La bolletta elettrica ha tre gambe distinte. La prima è la componente energia: il costo della materia prima, del bilanciamento, dell'approvvigionamento di capacità per coprire la domanda futura e incentivare nuovi investimenti. La seconda è la tariffa di rete: trasmissione, distribuzione, servizi di sistema, misura. La terza sono le levies — gli oneri di sistema, in cui convergono il supporto alle rinnovabili, le misure di tutela sociale, le agevolazioni agli energivori redistribuite su famiglie e piccole imprese, altre agevolazioni come quelle ferroviarie. Tre gambe che seguono logiche economiche diverse, servono obiettivi diversi, e possono rispondere in modo molto diverso alla differenziazione dei prezzi in base al tempo – un aspetto che viene in rilievo dopo alcune dichiarazioni del commissario all’energia e al clima Jørgensen[1] e il leak del documento della Commissione europea nel quale si torna a parla di tariffe Time-of-Use (ToU).
Il ToU è uno strumento potente che permette di riflettere nei prezzi l’andamento di alcuni costi in funzione della dinamica temporale. Ma non è un principio universale. Applicarlo bene significa applicarlo alla parte giusta della bolletta, nel modo giusto, con il segnale giusto. Applicarlo male significa amplificare il rumore di un sistema che ne genera già abbastanza. E non applicarlo affatto dove già esiste — lasciando che il mercato lo soffochi sistematicamente — è il vero problema che la riforma europea, attesa per luglio, potrebbe persino non affrontare.
1. La componente energia: il ToU c'è già. Il problema è che viene spento.
Il mercato all'ingrosso è già, per definizione, time-of-use: il prezzo (zonale o nazionale che sia) varia ogni ora – da ottobre 2025, addirittura ogni quarto d’ora – in funzione della domanda e dell'offerta. Al netto di eventuali manipolazioni,[2] il segnale di prezzo temporale più preciso e ricco di informazioni che esista nel sistema è quello del mercato spot. Il problema non è che il ToU manca sulla componente energia: è che le offerte retail sono formulate dai venditori in modo da “spegnere” questo segnale, prima che possa arrivare ai consumatori, persino là dove sarebbe più utile al sistema, ovvero nelle ore di picco.
I venditori in effetti acquistano energia sul mercato all'ingrosso — dove il prezzo varia ogni quarto d’ora — secondo il profilo orario di consumo dei loro clienti; ma la rivendono con contratti (a prezzo fisso o mensilmente variabile), con struttura monoraria o, tuttalpiù a fasce orarie convenzionali (le vecchie F1/F2/F3) concepite nei primi anni Duemila, quando il fotovoltaico non esisteva e i prezzi di mezzogiorno erano strutturalmente più alti di quelli notturni. Oggi è l'opposto: le rinnovabili abbassano il prezzo nelle ore centrali della giornata, soprattutto nelle stagioni di producibilità solare. Ma le fasce tariffarie, così come sono costruite, mascherano questa dinamica: aggregando ore con prezzi eterogenei, restituiscono medie che non riflettono più una realtà significativa. Nel 2025, in dieci mesi su 12 il prezzo medio di F2 è stato maggiore di quello di F1 e comunque le differenze sono piccole.
