Il 10% della capacità VPP arriva da programmi residenziali, il resto da grandi utenti

Nel 2025 le aziende hanno pagato più di 67 milioni di dollari alle famiglie americane per accedere ai loro pannelli solari e alle batterie domestiche. È la cifra record di un mercato che, secondo l'analisi del mercato VPP di Wood Mackenzie, ha raggiunto quasi 40 GW a metà dello scorso anno. California guida la classifica nazionale con 4,66 GW. Numeri che a prima vista raccontano una vittoria della generazione distribuita, il sogno di una rete fatta da milioni di piccoli produttori.

Ma a guardare dentro i numeri, il quadro cambia. Il rapporto più recente di Wood Mackenzie mostra che su 37,5 GW di capacità VPP in Nord America, solo il 10,2% arriva da programmi residenziali. Il resto è altrove: carichi industriali, aggregatori commerciali, contratti con grandi consumatori di energia. La fetta che tocca i tetti delle case è una porzione minuscola di un mercato che pure fattura miliardi.

67 milioni, ma per chi?

I 67 milioni di dollari distribuiti l'anno scorso sembrano una cifra importante, e lo sono se isolati dal contesto. Ma vanno letti accanto a un dato meno pubblicizzato: CPower, uno dei maggiori aggregatori di carichi, ha versato 1,4 miliardi di dollari ai clienti dal 2015, servendo soprattutto grandi utenti energetici. La partnership residenziale che ha generato i 67 milioni — la stessa che ha attirato l'attenzione dei media — è ancora una frazione modesta del valore complessivo mosso dal settore.

Il paradosso è tutto qui: un'industria da decine di GW cresciuta sul mito della partecipazione diffusa premia in realtà i player capaci di aggregare volumi consistenti, lasciando al residenziale un ruolo ancillare. La transizione energetica, quando passa per le centrali virtuali, assomiglia più a un riassetto dei rapporti tra utility e grandi clienti che a una democratizzazione della rete. E se il 10,2% residenziale vale solo 67 milioni, chi sta davvero trainando la crescita — e con quali margini — è una domanda che merita risposte più dettagliate di quelle contenute nei comunicati.

Un ordine del 2020 e una corsa a ostacoli

La fotografia attuale ha radici in una decisione presa più di sei anni fa. Nel 2020 la FERC ha approvato l'Ordine 2222, pensato per eliminare le barriere che impedivano alle risorse energetiche distribuite di competere nei mercati all'ingrosso. L'idea era ambiziosa: aprire la strada a un modello in cui batterie, pannelli e carichi flessibili potessero essere aggregati e vendere servizi di rete proprio come una centrale tradizionale. Non più clienti passivi, ma attori economici a pieno titolo.

Da allora le VPP sono cresciute, ma non abbastanza per chi aveva immaginato uno scenario più ambizioso. Il Dipartimento dell'Energia stima che triplicare le VPP portandole a 80-160 GW entro il 2030 coprirebbe fino al 20% del picco di domanda e farebbe risparmiare circa 10 miliardi di dollari all'anno in costi di rete. Peccato che manchino ancora tra i 40 e i 120 GW, e il ritmo attuale non basta. La parte residenziale — quella che avrebbe dovuto portare la generazione distribuita sui tetti di milioni di americani — è ancora un attore secondario, imbrigliato tra costi di acquisizione clienti, complessità regolatorie e la concorrenza di aggregatori già strutturati. Senza un cambiamento nel modo in cui i programmi vengono disegnati e remunerati, quei 10 miliardi resteranno su un foglio Excel. L'ironia è che l'Ordine 2222 ha rimosso le barriere formali, ma quelle sostanziali — il potere di mercato dei grandi player, la lentezza delle autorizzazioni locali — sono ancora in piedi.

La partita invisibile dei data center

A fianco della spinta regolatoria, un'altra forza sta ridisegnando le priorità della rete: l'appetito dei data center per l'elettricità. Le regioni con i maggiori impegni delle utility per la capacità destinata a server e cloud, PJM e ERCOT, sono le stesse che dichiarano la più alta capacità di prelievo VPP. La coincidenza non è casuale: i data center hanno bisogno di potenza continua e le VPP possono offrire flessibilità, ma questo rischia di orientare il mercato ancora di più verso i grandi aggregatori commerciali, allontanando il residenziale dal centro della scena.

Eppure anche la corsa dei data center mostra segni di frenata. Nell'ultimo trimestre del 2025, le nuove aggiunte di capacità sono crollate del 50% rispetto al trimestre precedente, come documenta un rallentamento dei data center legato ai vincoli di rete. Oggi circa un terzo della pipeline è in fase di sviluppo attivo, il resto è in attesa. La domanda di elettricità per l'intelligenza artificiale e il cloud non è scomparsa, ma le maglie della rete stanno cominciando a stringere. Questo rallentamento potrebbe diventare il primo vero banco di prova per le VPP: se non riescono a coprire una parte significativa del fabbisogno dei data center quando la pressione è alta, il loro ruolo resterà ancillare. Oppure, se il residenziale continuerà a contare per poco più del 10%, la crescita delle centrali virtuali rischierà di trasformarsi in un ennesimo consolidamento industriale, con pochi vincitori e molti tetti esclusi.

La pipeline dei data center rallenta, il residenziale è ancora marginale. I programmi VPP hanno bisogno di una scossa per smarcarsi dal ruolo di complemento ai grandi carichi industriali e diventare quello che l'Ordine 2222 aveva immaginato: un mercato in cui anche il singolo pannello sul tetto può competere. Fino a quando la parte residenziale resterà sotto il 15% della capacità totale, parlare di centrali virtuali come strumento di partecipazione diffusa è prematuro. Il vero banco di prova non sarà un obiettivo al 2030, ma il prossimo picco di domanda: lì si capirà se le VPP sapranno prendersi il posto che i tetti solari non hanno ancora occupato.