Per disincentivare l’affollamento delle reti, la Commissione Europea di recente ha proposto dei corrispettivi più sensibili alle condizioni di utilizzo delle infrastrutture
La bolletta elettrica che arriva a un consumatore italiano è la somma di quattro componenti: la componente energia, la tariffa di rete, gli oneri generali di sistema e le tasse. La tariffa di rete copre i costi relativi alla realizzazione e all’esercizio delle infrastrutture per il trasporto dell’energia elettrica. Nel nostro Paese, incidono per circa il 15-20 per cento della bolletta della famiglia tipo, secondo il livello dei consumi e le caratteristiche del contratto di fornitura.
LE TARIFFE DI RETE IN ITALIA
Come ricordano Luca Lo Schiavo e Carlo Stagnaro su La Voce, a stabilire le tariffe di rete è l’autorità di regolazione, in Italia Arera. I costi di trasmissione, relativi alla rete ad alta e altissima tensione gestita da Terna, sono proporzionali ai consumi effettivi (cioè ai kWh fatturati). Quelli di distribuzione e misura, di competenza dei distributori locali, dipendono dalla potenza impegnata e da un canone mensile.
Generalmente, non tengono conto di come sono distribuiti i consumi nel corso della giornata. In altre parole, se due clienti consumano la stessa quantità di energia e hanno lo stesso livello di potenza impegnata, le relative componenti della loro bolletta sono identiche, anche se uno utilizza l’energia soprattutto di giorno e l’altro soprattutto di sera o di notte.
DOMANDA E OFFERTA DI ENERGIA E GESTIONE DELLA RETE
Anche sotto questo profilo, la transizione energetica produce cambiamenti: dal lato dell’offerta, una quota crescente di produzione di energia viene da fonti non programmabili, come l’eolico e il fotovoltaico, che sono caratterizzate da un elevato grado di contemporaneità e correlazione geografica, con gli impianti fotovoltaici che tendono a produrre nelle ore centrali della giornata.
Dal lato della domanda, la sempre maggiore diffusione di pompe di calore per la climatizzazione e, benché in misura ancora relativa, di cucine a induzione e auto elettriche, fa emergere anche qui problemi di simultaneità. Ad esempio, tutti accendiamo il condizionatore allo stesso momento.
Questi picchi di immissione e consumo rendono complessa la gestione di reti che erano state progettate assumendo una minore contemporaneità, e che quindi faticano a tenere il passo dei picchi. Ecco perché, soprattutto nei mesi più caldi, aumenta il rischio di congestioni, e diventano più probabili disservizi locali.
LA PROPOSTA DELLA COMMISSIONE EUROPEA
Per disincentivare l’affollamento delle reti, la Commissione Europea di recente ha proposto dei corrispettivi più sensibili alle condizioni di utilizzo delle infrastrutture. Quando i consumi rischiano di saturare le reti, le tariffe dovrebbero aumentare, in modo da favorire lo spostamento della domanda ad altri momenti. In astratto appare sensato; in concreto, non è una riforma di facile applicazione e anzi, per come è formulata, contiene più di un paradosso.
La proposta impone 14 criteri per la fissazione delle tariffe di trasmissione e distribuzione, tutti obbligatori, alcuni più dettagliati e altri meno. Alcuni criteri sono nuovi come quello (f) che richiede che le tariffe forniscano “segnali locazionali”, o il criterio (g) “incentivi alla riduzione dei picchi di consumo”; il criterio (h) rende obbligatorio “elementi di time-of-use” (ToU).
PRIMO PARADOSSO: OBBLIGATORIO IN RETE, FACOLTATIVO IN BOLLETTA
Si vuole imporre il time-of-use dove pesa meno sulla bolletta. Per l’Italia, secondo i dati Arera relativi al secondo trimestre 2026, si tratta di circa 14,7 €/MWh, la parte variabile della tariffa di rete, corrispondenti ai costi di trasmissione; contro circa 30,3 €/MWh di oneri generali e alla parte energia, largamente dominante e affidata al mercato. Resta facoltativo dove il segnale esiste già. Infatti, sul mercato all’ingrosso i prezzi per i generatori sono differenziati per zona geografica e variano ogni quarto d’ora.
A fronte di questa elevata granularità temporale e locazionale dei prezzi, i venditori offrono contratti a prezzo “piatto” (monorario) o, al massimo, a prezzi articolati in fasce orarie risalenti a molti anni fa (cosiddette F1/F2/F3, distinte tra giorno, notte e festivi, di fatto non più rispondenti alla realtà dei mercati). Solo poche offerte, con poca adesione dei clienti finali, riflettono la effettiva variabilità temporale dei prezzi (e rarissimamente quella locale).
