California, SB 913 e SB 905 rafforzano il ruolo potenziale delle batterie domestiche nei Virtual Power Plant

La novità: più spazio alle risorse distribuite, non un incentivo immediato

La California ha approvato il 30 settembre 2026 due leggi rilevanti per l’evoluzione dei Virtual Power Plant (VPP): SB 913, diventata Chapter 987, e SB 905, Chapter 986 degli Statutes of 2026.

Per chi possiede o installa un impianto fotovoltaico con accumulo, il punto centrale è questo: le leggi non stabiliscono una nuova tariffa né un pagamento automatico per la singola batteria domestica. Aprono invece un percorso regolatorio per rendere più esplicito il contributo delle aggregazioni di risorse distribuite — batterie, produzione locale e carichi flessibili potenzialmente combinabili — alla gestione dell’affidabilità elettrica e dei picchi di rete.

La distinzione è sostanziale. Una batteria può essere tecnicamente in grado di caricare o scaricare in un dato momento, ma per diventare una risorsa utile a un VPP deve essere misurabile, controllabile entro limiti concordati e disponibile quando il sistema ne ha bisogno. Inoltre, deve rispettare le future condizioni stabilite dalla California Public Utilities Commission (CPUC), dalle utility e dal mercato elettrico californiano gestito dal CAISO.

SB 913: l’obiettivo è l’accesso delle aggregazioni DER alla resource adequacy

SB 913 aggiunge la Sezione 380.1 al California Public Utilities Code. La legge richiede alla CPUC, in coordinamento con California Energy Commission e CAISO, di potenziare entro il 30 giugno 2028 i percorsi integrati con il mercato affinché le aggregazioni di risorse energetiche distribuite possano qualificarsi come capacità di resource adequacy.

La resource adequacy è il quadro attraverso cui i soggetti che forniscono elettricità ai clienti devono procurarsi capacità sufficiente a sostenere l’affidabilità del sistema. In termini semplici, non riguarda solo quanta energia una batteria possa immagazzinare in kWh, ma quanto contributo in potenza e disponibilità possa dimostrare in specifiche condizioni di rete.

SB 913 consente di considerare aggregazioni di più DER che possano:

• fornire elettricità alla rete di distribuzione;
• ridurre la domanda quando vengono chiamate;
• combinare tecnologie diverse nell’ambito delle metodologie di qualificazione.

Il testo non elenca né abilita automaticamente ogni singolo prodotto. Batterie residenziali, fotovoltaico, ricarica dei veicoli elettrici e carichi flessibili possono rientrare potenzialmente in un’aggregazione, ma solo se la configurazione e il programma applicabile soddisferanno i requisiti previsti.

Capacità installata non significa capacità qualificata

Questo è uno degli aspetti più importanti per interpretare la nuova normativa californiana sui Virtual Power Plant.

La California Energy Commission indicava 843 MW di potenza residenziale di accumulo installata nella propria rilevazione aggiornata al 15 agosto 2026. È un dato utile per capire la dimensione della base installata behind-the-meter, cioè dietro il contatore del cliente.

Tuttavia, quei 843 MW non equivalgono a:

• MW effettivamente arruolati in un VPP;
• MW disponibili in una precisa ora critica;
• MW qualificati per la resource adequacy;
• energia disponibile in MWh;
• potenza che può essere esportata senza vincoli.

Per un’aggregazione conta la prestazione dimostrabile. Una batteria potrebbe non essere disponibile perché ha uno stato di carica insufficiente, perché il cliente ha imposto priorità di autoconsumo o backup, oppure perché inverter, connessione e contratto limitano la potenza utilizzabile. SB 913 indica infatti che il valore di capacità qualificante dovrebbe basarsi, per quanto possibile, su prestazioni misurate e normalizzate rispetto alle condizioni meteorologiche.

Export, riduzione dei consumi e doppio conteggio: tre concetti da non confondere

Un VPP può contribuire alla rete in due modi principali:

1. riducendo il prelievo del cliente, ad esempio modulando un carico flessibile o usando la batteria per evitare importazioni dalla rete;
2. esportando energia oltre il contatore, quando la batteria o un’altra risorsa immette elettricità nella rete di distribuzione.

