Capacity Market: cos’è, come funziona e perché luglio pesa sui costi energetici delle imprese

Il Capacity Market è uno strumento del mercato elettrico italiano finalizzato a garantire l’adeguatezza e la sicurezza del sistema. Il meccanismo remunera la disponibilità di capacità elettrica, non soltanto l’energia effettivamente prodotta, con l’obiettivo di assicurare risorse sufficienti nei momenti di maggiore fabbisogno.

Per le imprese, il tema assume rilevanza anche sul piano economico. I costi del meccanismo vengono infatti trasferiti ai clienti finali attraverso specifici corrispettivi applicati all’energia prelevata. L’impatto non è uniforme durante l’anno, ma dipende dalla distribuzione delle ore critiche individuate da Terna e dal profilo orario dei consumi.

Nel 2026 il mese di luglio rappresenta il periodo più rilevante per il Capacity Market, con 212 ore critiche sulle 500 complessive annue. Questo rende luglio un mese da monitorare con particolare attenzione, soprattutto per le imprese con consumi concentrati nelle fasce orarie di picco.

Cos’è il Capacity Market

Il Capacity Market è un meccanismo attraverso cui viene remunerata la disponibilità di capacità elettrica necessaria a garantire l’equilibrio del sistema. A differenza dei mercati dell’energia, dove il corrispettivo è legato alla produzione o allo scambio di elettricità, il Capacity Market riconosce un pagamento per la disponibilità di risorse pronte a intervenire quando il sistema elettrico ne ha bisogno.

Il meccanismo si basa su aste competitive organizzate da Terna. Possono partecipare operatori in grado di mettere a disposizione capacità di generazione, ma anche soggetti capaci di contribuire alla sicurezza del sistema attraverso la riduzione dei consumi in caso di necessità. I soggetti selezionati ricevono un corrispettivo per la disponibilità offerta.

La finalità è assicurare che, nei momenti di massimo fabbisogno o in presenza di condizioni critiche, il sistema elettrico nazionale disponga di risorse adeguate per coprire la domanda e mantenere la continuità del servizio.

Come si riflette il Capacity Market sui costi in bolletta

Il costo del Capacity Market viene recuperato attraverso corrispettivi applicati all’energia prelevata. Per i clienti finali, questa componente rientra nella voce “Dispacciamento” che comprende tutti i costi legati al mantenimento in equilibrio e alla sicurezza del sistema elettrico.

L’impatto economico dipende dal profilo di consumo dell’impresa. A parità di energia consumata su base annua, un’azienda con prelievi concentrati nelle ore critiche può sostenere un costo superiore rispetto a un’impresa con consumi distribuiti in modo più uniforme o spostati verso fasce meno esposte.

La struttura del corrispettivo distingue infatti tra ore di picco, “critiche” e ore fuori picco. Nelle ore considerate critiche il valore applicato è significativamente più elevato, rispetto a quanto applicato nelle ore non critiche. Per questo motivo, la gestione oraria dei consumi diventa un elemento rilevante nella valutazione della spesa elettrica.

Ore critiche: cosa sono e perché contano

Le ore critiche sono individuate da Terna come le ore in cui il sistema elettrico presenta maggiore fabbisogno o una più elevata probabilità di inadeguatezza. Per il 2026 sono previste 500 ore critiche complessive.

La distribuzione non è uniforme nel corso dell’anno. Le ore si concentrano soprattutto nei mesi in cui il sistema può registrare maggiore pressione, anche per effetto della domanda elettrica stagionale. Nel 2026 le ore critiche sono distribuite principalmente tra gennaio, febbraio e luglio.

Questa impostazione comporta che il peso economico del Capacity Market possa variare sensibilmente da un mese all’altro. I mesi con maggiore concentrazione di ore critiche possono generare un’incidenza più elevata sui costi delle imprese, soprattutto in presenza di consumi significativi nelle fasce interessate.

Perché luglio è il mese più importante nel 2026

Luglio 2026 concentra 212 ore critiche sulle 500 complessive dell’anno. Si tratta della quota mensile più elevata dell’intero calendario annuale e rappresenta oltre il 40% delle ore critiche totali.

