Dominion Energy Virginia RFP batterie 2026: requisiti BESS e valore per la rete

La notizia: una RFP rolling per acquisire asset, non un PPA già verificabile

Dominion Energy Virginia mantiene aperta nel 2026 una competitive solicitation per l’acquisizione di asset di sviluppo o per strutture build-transfer dedicate a solare, eolico onshore e sistemi di accumulo elettrochimico. Le proposte per l’Acquisition RFP vengono accettate continuativamente durante l’anno.

Per sviluppatori e operatori, il punto essenziale è distinguere questa procedura da un eventuale Power Purchase Agreement (PPA) RFP. Il documento pubblico più dettagliato riguarda infatti l’acquisizione di progetti, non la stipula di PPA.

La pagina pubblica di Dominion indicava un PPA RFP atteso per il 1° ottobre 2026 e rimandava al portale autenticato PowerPro. Tuttavia, al 3 ottobre 2026 non risultavano pubblicamente verificabili né l’effettiva emissione del PPA, né le relative scadenze, taglie, date di entrata in esercizio o condizioni contrattuali. Non è quindi corretto trattare il PPA come una gara pubblicamente definita e già operativa.

Quali progetti possono essere presentati nell’Acquisition RFP

La RFP di acquisizione revisionata a luglio 2026 include sei configurazioni tecniche chiaramente identificate:

nuovo fotovoltaico stand-alone;
fotovoltaico co-locato con storage;
eolico onshore stand-alone;
eolico onshore co-locato con storage;
BESS stand-alone di breve durata;
BESS stand-alone di lunga durata.

Il PDF utilizza una formulazione iniziale che richiama sette categorie, ma l’elenco operativo ne riporta sei. Per questo motivo, il riferimento affidabile è alle tipologie concretamente elencate nella documentazione.

Per questa specifica RFP, gli impianti devono essere localizzati in Virginia. Dominion esprime una preferenza per i progetti nell’area di servizio della utility, ma può valutare anche impianti collocati altrove nello Stato se rispettano le condizioni di interconnessione previste.

La geografia dell’eventuale PPA RFP resta invece da chiarire. La pagina pubblica menziona Virginia e North Carolina, mentre le FAQ Dominion aggiornate al 17 settembre 2026 affermano che i progetti destinati a entrambi gli RFP devono essere in Virginia. In assenza dei documenti CE-8 accessibili tramite portale o di una conferma scritta della utility, non si può considerare la North Carolina certamente ammissibile per il PPA.

BESS: la selezione non riguarda solo MW e MWh

Il valore distintivo della procedura è il collegamento tra accumulo e fabbisogni localizzati della rete. Dominion dichiara l’intenzione di sviluppare circa 1.600 MW di BESS connessi alla rete di distribuzione, equivalenti al 10% del target legislativo di short-duration storage previsto per la utility.

I servizi indicati dalla società comprendono:

riduzione dei picchi di domanda;
supporto di tensione;
supporto di potenza reattiva o VAR;
non-wires solutions, cioè alternative a determinati rinforzi fisici della rete;
supporto in caso di contingenze operative.

Si tratta di un piano dichiarato dalla utility, non di capacità già contrattualizzata né di volumi assegnati a questa RFP. Tuttavia, segnala che un BESS candidato non viene valutato soltanto come complemento della generazione rinnovabile: può essere valorizzato anche per la sua capacità di intervenire in punti della rete dove potenza, tensione o resilienza operativa hanno maggiore rilevanza.

In termini pratici, la localizzazione di un progetto può incidere quanto la sua capacità nominale. Un sistema con molti MWh, ma collegato in un’area con criticità autorizzative o di interconnessione, non è automaticamente più competitivo di un impianto più piccolo collocato in un nodo con un chiaro valore di rete.

Dominion non pubblica però una graduatoria di sottostazioni, zone o nodi preferenziali. Non è quindi possibile indicare aree “vincenti” senza dati specifici di hosting capacity, studi di rete e valutazioni progettuali.

