Cambiare l’orario in cui famiglie e imprese utilizzano l’elettricità può diventare una leva concreta per alleggerire la spesa energetica e, se applicato su larga scala, anche per ridurre i prezzi sul mercato all’ingrosso. Nei primi quattro mesi del 2026, secondo le stime di Flexit, trasferire parte della domanda dalle fasce più costose alle ore centrali della giornata avrebbe consentito una riduzione del costo compresa tra il 5% e quasi il 69%, con un beneficio massimo stimato fino a 59 euro per MWh. Una strategia che acquista peso mentre il sistema elettrico italiano deve integrare quantità crescenti di energia rinnovabile e gestire oscillazioni sempre più marcate tra domanda e produzione.
Consumare nelle ore giuste può abbassare il prezzo
Il principio è relativamente semplice: evitare, quando possibile, di concentrare la domanda nelle ore in cui l’elettricità costa di più e trasferire alcuni consumi verso i momenti della giornata caratterizzati da maggiore disponibilità e prezzi inferiori. Secondo Flexit, una riduzione aggregata della domanda di 2-5 GW, pari indicativamente al 5-10% del carico elettrico italiano, potrebbe determinare nelle ore interessate un calo del prezzo all’ingrosso di 30-50 euro per MWh, equivalente a una riduzione nell’ordine del 10-30%.
Che cos’è la “demand-side flexibility”
Il meccanismo prende il nome di “demand-side flexibility” e consiste nella capacità di consumatori e imprese di adattare il proprio profilo di consumo alle condizioni del sistema elettrico. Un’automobile elettrica può essere ricaricata nelle ore meno care, così come pompe di calore, impianti industriali o altri carichi possono essere anticipati o posticipati. Il consumatore diventa così un “flexumer”, cioè un soggetto capace non soltanto di acquistare energia, ma anche di modulare quando utilizzarla, direttamente oppure attraverso retailer e aggregatori specializzati.
Più rinnovabili rendono decisiva la flessibilità
La questione diventa ancora più importante con la crescita di fotovoltaico ed eolico, perché la produzione rinnovabile non coincide necessariamente con i momenti di maggiore domanda. Spostare i consumi verso le ore di maggiore generazione può ridurre gli squilibri del sistema e limitare il “curtailment”, cioè il taglio della produzione quando la rete non riesce ad assorbirla. Terna rileva che a fine 2025 la capacità installata complessiva di solare ed eolico ha raggiunto circa 57 GW, rispetto a un obiettivo del Pniec al 2030 di circa 107 GW: una crescita che rende sempre più importante sincronizzare produzione e consumi.
Se si muovono in tanti cambia anche il mercato
Il vantaggio, dunque, non si limita alla bolletta del singolo cliente con una tariffa dinamica. Se migliaia di famiglie e aziende modificano contemporaneamente i propri consumi, diminuisce la domanda proprio nelle ore in cui il sistema è costretto a utilizzare gli impianti più costosi. Questo può ridurre il prezzo marginale dell’elettricità e quindi esercitare una pressione al ribasso sul mercato. Le stime Flexit indicano un potenziale significativo, ma si tratta appunto di simulazioni: il risultato effettivo dipende dalla quantità di domanda realmente spostabile, dagli orari e dalle condizioni del mercato.
L’Italia sperimenta i mercati della flessibilità
Anche il sistema italiano sta iniziando a costruire gli strumenti necessari. Sono state avviate sperimentazioni locali che permettono agli utenti di essere remunerati per la capacità di modificare i propri consumi in funzione delle necessità della rete. Il GME continua inoltre a organizzare sessioni dedicate al Mercato Locale della Flessibilità, segnale di un modello che sta entrando progressivamente nell’architettura del mercato elettrico. La sfida sarà trasformare le sperimentazioni in un sistema più uniforme e scalabile, capace di coinvolgere famiglie, imprese e operatori energetici.
