo l’introduzione dell’obbligo di accordi di sicurezza sulla trasmissione, la cifra è scesa a circa 11 GW nel secondo trimestre del 2026, di cui circa 9 GW nel territorio di ComEd e 2 GW nel Mid-Atlantic. Altri 25 GW sono in fase di studio o attendono uno studio. Per dare un’idea di scala, POWER ricorda che il picco storico di ComEd, registrato nel 2011, è stato di 23.753 MW, e il dirigente ha detto che il carico ad alta probabilità e la pipeline insieme lo raddoppierebbero e oltre.
In base a tale accordo il cliente ha 30 giorni per firmare, paga per dieci anni i costi di trasmissione legati al carico richiesto e deposita una garanzia. Exelon sostiene che serva a proteggere gli altri clienti se un progetto non viene mai realizzato, e il calo da 18 a 11 GW è avvenuto dopo l’avvio della verifica.
Perché si dà la colpa al mercato della capacità
Il dirigente ha sostenuto che le aste di capacità PJM inviano un segnale di prezzo un anno alla volta, con tre anni di anticipo, mentre una centrale richiede da cinque a sette anni o più per essere costruita. Il calcolo di Exelon, riportato da POWER, è che i clienti PJM hanno pagato 32 miliardi di dollari di prezzi della capacità in due aste e hanno ricevuto 1,2 GW di generazione in meno. L’asta 2028/2029 è risultata inferiore di 6.831 MW al requisito di affidabilità di PJM. La FERC ha accettato il 29 settembre la procedura di riserva di affidabilità di PJM, ma l’ha sospesa fino al 28 febbraio 2027, e il 9 ottobre ha respinto il servizio provvisorio di adeguatezza delle risorse di PJM. Il dirigente ha definito la procedura di riserva un modo per evitare che le cose peggiorino, non una soluzione.
Exelon vuole leggi statali che permettano alle utility regolate di proporre, costruire e possedere generazione, previa approvazione dello Stato. Una proposta concreta è una batteria da 500 MW di proprietà di una utility nel sud del New Jersey. L’intervista non dice quale tecnologia di generazione Exelon sceglierebbe per impianti propri.
Cosa ne ricava chi progetta
Per chi progetta o acquista impianti, il punto è lo scarto di tempi: un progetto che richiede da cinque a sette anni viene pianificato in un mercato che prezza un anno alla volta. Se gli Stati aprissero la strada a centrali di proprietà delle utility, gli ordini di motori, turbine e attrezzature collegate arriverebbero da un acquirente con un profilo di rischio diverso da quello di uno sviluppatore merchant. È una possibilità, non una previsione, e l’intervista non la sostiene.
La stessa rete sta dietro ad altre notizie recenti: lo studio PJM su un campus da 10 GW con gas a supporto in Ohio e l’accordo di fornitura da 1.100 MW di NiSource in Indiana. Altri approfondimenti su come gli impianti di generazione servono i data center.
Fonti: POWER Magazine