I due effetti possono risultare simili dal punto di vista della rete, perché entrambi riducono il carico netto. Ma misurazione, compensazione e regole di mercato possono essere differenti.

SB 913 prevede che la CPUC definisca le condizioni per attribuire un credito di capacità all’energia esportata oltre il contatore da risorse presso il cliente. Questa possibilità non è automatica: dipenderà dalle regole attuative.

Il testo richiede inoltre di evitare doppio conteggio o doppia compensazione. Il tema è particolarmente rilevante per i clienti NEM o net billing: non dovrebbero ricevere sia il credito retail per il medesimo export sia una remunerazione VPP riferita allo stesso evento di dispatch, se ciò configurasse una duplicazione del valore riconosciuto.

La stessa cautela vale per l’iscrizione di più dispositivi dietro un unico punto di connessione. SB 913 consente il multi-enrollment, ma impone che la stessa riduzione di domanda o la stessa esportazione non venga contabilizzata e remunerata più volte.

Telemetria e settlement: perché non basta comandare una batteria da remoto

La crescita delle batterie residenziali nella flessibilità di rete richiede un sistema affidabile di dati, controllo e verifica.

SB 913 non rende automaticamente utilizzabile la telemetria a livello di singolo dispositivo per il settlement, cioè per calcolare e regolare economicamente la prestazione di un’aggregazione. Prima, la CPUC dovrà stabilire se questa telemetria sia sufficientemente accurata per misurare l’impatto netto sul carico. Solo dopo potrà definire requisiti standardizzati.

Tra gli elementi che possono entrare in queste regole figurano:

• accuratezza della misura;
• integrità dei dati;
• latenza nelle comunicazioni;
• verifica del settlement;
• interoperabilità tra dispositivi e piattaforme;
• protezione da manomissioni.

Questa fase è decisiva. Un VPP può funzionare solo se l’aggregatore è in grado di dimostrare che la capacità promessa è stata realmente fornita, senza attribuire al programma effetti che sarebbero avvenuti comunque o che sono già remunerati altrove.

Per il proprietario di una batteria domestica, ciò rende potenzialmente più importanti caratteristiche come interoperabilità, possibilità di controllo da remoto, sistemi di energy management e condizioni contrattuali relative alla disponibilità del dispositivo. Non dimostra però che l’adesione a un programma VPP sarà conveniente in ogni territorio o per ogni contratto.

SB 905: non crea il mercato VPP, ma cambia il contesto della rete di distribuzione

SB 905 è complementare a SB 913, ma non è la legge che crea il percorso di resource adequacy per le aggregazioni DER.

La norma interviene invece sulla pianificazione e trasparenza della rete di distribuzione. In base al nuovo PUC §769.1, le grandi utility elettriche dovranno rendere disponibili dati pubblici, fra cui informazioni sull’utilizzo medio e di picco dei segmenti di distribuzione, la capacità disponibile nelle ore fuori picco e le aree caratterizzate da vincoli.

Nella pianificazione della rete dovrà inoltre essere valutato se la flessibilità dei carichi e l’accumulo connesso alla distribuzione possano risolvere esigenze di rete a un costo inferiore rispetto ai tradizionali potenziamenti infrastrutturali.

Il collegamento con le batterie dietro il contatore è quindi indiretto ma importante:

L’interpretazione editoriale più prudente è che SB 913 punti a valorizzare risorse aggregate come capacità affidabile, mentre SB 905 può aiutare a individuare dove tali risorse potrebbero avere un valore anche per rinviare o evitare alcuni interventi tradizionali sulla rete.

Cosa resta da definire entro e oltre il 2028

La firma delle leggi non conclude il processo. Il passaggio operativo dipenderà dalle decisioni della CPUC e, per gli aspetti di partecipazione al mercato, dalle successive evoluzioni del CAISO.

Entro il 30 giugno 2028, SB 913 richiede il potenziamento dei percorsi market-integrated e l’invio di raccomandazioni CPUC al CAISO su eventuali modifiche ai modelli di partecipazione pertinenti, inclusi Proxy Demand Resource e aggregazioni DER.

Quella data non garantisce però che tutte le modifiche CAISO siano già implementate entro lo stesso termine.