Che il venditore possa offrire un “prezzo piatto” non è di per sé un problema, è una scelta commerciale legittima. Il cliente che la preferisce – per semplicità, o perché il proprio profilo di consumo non trarrebbe beneficio dalla differenziazione – deve poter continuare a farla, anche perché generalmente in cambio della comodità paga un prezzo più alto. Il problema è un altro: per chi vorrebbe un’offerta che rifletta un prezzo variabile con il tempo d’uso e, in generale, un segnale coerente con il mercato, l’alternativa in pratica non esiste.
I “contratti dinamici” previsti dall’art. 8 del Dlgs 210/2021 sono troppo complessi e troppo rigidi: non lasciano spazio all’intelligenza del venditore di definire fasce orarie “personalizzate” in linea con le caratteristiche produttive dell’utenza a cui sono rivolte. Inoltre, raramente questi contratti comunicano in anticipo le variazioni dei prezzi ai clienti. Inoltre, il Portale Offerte – che obbligatoriamente raccoglie tutte le offerte presentate dai venditori e offre un comparatore ai clienti finali – non è ancora in grado di calcolare proposte a fasce diverse da quelle standard.
SECONDO PARADOSSO: ENERGIA E POTENZA NON SONO LA STESSA COSA
Il criterio (g) – che rende obbligatoria la presenza di incentivi alla riduzione dei picchi di prelievo dell’energia elettrica “incluso attraverso componenti capacitive” – convive nel testo della Commissione con il criterio (h) del ToU come se fossero automaticamente complementari. Ma il time-of-use si applica sull’energia, e quindi sulle componenti in €/kWh, da differenziare per ora o per fasce orarie.
Un “ToU in potenza”, cioè applicato alle componenti capacitive espresse in €/kW, è tutt’altro: significherebbe differenziare per fascia oraria la capacità contrattualmente impegnata, un concetto quasi inesplorato al mondo. In Italia era stata avviata la sperimentazione per lo smart charging dei veicoli elettrici basata su questo principio, ma hanno aderito in pochi, nonostante fosse conveniente, forse per la complessità procedurale. E, più cresce il peso della componente capacitiva, più si restringe la base volumetrica residua su cui il ToU può agire: i due criteri, più che complementari, sono alternativi.
TERZO PARADOSSO: LE ECCEZIONI TRAVESTITE DA TECNICA
Non c’è solo la lista di criteri obbligatori del 18(2): il nuovo paragrafo 18(3) apre la porta a regimi tariffari speciali per categorie di utenti particolari come energivori e data center, purché giustificati e coerenti con il principio economico di aderenza delle tariffe ai costi (“cost-reflectivity”). Finora, in Italia come altrove, le agevolazioni avevano riguardato le componenti di copertura degli oneri di sistema, mai i costi di rete.
Aprire la tariffa di rete stessa a sconti per categoria rischia di introdurre un sussidio politico travestito da criterio tecnico-economico, con il resto degli utenti, le Pmi in primo luogo, a coprire la differenza. Eventuali agevolazioni dovrebbero gravare sul bilancio dello Stato, non sulla tariffa.
LE POSSIBILI SOLUZIONI
Esplicitare il trade off tra volumi di energia e domanda di punta e separare nettamente la questione delle agevolazioni aiuta a esplicitare la questione che la Commissione elude: qual è la risorsa realmente scarsa? Se è la capacità della rete, allora il segnale dovrebbe concentrarsi sulla potenza (kW); se è la congestione in determinate ore, allora servono componenti capacitive (che in Italia ci sono già) e una maggiore variabilità del costo dell’energia nei momenti di picco (quindi i kWh).
In entrambi i casi, segnali sui kWh differenziati nel tempo a livello di distribuzione sono molto complessi da implementare, data la natura locale della rete. In altre parole, è molto complicato trasmettere, attraverso variazioni dei prezzi, l’impulso a consumare meno in un certo luogo, dove magari la rete è congestionata, ma non nel Comune limitrofo, dove non vi sono problemi. Tutto assieme non si può avere, quanto meno non senza stabilire una gerarchia di priorità.
Portare a livello retail il segnale di prezzo è comunque importante per consentire ai clienti di sfruttare il vantaggio delle rinnovabili, ma gli schemi time-of-use devono essere applicati prima alla componente energia, perché è quello il vero segnale dell’abbondanza o scarsità della risorsa; poi, magari, anche agli oneri generali di sistema, che hanno appunto lo scopo di favorire l’introduzione delle rinnovabili, e solo all’ultimo alle tariffe di rete.
Dei prezzi variabili a seconda delle ore del giorno, però, richiedono maggiore consapevolezza: occorre quindi un Portale Offerte che sappia calcolare le nuove fasce (personalizzate dal venditore) e strumenti per indirizzare il comportamento dei consumatori. “E attenzione a non sostituire un eccesso con quello opposto: sarebbe meglio ragionare su un contratto dinamico semplificato”, concludono Lo Schiavo e Stagnaro.
