Elettricità, come programmare i consumi e tagliare i costi in bolletta

Come funziona la flessibilità della domanda. Le stime dell’associazione Flexit: potrebbe ridurre il prezzo all’ingrosso di 30-50 euro al MWh

Elettricità, nei primi quattro mesi del 2026, lo spostamento dei consumi elettrici dalle ore più care a quelle centrali della giornata avrebbe consentito di ridurre il costo dal 5% fino a quasi il 69%, con un taglio di prezzo fino a 59 euro al MWh. Una riduzione aggregata della domanda di 2-5 GW, cioè circa il 5-10% del carico italiano, potrebbe potenzialmente ridurre il Pun, il prezzo all’ingrosso, di 30-50 euro al MWh nelle ore interessate, pari a una riduzione nell’ordine del 10-30%.

È l’effetto della flessibilità della domanda sui mercati elettrici all’ingrosso nelle stime di Flexit, neonata associazione italiana, filiazione del gruppo europeo SmartEn, che raggruppa aziende di questo settore: retailer, aggregatori, produttori di tecnologia, come Enel, Octopus Energy, Energy Pool, Ariston, Ntt Data.

«C’è l’urgenza di attivare questo potenziale, soprattutto nell’attuale contesto di ricerca di soluzioni rapide per ridurre le bollette energetiche per le famiglie e per le imprese», spiega Michael Villa, presidente di Flexit e direttore generale di SmartEn. Oggi il prezzo dell’elettricità (Pun Index Gme) ha toccato 224 euro al MWh, come non si vedeva da dicembre 2022.

Ma che cos’è la flessibilità dal lato della domanda (demand-side flexibility: Dsf)? La capacità, da parte dei consumatori, di attivarsi, reagendo a segnali esterni, e di adeguare la propria produzione e il proprio consumo di energia in modo dinamico nel tempo, sia individualmente sia attraverso il supporto di operatori di mercato (retailer e aggregatori).

Questi flexumer, come vengono chiamati (dopo i prosumer: i produttori-consumatori di elettricità, dopo aver messo il pannello sopra il tetto), possono sì abbassare il costo della propria bolletta sfruttando la variabilità dei prezzi giornalieri (con tariffe elettriche dinamiche). Ma soprattutto: se si mettono insieme ad altri, spostando ampi volumi di domanda e appiattendo i picchi di consumo, possono portare a una riduzione complessiva del prezzo all’ingrosso, dato da tecnologie più economiche. E diminuiscono il rischio di curtailment, cioè il taglio della produzione rinnovabile nei momenti in cui non c’è abbastanza domanda (aumentato nel 2025, ma ancora basso in Italia: fermati 640 GWh di eolico su 21 TWh prodotti e 162 GWh di solare su 44 TWh). Nonché dovrebbero aiutare il sistema a gestire i picchi di carico.

Nell’Unione Europea, solo in Francia ciò è già possibile: gli aggregatori di demand response possono partecipare ai mercati all’ingrosso tramite il meccanismo NEBCO (Notification d’Echange de Blocs de Consommation), grazie al quale è stato possibile ridurre il prezzo all’ingrosso dell’elettricità fino a 60 euro al MWh nei momenti di picco.

In Italia ci sono attualmente quattro progetti pilota relativi a mercati locali della flessibilità: Unareti a Milano, Areti a Roma, E-Distribuzione nel Centro Italia e AcegasApsAmga a Trieste: con aste dedicate remunerano quei clienti che mettono a disposizione dell’area la propria flessibilità.

«L’Europa prevede questa possibilità dal 2019 con la direttiva 2019/944 (Electricity MarketDirective) e il regolamento 2019/943 (Electricity Market Regulation). Arera ha dato il via libera nel 2021. Ognuno è partito con le proprie regole, ora siamo nella fase in cui è necessario un framework comune di norme uguali per tutti che aiuti a creare un mercato vero e proprio, in cui gli operatori possano sviluppare business scalabili», chiosa Villa.