Sunrun ha quintuplicato le batterie sotto il suo controllo

La società punta a 10 GWh dispacciabili entro il 2028, in un mercato residenziale previsto in calo del 19%

Immaginate 110.000 batterie domestiche che, nello stesso momento, smettono di servire solo la casa in cui sono installate e rispondono a un segnale della rete come se fossero un unico impianto. È quello che è successo in un evento di dispatch condotto da Sunrun e Tesla: hanno partecipato 110.000 Powerwall e oltre la metà, il 55%, era di proprietà di Sunrun e gestita dall’azienda. In questa storia la novità non riguarda la chimica delle celle né l’elettronica di potenza. Riguarda il controllo centralizzato di decine di migliaia di sistemi distribuiti. È il tema di un’analisi di CleanTechnica sull’accumulo distribuito di Sunrun, pubblicata a metà ottobre. Non si tratta quindi di una notizia dell’ultima ora: descrive una tendenza già in corso, che vale la pena smontare pezzo per pezzo.

Quando 110.000 batterie rispondono come una sola centrale

Una centrale elettrica virtuale (VPP, virtual power plant) non ha turbine né un sito fisico. È uno strato software che aggrega batterie, inverter e carichi domestici e li comanda in modo coordinato: scarica energia in rete nelle ore di picco, riduce i consumi quando la domanda sale, ricarica quando c’è surplus. La singola batteria da pochi kWh conta poco. Messe insieme, decine di migliaia di batterie diventano una risorsa che il gestore di rete può chiamare come farebbe con un impianto tradizionale. Secondo i dati comunicati da Sunrun, la partecipazione dei suoi clienti ai programmi di centrali distribuite si è quintuplicata in un anno: da 20.000 nel 2024 a oltre 106.000 nel 2025. A fine 2025 il portafoglio di accumulo dell’azienda raggiungeva una capacità combinata di 416 megawatt. Secondo la Solar Energy Industries Association, nel 2025 Sunrun ha installato quasi il 48% di tutti i sistemi di accumulo residenziale negli Stati Uniti.

Qui serve una distinzione tecnica. Sunrun dichiara di aver installato oltre 237.000 sistemi solari e di accumulo, per circa 4,0 GWh di capacità di stoccaggio in rete. Un altro numero, riportato da Utility Dive in un articolo sulla crescita delle VPP, indica 3,7 GWh di capacità di batterie dispacciabili già in linea. I due dati provengono da fonti diverse e non sono necessariamente riferiti allo stesso momento, ma misurano due cose distinte. Il primo indica quanta energia è installata. Il secondo indica quanta di quell’energia la rete può effettivamente richiamare. Non tutto ciò che sta in un garage è anche controllabile da remoto. Se un solo operatore gestisce già una flotta di questa taglia, la domanda successiva è che cosa succede quando più operatori mettono in comune i propri dispositivi.

La promessa: aggregare milioni di dispositivi e venderli come capacità

È il passo che Sunrun ha tentato a giugno 2026 con un accordo quadro con Tesla e Renew Home. Secondo il comunicato, l’intesa definisce un quadro in cui «tre dei maggiori operatori dell’energia domestica» possono aggregare «milioni di dispositivi esistenti» lato domanda e di esportazione di energia, distribuiti in molti Stati, e trasformarli in soluzioni locali chiavi in mano. L’obiettivo commerciale è vendere la capacità aggregata di batterie domestiche e termostati intelligenti a due clienti precisi: gli hyperscaler, cioè i grandi operatori di data center, e le utility.

Un paragone aiuta a capire il cambio di logica. La batteria domestica smette di essere un elettrodomestico venduto una volta e diventa una quota di un impianto più grande, un po’ come un singolo pannello conta poco da solo e molto dentro un campo fotovoltaico. Il termostato intelligente partecipa allo stesso modo. Non produce energia, ma spostando il carico di climatizzazione di qualche ora libera capacità nel momento in cui la rete ne ha bisogno. Venduti insieme, batterie e carichi flessibili diventano un prodotto misurabile in megawatt, che un data center o una utility può contrattualizzare.

Le stime della società di consulenza Brattle danno un ordine di grandezza alla promessa. Secondo l’analisi di Brattle sulle VPP residenziali, se le utility statunitensi portassero i loro programmi di demand response al livello del 10% migliore, la capacità VPP residenziale nazionale passerebbe da 10 GW a 35 GW, più che triplicando, e dimezzerebbe gli aumenti previsti delle bollette. Il risultato però è condizionato. Lo scenario richiede che le utility adottino programmi di qualità paragonabile ai migliori, e nessun accordo tra operatori privati può garantirlo da solo. Serve inoltre una base di dispositivi installati che continui ad allargarsi.

Più valore per batteria, meno batterie vendute

Proprio qui i conti si complicano. La stessa batteria che vale di più dentro una VPP arriva in un mercato che si restringe. Nella presentazione dei risultati del primo trimestre 2026 di Sunrun si legge che i volumi del settore sono previsti in calo di circa il 19%. Nel frattempo l’azienda punta ad avere 10 GWh attivi entro la fine del 2028. Partendo dai 3,7 GWh dispacciabili oggi dichiarati, significa quasi triplicare la capacità controllabile in poco più di due anni, con un mercato residenziale che rallenta.

Le strade per riuscirci sono due, e non si escludono a vicenda: conquistare una fetta più grande di un mercato più piccolo, oppure rendere dispacciabile una quota maggiore di quanto è già installato. Il divario tra i 4,0 GWh installati e i 3,7 GWh in linea indica dove c’è ancora margine, almeno sulla base delle cifre disponibili. Per chi installa e gestisce impianti, il risultato è uno spostamento del margine. Pesa sempre meno la vendita del sistema e sempre di più la sua disponibilità al dispatch, e i nuovi clienti su cui contare sono meno.

La domanda pratica per un installatore diventa quindi questa: conviene puntare su un nuovo cliente o rendere controllabile il parco che ha già in campo? La risposta cambia il modo di fare i conti. Bisogna ragionare in kW dispacciabili, non solo in kWh venduti. Un sistema che resta fuori da un programma di aggregazione rischia di valere meno proprio quando il mercato rallenta. La scala indicata da Brattle esiste sulla carta. Arrivarci dipende dalle utility e dalla capacità del settore di trasformare le batterie già installate in capacità che la rete può davvero chiamare.