Oggi il CAISO indica già requisiti e processi per la partecipazione delle aggregazioni DER, tra cui il consenso della utility di distribuzione applicabile, il processo di New Resource Implementation, uno scheduling coordinator e revenue-quality meters certificati. SB 913 richiede un’evoluzione di questo quadro: non ne elimina immediatamente le condizioni esistenti.

Restano quindi aperti diversi nodi pratici:

• i criteri per calcolare la capacità qualificante;
• le regole di disponibilità e dispatch;
• i requisiti di misura e telemetria;
• la gestione dell’export e della riduzione del carico;
• le condizioni per clienti NEM e net billing;
• la prevenzione di doppia remunerazione;
• il trattamento dei dati e della privacy;
• le responsabilità dell’aggregatore quando la prestazione complessiva non corrisponde a quella promessa.

Cosa cambia davvero per chi ha una batteria domestica in California

Nel breve periodo, SB 913 e SB 905 non cambiano automaticamente la bolletta, il contratto di rete o il ricavo del proprietario di una batteria.

Cambiano però il quadro politico-regolatorio in cui le batterie residenziali e i carichi flessibili possono essere considerati non solo strumenti di autoconsumo, ma risorse coordinate con una funzione potenziale per il sistema elettrico.

Per un proprietario, le domande pratiche da porre a un eventuale aggregatore saranno verosimilmente queste:

• In quali ore e con quale frequenza il sistema può essere chiamato?
• Il programma usa riduzione del prelievo, export o entrambi?
• Quale potenza della batteria è effettivamente impegnata?
• Il cliente può fissare una riserva minima di stato di carica?
• Come vengono misurati e verificati gli eventi di dispatch?
• Quali dati del sistema vengono raccolti e condivisi?
• Come vengono gestiti eventuali crediti NEM o net billing?
• Quali sono le condizioni di uscita dal programma o di modifica dei limiti di controllo?

Le risposte non sono ancora definite uniformemente dalla nuova legge. Dipenderanno dalle regole CPUC, dai modelli CAISO che verranno eventualmente aggiornati e dalle offerte commerciali dei programmi disponibili.

Il punto chiave: una batteria può aiutare la rete, ma deve poterlo dimostrare

La direzione tracciata dalla California è rilevante perché cerca di avvicinare due esigenze: semplificare l’aggregazione di molte risorse piccole e, allo stesso tempo, garantire che la loro prestazione sia misurabile e non duplicata.

Il possibile beneficio per la rete riguarda soprattutto le ore di domanda o carico netto elevato e i vincoli locali della distribuzione. Ma SB 913 e SB 905 non quantificano risparmi, riduzioni di emissioni o sostituzione di impianti di picco già ottenuti. Questi restano obiettivi e risultati da verificare nell’attuazione.

Per questo, la formula più corretta non è che ogni batteria domestica diventi una centrale elettrica né che la California abbia introdotto un pagamento diretto per l’accumulo residenziale. Le due leggi rendono invece più esplicito il percorso con cui batterie dietro il contatore e carichi flessibili potrebbero essere aggregati, misurati e valorizzati come risorse di sistema.

Fonti

• California Legislature, “Bill Status – SB-913 Resource adequacy: aggregated distributed energy resources.” https://leginfo.legislature.ca.gov/faces/billStatusClient.xhtml?bill_id=202520260SB913
• California Legislature, “Today's Law As Amended – SB-913 Resource adequacy: aggregated distributed energy resources.” https://leginfo.legislature.ca.gov/faces/billCompareClient.xhtml?bill_id=202520260SB913&showamends=false
• California Legislature, “Bill Text – SB-905 Electricity.” https://leginfo.legislature.ca.gov/faces/billTextClient.xhtml?bill_id=202520260SB905
• California Independent System Operator, “Distributed energy resources.” https://www.caiso.com/generation-transmission/generation/distributed-energy-resources
• California Independent System Operator, “Demand and distributed energy market integration.” https://stakeholdercenter.caiso.com/StakeholderInitiatives/Demand-Distributed-Energy-Market-Integration%C2%A0
• California Energy Commission, “California Energy Storage System Survey.” https://www.energy.ca.gov/data-reports/energy-almanac/california-electricity-data/california-energy-storage-system-survey
• California Public Utilities Commission, “Resource Adequacy Homepage.” https://www.cpuc.ca.gov/ra/