Introduzione
Il modo in cui viene distribuito nel corso della giornata il consumo di elettricità può avere un impatto significativo anche sul costo dell’energia. Nei primi quattro mesi del 2026, trasferire una parte della domanda dalle fasce orarie caratterizzate dai prezzi più elevati verso le ore centrali della giornata avrebbe consentito, secondo le stime disponibili, di ottenere una diminuzione del costo compresa tra il 5% e quasi il 69%. Nei casi di maggiore convenienza, il prezzo avrebbe potuto ridursi fino a 59 euro per MWh.
Quello che devi sapere
La riduzione
L’effetto non riguarda soltanto la singola utenza. Una diversa distribuzione dei prelievi elettrici potrebbe infatti produrre conseguenze anche sul mercato all’ingrosso. Secondo le valutazioni di Flexit, riportate da Il Sole 24 Ore, una riduzione complessiva della domanda compresa tra 2 e 5 GW, pari indicativamente al 5-10% del carico elettrico italiano, avrebbe il potenziale per determinare una contrazione del Pun, il prezzo unico nazionale dell’elettricità all’ingrosso, nell’ordine di 30-50 euro per MWh nelle ore coinvolte. Tradotto in termini percentuali, il calo potrebbe oscillare tra il 10% e il 30%.
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La flessibilità come leva
Alla base di questo meccanismo c’è la cosiddetta flessibilità dal lato della domanda, o demand-side flexibility (Dsf). Si tratta della capacità di consumatori e imprese di modificare il proprio comportamento energetico in funzione di determinate condizioni esterne, per esempio spostando alcuni utilizzi elettrici nel momento in cui l’energia risulta meno costosa o la rete dispone di maggiore disponibilità. La domanda, quindi, non viene considerata come un elemento rigido e immutabile, ma come una componente che può essere adattata nel tempo. I consumi possono essere anticipati, posticipati, ridotti o, in alcuni casi, concentrati in determinate fasce orarie. Questa gestione può essere effettuata direttamente dall’utente oppure con l’intervento di operatori specializzati, come retailer e aggregatori, capaci di coordinare le esigenze di numerosi consumatori. Il fenomeno riguarda i cosiddetti flexumer, termine con cui vengono indicati i consumatori in grado di rendere più flessibile il proprio profilo di domanda. Il concetto si inserisce nell’evoluzione già avviata con i prosumer, cioè quei soggetti che non si limitano a utilizzare energia ma la producono anche, per esempio attraverso un impianto fotovoltaico installato sul tetto della propria abitazione.
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Risparmio per famiglie e imprese
Per il singolo consumatore, il vantaggio più immediato consiste nella possibilità di sfruttare la variabilità dei prezzi durante la giornata. Con una tariffa elettrica dinamica, infatti, diventa economicamente conveniente concentrare alcuni consumi nelle ore in cui l’energia presenta un costo inferiore, evitando quando possibile le fasce caratterizzate da quotazioni più elevate. Il beneficio può però diventare molto più ampio quando la flessibilità di tanti utenti viene messa a sistema. Se un numero significativo di famiglie e aziende modifica contemporaneamente il proprio profilo di consumo, è possibile spostare volumi consistenti di domanda dalle ore di punta a quelle in cui l’offerta elettrica è maggiore. L’effetto è una riduzione dei picchi di carico e, potenzialmente, anche del prezzo all’ingrosso. Nei momenti di maggiore domanda, infatti, per soddisfare il fabbisogno possono essere necessari impianti caratterizzati da costi di produzione più elevati. Se una parte della richiesta viene trasferita in altre fasce orarie, può diminuire la necessità di ricorrere a queste tecnologie più onerose, favorendo un prezzo di equilibrio inferiore.
Un'opportunità per le rinnovabili
La flessibilità dei consumi diventa sempre più rilevante con la crescita delle fonti rinnovabili. Eolico e fotovoltaico, infatti, producono in modo variabile durante la giornata, in funzione delle condizioni meteorologiche e dell’irraggiamento solare. Può così accadere che l’offerta superi la domanda, rendendo necessario ridurre o interrompere parte della generazione disponibile: è il fenomeno del curtailment.
Spostare i consumi verso le ore di maggiore produzione rinnovabile può contribuire a limitare questo spreco. Nel 2025, in Italia, sono stati tagliati 640 GWh di energia eolica su circa 21 TWh prodotti e 162 GWh di solare su circa 44 TWh. Volumi ancora contenuti rispetto alla generazione complessiva, ma destinati a diventare più rilevanti con l’aumento delle rinnovabili e dei momenti di disallineamento tra produzione e domanda.
Prezzi ancora sotto pressione
La gestione flessibile dei consumi assume particolare rilevanza in una fase in cui il costo dell’elettricità resta elevato. Il Pun Index Gme ha recentemente raggiunto 224 euro per MWh, un livello che non si registrava dal dicembre 2022. Spostare i consumi verso le fasce meno costose può quindi ridurre la spesa di famiglie e imprese e, se applicato su larga scala, attenuare la pressione sui prezzi nelle ore di maggiore domanda. Per Michael Villa, presidente di Flexit e direttore generale di SmartEn, è dunque urgente attivare questo potenziale per individuare strumenti rapidi di contenimento dei costi energetici.
Il modello francese
La Francia è tra i Paesi europei più avanzati nell’integrazione della flessibilità della domanda nel mercato elettrico. Gli aggregatori di demand response possono partecipare al mercato all’ingrosso attraverso il meccanismo NEBCO, che permette di valorizzare la capacità dei consumatori di modificare i propri prelievi. Secondo Flexit, il sistema ha consentito di ridurre il prezzo all’ingrosso fino a 60 euro per MWh nei momenti di picco, dimostrando come la flessibilità possa diventare una vera risorsa di mercato.
Quattro sperimentazioni in Italia
Anche l’Italia ha avviato quattro progetti pilota per i mercati locali della flessibilità: Unareti a Milano, Areti a Roma, E-Distribuzione nel Centro Italia e AcegasApsAmga a Trieste. Attraverso aste dedicate, i clienti vengono remunerati per mettere a disposizione la capacità di modificare i consumi in base alle esigenze della rete. In questo modo la flessibilità degli utenti diventa una risorsa utilizzabile per la gestione del sistema elettrico locale.
Verso regole comuni
I mercati locali della flessibilità sono previsti dal quadro europeo dal 2019, con la direttiva 2019/944 e il regolamento 2019/943. In Italia, Arera ha autorizzato le sperimentazioni nel 2021. I diversi progetti sono però partiti con regole proprie e ora, secondo Villa, serve un framework comune che superi la frammentazione e permetta agli operatori di sviluppare attività scalabili.
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