L’industria paga la luce più delle famiglie

Ad agosto rincaro industria più che doppio delle famiglie, consumo commerciale verso il sorpasso sul residenziale

Ad agosto 2026 negli Stati Uniti l’elettricità è costata in media il 5,1% in più rispetto allo stesso mese dell’anno precedente. Il dato descrive i ricavi medi per chilowattora delle utility, saliti a 14,87 centesimi. La media però nasconde la parte più interessante: l’aumento più forte non ha colpito le famiglie ma l’industria. Sono i grandi consumatori, quelli che di solito hanno più potere contrattuale, ad aver visto la corsa più ripida. È in questo contesto che va letta la proposta che Onyx Renewables ha illustrato all’inizio di ottobre in un intervento pubblicato su pv magazine: un prezzo bloccato per due decenni sull’energia prodotta direttamente nel sito del cliente.

Chi paga di più la corrente nel 2026

Secondo l’aggiornamento mensile della U.S. Energy Information Administration (EIA), ad agosto il settore industriale ha registrato un aumento del 7,3% dei ricavi medi per kWh, il commerciale del 4,3% e il residenziale del 3,4%. In altre parole, l’industria ha subito un rincaro più che doppio rispetto a quello delle famiglie. Il confronto è su base annua e riguarda un solo mese, quindi non va trasformato in una tendenza definitiva. Indica però dove si sta concentrando la pressione.

C’è poi un cambiamento più strutturale. Stando alle previsioni dell’EIA riportate da Utility Dive, nel 2027 il consumo elettrico commerciale supererà per la prima volta quello residenziale. Nella categoria commerciale rientrano i data center e altri grandi carichi commerciali e industriali. Qui si parla di energia consumata, non di prezzo, ma le due cose si toccano: proprio la fascia di clienti che cresce di più è anche quella che, in questi mesi, ha visto salire maggiormente il costo di ogni kWh. Resta da capire che cosa lega il conto di questi clienti a un fattore che non controllano.

Il gas decide il prezzo, il tetto decide il contratto

La risposta, secondo Mary Beth Mandanas di Onyx Renewables, sta nel modo in cui si forma il prezzo della rete. Il prezzo al dettaglio della generazione per l’energia fornita dalla rete è fissato dall’unità marginale, cioè l’ultima che serve a soddisfare la domanda, e questa unità è un impianto a gas. Ne segue che la volatilità del prezzo del gas naturale si trasmette direttamente al prezzo che i clienti pagano per ogni chilowattora. Chi compra dalla rete, insomma, compra anche l’esposizione alle oscillazioni del gas, indipendentemente da quanto pesi davvero il gas nel mix in un dato momento.

La proposta di Onyx è costruita per rompere questo legame. L’azienda offre ai clienti un prezzo fisso per l’elettricità generata dai propri impianti solari e di accumulo installati in sito, per una durata compresa tra 20 e 25 anni. Onyx si occupa di tutte le fasi dello sviluppo, dalla progettazione di una soluzione su misura per l’impresa fino alla fornitura dell’intero capitale necessario a costruire l’impianto, di cui resta proprietaria. Il cliente non compra pannelli e batterie: compra l’energia che producono, a un prezzo noto in anticipo. Visto così, il contratto somiglia meno a una scelta ecologica e più a uno strumento di copertura, simile a quelli che le aziende usano per bloccare il prezzo delle materie prime.

A rendere più appetibile la generazione in sito contribuisce anche la difficoltà di collegare nuovi impianti alla rete. Il rapporto Queued Up 2026 del Berkeley Lab rileva tempi di attesa elevati nelle code di interconnessione nella maggior parte delle regioni statunitensi. Per chi ha bisogno di molta energia in tempi brevi, produrla dove la consuma è un modo per non dipendere da quelle code. Il caso più evidente sono i data center: S&P Global stima che entro il 2030 la generazione in sito, di ogni tipo, coprirà circa un quarto della nuova domanda dei data center. È una proiezione, non un dato osservato, e include tecnologie diverse dal solare. Ma indica una direzione.

Il picco del modello a proprietà di terzi

Il modello di Onyx ha un nome tecnico: proprietà di terzi, o TPO, in cui l’impianto appartiene a un soggetto diverso da chi usa l’energia. Secondo Wood Mackenzie, citata da un’analisi di PV Tech sul finanziamento del solare, la quota della TPO nei progetti solari non residenziali negli Stati Uniti è salita al 72% nel 2024, dal 69% dell’anno precedente. La stessa società prevede un picco del 74% proprio nel 2026, seguito da un calo al 62% entro il 2029.

È un apparente paradosso: le ragioni per cercare un prezzo fisso sembrano rafforzarsi, mentre il modello che finora lo ha offerto più spesso si avvicina al suo massimo. Le previsioni non spiegano da sole il perché dell’inversione, e conviene non attribuirle cause che i dati non indicano. Il 2026 resta comunque un anno di passaggio, in cui coincidono il picco previsto della proprietà di terzi e la vigilia del sorpasso del consumo commerciale su quello residenziale.

I numeri da seguire sono due. Il primo è la distanza tra l’aumento delle tariffe industriali, +7,3% ad agosto, e quello residenziale, +3,4%. Il secondo è la discesa della quota TPO verso il 62% entro il 2029. Se il divario tariffario restasse ampio mentre la quota cala, il prezzo fisso a lungo termine potrebbe smettere di essere un servizio da acquistare e diventare qualcosa che le aziende preferiscono possedere direttamente.