Perché interconnessione e grid charging sono requisiti centrali

Per i progetti co-locati con fotovoltaico o eolico, Dominion richiede due elementi rilevanti:

interconnessione separata per il sistema di storage;
capacità di ricarica dalla rete (grid charging).

Non è una semplice preferenza architetturale. Nella RFP di acquisizione è una condizione tecnica di conformità per le configurazioni co-locate.

Il requisito suggerisce che Dominion cerchi batterie con flessibilità operativa indipendente dalla sola produzione rinnovabile associata. Un BESS non deve quindi essere progettato esclusivamente per spostare nel tempo l’energia prodotta dal parco FV: deve poter essere gestito come risorsa di rete, entro le condizioni di connessione, controllo e mercato applicabili al progetto.

Questo non significa che ogni batteria con capacità di grid charging possa automaticamente fornire tutti i servizi di rete o partecipare a qualsiasi mercato. L’idoneità dipende infatti da interconnessione, classificazione della risorsa, requisiti di protezione, accordi applicabili e valutazione della utility.

Short-duration, long-duration e tecnologie alternative

La RFP non limita formalmente le offerte alle batterie agli ioni di litio. Accetta sistemi di accumulo short-duration, long-duration e tecnologie alternative, purché esistenti, provate e con prestazioni affidabili dimostrate.

Nel quadro normativo della Virginia:

lo short-duration storage è definito come accumulo con durata inferiore a 10 ore alla potenza nominale;
il long-duration energy storage (LDES) parte da almeno 10 ore alla potenza nominale.

Per Dominion Energy Virginia, il codice della Virginia prevede un percorso verso 16.000 MW di short-duration storage entro il 2045, inclusi 4.000 MW per i quali devono essere presentate petition entro il 2030.

Il quadro legislativo include inoltre un obiettivo di 4.000 MW di LDES entro il 2045, ripartito tra risorse da 10 a 24 ore e risorse oltre 24 ore. Questo target non equivale però a domanda immediata e certa: la sua efficacia è subordinata a una futura determinazione della Virginia State Corporation Commission (SCC) sulla fattibilità tecnica e sulla ragionevole raggiungibilità degli obiettivi.

Per uno sviluppatore, l’apertura a più durate e tecnologie amplia il perimetro delle proposte possibili, ma non rappresenta una garanzia di selezione per una determinata chimica o architettura.

Safety e Remote BESS: il ruolo di NFPA 855

Per i progetti con storage, Dominion richiede sistemi classificabili come Remote BESS secondo l’edizione 2026 di NFPA 855 e la conformità alla più recente edizione applicabile dello standard.

Il tema non è secondario. La conformità agli standard di sicurezza entra nella valutazione della bancabilità e della realizzabilità del progetto, insieme a requisiti locali, autorizzazioni, progettazione antincendio e documentazione tecnica.

Anche il quadro legislativo della Virginia richiede che i progetti storage costruiti, acquisiti o procurati nell’ambito della disciplina applicabile rispettino i requisiti minimi della versione più recente di NFPA 855. Nel 2026, la normativa statale ha inoltre previsto l’esame da parte della SCC dei requisiti e dei criteri delle solicitation storage emesse nello stesso anno.

Taglia minima: una questione ancora da chiarire

Il documento RFP afferma che i sistemi short-duration e long-duration devono essere superiori a 2 MW. In una sezione successiva, tuttavia, disciplina anche progetti DER storage pari o inferiori a 2 MWAC.

La coesistenza delle due formulazioni impedisce di trasformare la soglia di 2 MW in una regola di ammissibilità assoluta senza un chiarimento di Dominion.

Il documento indica inoltre limiti di potenza complessiva per storage DER in funzione della tensione di distribuzione:

Tensione di distribuzione	Potenza massima complessiva indicata
34,5 kV	Fino a 24 MWAC
23 kV	Fino a 12 MWAC
13,2/12,5 kV	Fino a 7 MWAC

Questi valori descrivono limiti di configurazione riportati nella RFP e non sostituiscono gli studi di interconnessione necessari sul singolo progetto.