Questo dato rende luglio un mese da attenzionare per la gestione del Capacity Market. Nelle ore di picco, ogni MWh prelevato dalla rete costa oltre 60 € in più rispetto ad ad un MWh prelevato nelle ore non critiche, ad esempio di notte . Per le imprese con consumi rilevanti nelle ore diurne o con processi produttivi difficilmente interrompibili, l’impatto può risultare significativo.

Il costo medio mensile dipende dal profilo effettivo dei prelievi. In presenza di consumi distribuiti in maniera piatta in tutte le ore del mese, l’impatto del capacity market è di circa 19 €/MWh, contro i circa 6-7 €/MWh di costo medio annuo. Nel caso in cui il consumo sia prevalente nelle ore critiche, il sovraccosto può arrivare anche a 30-40 €/MWh. Se invece l’impresa riesce a spostare parte dei carichi verso ore non critiche, l’esposizione può essere contenuta.

Gli effetti per le imprese

Il Capacity Market introduce un tema di gestione energetica che non riguarda solo il prezzo dell’energia, ma anche il momento in cui l’energia viene consumata. Il profilo orario dei prelievi diventa quindi un fattore determinante.

Le imprese più esposte sono quelle con consumi concentrati nelle ore critiche. Rientrano in questa casistica molti processi industriali continui o semi-continui, attività produttive energivore, impianti di refrigerazione, sistemi ausiliari e linee che operano prevalentemente nelle ore centrali della giornata.

La valutazione dell’impatto richiede quindi l’analisi dei dati quartorari o orari di consumo. Solo attraverso questa lettura è possibile individuare quanta energia viene prelevata nelle ore critiche e quale quota della spesa elettrica è effettivamente esposta al corrispettivo di picco.

Come contenere l’impatto del Capacity Market

Le imprese possono intervenire su più livelli per ridurre l’esposizione al Capacity Market.

Il primo ambito riguarda l’ottimizzazione dei consumi. Le attività energivore programmabili possono essere spostate, ove possibile, verso ore non critiche, fasce notturne o weekend. Questo approccio richiede una pianificazione coerente con i vincoli produttivi, ma può ridurre l’incidenza dei prelievi nelle ore di picco.

Il secondo ambito riguarda la demand response. Le imprese che dispongono di flessibilità nei propri processi possono valutare, per il futuro, la partecipazione a programmi di modulazione dei carichi, riducendo i consumi su richiesta del sistema e valorizzando la propria capacità di adattamento.

Il terzo ambito è l’efficienza energetica. Ridurre i consumi complessivi, in particolare nelle ore critiche, consente di abbassare la base su cui vengono applicati i corrispettivi. Gli interventi possono riguardare motori, compressori, sistemi di climatizzazione, refrigerazione, illuminazione, automazione e gestione dei carichi.

Il quarto ambito è l’autoproduzione. Impianti fotovoltaici, sistemi di accumulo, cogenerazione o altre soluzioni di generazione in sito possono ridurre l’energia prelevata dalla rete nelle ore critiche, contenendo l’esposizione al corrispettivo di capacity market.

Un elemento da integrare nella strategia energetica aziendale

Il Capacity Market è una componente strutturale del sistema elettrico e risponde all’esigenza di garantire disponibilità di capacità nei momenti di maggiore criticità. Per le imprese, tuttavia, rappresenta anche una voce di costo da analizzare con attenzione.

Il mese di luglio 2026 evidenzia in modo chiaro questa dinamica. La concentrazione di 212 ore critiche rende il periodo particolarmente sensibile e richiede un monitoraggio puntuale dei consumi. Per le aziende con profili energivori, la gestione del Capacity Market non può limitarsi alla verifica della fattura, ma deve entrare nella pianificazione energetica.

Analisi dei consumi, ottimizzazione dei carichi, efficienza energetica, flessibilità e autoproduzione sono strumenti complementari per ridurre l’impatto economico e migliorare il controllo della spesa elettrica.

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