Una soluzione utile per ridurre i costi delle bollette dell’energia elettrica fino addirittura al 69%. Tutti i dettagli e i dati.
Il momento della giornata in cui si utilizza l’elettricità può incidere in modo significativo sulla spesa energetica. Nei primi quattro mesi del 2026, spostare una parte dei consumi dalle fasce più costose alle ore centrali avrebbe permesso, secondo le stime disponibili, di ottenere una riduzione dei costi dal 5% fino a quasi il 69% nelle bollette. Nei casi più favorevoli, il prezzo avrebbe potuto scendere fino a 59 euro per MWh.
Bollette: il cambio di consumi e i costi
Il vantaggio non riguarda però soltanto il singolo consumatore. Una modifica generalizzata dei comportamenti potrebbe avere effetti anche sul mercato all’ingrosso. Secondo le valutazioni di Flexit riportate da Il Sole 24 Ore e citate anche da SkyTg24, una diminuzione della domanda tra 2 e 5 GW, equivalente a circa il 5-10% del carico elettrico italiano, potrebbe portare a una riduzione del Pun, il prezzo unico nazionale dell’elettricità all’ingrosso, tra 30 e 50 euro per MWh nelle ore interessate. In termini percentuali, il calo potrebbe raggiungere il 10-30%.
Alla base c’è la flessibilità dal lato della domanda, o demand-side flexibility. Il principio consiste nella possibilità per famiglie e imprese di modificare i propri consumi in relazione alle condizioni del mercato e della rete, spostandoli verso i momenti in cui l’energia costa meno o è maggiormente disponibile. Alcuni utilizzi possono quindi essere anticipati, posticipati, ridotti oppure concentrati in determinate fasce.
Nasce così la figura del flexumer, consumatore capace di rendere più flessibile il proprio profilo energetico, in continuità con l’evoluzione dei prosumer, che producono oltre a consumare energia, per esempio attraverso il fotovoltaico.
Con tariffe dinamiche, il consumatore può sfruttare le oscillazioni dei prezzi concentrando alcuni utilizzi nelle ore più convenienti. Ma l’effetto può diventare più significativo quando la flessibilità viene coordinata tra numerosi utenti. Ridurre la domanda nei momenti di picco può infatti diminuire il ricorso agli impianti con costi di produzione più elevati e favorire un prezzo di equilibrio inferiore.
Il meccanismo assume ulteriore importanza con la crescita delle rinnovabili. Eolico e fotovoltaico producono in modo variabile e può verificarsi un eccesso di offerta rispetto alla domanda, con conseguente curtailment. Nel 2025 sono stati tagliati in Italia 640 GWh di energia eolica su circa 21 TWh prodotti e 162 GWh di solare su circa 44 TWh.
Il tema si inserisce in un contesto di prezzi ancora elevati: il Pun Index Gme ha recentemente raggiunto 224 euro per MWh, livello che non si registrava dal dicembre 2022. Per Michael Villa, presidente di Flexit e direttore generale di SmartEn, occorre quindi attivare rapidamente questo potenziale.
L’esempio della Francia
La Francia rappresenta uno dei Paesi più avanzati nell’integrazione della flessibilità della domanda. Attraverso il meccanismo NEBCO, gli aggregatori possono partecipare al mercato all’ingrosso e, secondo Flexit, arrivare a ridurre il prezzo fino a 60 euro per MWh nei momenti di picco.
In Italia sono invece attivi quattro progetti pilota per i mercati locali della flessibilità : Unareti a Milano, Areti a Roma, E-Distribuzione nel Centro Italia e AcegasApsAmga a Trieste. I clienti vengono remunerati tramite aste per mettere a disposizione la capacità di modificare i consumi in funzione delle esigenze della rete.
Previsti dal quadro europeo dal 2019, questi mercati sono stati autorizzati da Arera in Italia nel 2021. I progetti sono però partiti con regole differenti. Secondo Villa, serve ora un quadro comune capace di superare la frammentazione e consentire agli operatori di sviluppare attività scalabili.