Maturità progettuale: il vero filtro competitivo

Per l’Acquisition RFP, Dominion valuta aspetti che vanno oltre il costo proposto. Tra gli elementi rilevanti rientrano:

realismo della data commerciale di entrata in esercizio;
disponibilità e controllo dei terreni;
stato del permitting e degli accordi di siting;
posizione nella coda di interconnessione;
studi di rete e necessità di network upgrades;
allocazione dei rischi;
maturità dell’offerta e disponibilità di un accordo di acquisto pronto per l’esecuzione.

Per questo motivo, la procedura appare orientata verso asset in grado di arrivare alla costruzione e al trasferimento con un livello di rischio già analizzato. Una pipeline iniziale, priva di percorso autorizzativo o interconnessione credibile, può essere meno competitiva anche se presenta un costo nominale interessante.

Dominion dichiara inoltre di valutare il valore per i clienti attraverso modelli di pianificazione e production cost, considerando tra gli altri fattori costi, localizzazione, caratteristiche di siting e ricavi di capacità nell’area PJM. Non sono però disponibili prezzi pubblici affidabili delle offerte vincitrici o un prezzo-obiettivo per MW o MWh.

Acquisizione, PPA e behind-the-meter: le differenze da non confondere

L’Acquisition RFP non accetta proposte di impianti behind-the-meter, cioè collocati lato cliente dietro il misuratore di carico.

Questo non va esteso automaticamente al PPA. Le FAQ di Dominion descrivono una possibile configurazione differente per progetti DER sotto 3 MWAC nel contesto PPA, che possono essere situati dietro i load meter Dominion. Le stesse FAQ distinguono tali configurazioni dai PPA utility-scale sopra 3 MWAC, descritti come front-of-meter e come PJM capacity resources.

Poiché i documenti del PPA 2026 non erano pubblicamente accessibili nel materiale esaminato, questa distinzione va letta come indicazione generale delle FAQ, non come conferma delle condizioni definitive di una gara CE-8.

Il contesto regolatorio: crescita, ma senza selezione automatica

La procedura si inserisce nel quadro del Virginia Clean Economy Act e dei target di sviluppo di rinnovabili e storage assegnati alla utility.

Per le fonti rinnovabili, il codice prevede per una Phase II Utility un obiettivo di 16.100 MW di nuova capacità solare o eolica onshore entro il 31 dicembre 2035. La norma richiede inoltre processi competitivi che confrontino offerte per l’acquisto di capacità storage e offerte per l’acquisizione di impianti di storage.

Il contesto non elimina però la verifica economica. Il 15 aprile 2026 la SCC ha approvato cinque degli otto progetti utility-scale solar/storage proposti da Dominion nel proprio RPS filing, respingendo tre progetti solari distribuiti per il costo ritenuto eccessivo per i clienti. La decisione mostra che il contributo ai target di decarbonizzazione non rende automatica l’approvazione di un progetto.

Cosa deve fare un developer interessato

Per un operatore BESS o rinnovabile, la RFP 2026 di Dominion va letta come un’opportunità di acquisizione di asset in Virginia, con attenzione specifica alla capacità di generare valore localizzato per la rete.

Le priorità operative sono:

verificare che il progetto rientri nella categoria tecnica corretta;
dimostrare una traiettoria di interconnessione credibile, su rete di distribuzione o in ambito PJM;
strutturare i BESS co-locati con interconnessione separata e capacità di grid charging;
documentare conformità safety e requisiti NFPA 855;
presentare un progetto con terreni, autorizzazioni, studi e contratti sufficientemente maturi;
evitare di assumere requisiti, deadline o territori del PPA 2026 finché non siano disponibili documenti ufficiali accessibili o conferme della utility.

Il segnale di mercato non è soltanto che Dominion cerca nuova capacità rinnovabile e storage. È che l’accumulo viene valutato anche come strumento di flessibilità e gestione della rete: un fattore che può rendere la posizione elettrica e autorizzativa del progetto decisiva quanto la sua taglia nominale.