Il secondo segnale temporale che viene deliberatamente neutralizzato è il corrispettivo del meccanismo di approvvigionamento della capacità. Il capacity market italiano remunera la disponibilità degli impianti ai fini dell’adeguatezza nelle ore di punta e quindi ARERA ha previsto che ai venditori venga applicato il corrispettivo di capacità differenziato tra “ore di punta” — 500 ore l’anno, identificate ogni anno da Terna su cui deve gravare almeno il 70% del costo annuo del capacity market – e le altre 8.000 e passa ore, su cui grava il 30%. Questo dà luogo a corrispettivi molto differenziati temporalmente: costosi quando il sistema è sotto stress, poco rilevanti quando non lo è. Eppure, i venditori italiani hanno la facoltà di evitare questa differenziazione e far pagare ai propri clienti un corrispettivo “piatto” per kWh, che azzera del tutto la differenziazione temporale: così, però, il cliente finale non ha nessuno stimolo a ridurre i consumi nelle ore di picco (prevalentemente ore serali dei mesi di luglio e dicembre, ma con pattern non regolari come le fasce tradizionali).[3]
E’ il momento di superare le vecchie fasce, ma senza introdurne di nuove prestabilite che rischierebbero di nascere già vecchie, in un contesto che muta rapidamente. Si andrebbe contro, infatti, alla logica delle 500 ore di picco identificate da Terna anno per anno, che non seguono un pattern prestabilito come le fasce; sarebbe invece opportuno valutare se per alcune tipologie di utenze sia opportuno vietare la indifferenziazione del corrispettivo del capacity market nelle offerte retail, vista la piena diffusione dei contatori elettronici con misurazione oraria dei consumi, e rendere obbligatoria da un lato la rendicontazione in bolletta dei consumi almeno nelle 500 ore di picco, ed eventualmente nelle fasce orarie che il venditore può definire (“fasce orarie personalizzate”) e utilizzare per le proprie offerte. Altre soluzioni possono essere messe allo studio, tra cui quella di superare il meccanismo delle offerte Placet e rendere obbligatoria almeno un'offerta a prezzo dinamico orario senza componente fissa di vendita, rispondendo alle giuste critiche formulate dalla Commissione per l’inazione sull’attuazione dei cosiddetti contratti dinamici.
Va notato, peraltro, che questo corrispettivo appartiene economicamente alla componente energia, non alla tariffa di rete né alle levies: remunera la disponibilità della capacità produttiva, non l'uso dell'infrastruttura. Nel framework europeo del regolamento sottostante alle rilevazioni Eurostat, i corrispettivi per il capacity market sono classificati a parte e inseriti nella voce "other taxes and levies"; questa classificazione può creare ambiguità statistiche, che sono evidenti nel confronto tra la tabella 1 di questo articolo (di fonte Eurostat) e le tabelle pubblicate da ARERA nella relazione annuale per gli oneri generali.[4]
2. La componente rete: il segnale giusto al posto sbagliato
Secondo il Ieak di Politico.eu, la proposta di riforma della Commissione andrebbe a toccare l’articolo 18 del Regolamento 943/2019 che ha a tema le tariffe di rete, e qui sta il problema più delicato.
La tariffa di rete non è una voce omogenea. Essa include diversi costi: trasmissione, distribuzione e misura. Ognuna delle diverse voci di costo ha una relazione diversa con il tempo. Inoltre, la ripartizione dei costi dipende anche dalla categoria di utenza che fruisce dei servizi.[5]
La trasmissione ha una logica di picco nazionale o zonale: un ToU calibrato sul picco di sistema ha senso qui. La distribuzione ha una logica completamente diversa. La rete di distribuzione si congestiona per ragioni locali: una cabina di trasformazione può saturarsi a mezzogiorno d'estate perché gli utenti del condominio usano tanto l’aria condizionata, persino se sul condominio ci sono pannelli fotovoltaici condivisi; oppure alle diciannove di un giorno feriale invernale perché quindici pompe di calore e dodici colonnine di ricarica (senza programmi di smart charging) si accendono insieme nel raggio di tre isolati. Quel picco locale può dunque coincidere o non coincidere con il picco di sistema nazionale — e con l'elettrificazione crescente questa incertezza si amplierà, non si ridurrà. Applicare alla componente distribuzione un ToU calibrato sul picco di sistema (e della rete di trasmissione) significa rischiare di mandare il segnale sbagliato a una voce di costo che, sì, è quella dominante all’interno delle tariffe di rete, ma resta ancora una quota minoritaria del prezzo finale.
Inoltre, aspetto rilevantissimo in Italia, la copertura dei costi distribuzione ha una struttura tariffaria largamente capacitiva: nella Relazione Annuale 2025 di ARERA (Vol. II, tav. 3.7), i costi totali di rete valgono (sul complesso di tutte le tipologie di utenza, anno 2024) circa 8,4 miliardi; di questi, 3,6 miliardi sono recuperati dai consumatori domestici con una incidenza volumetrica limitata al 19%, mentre i restanti 4,8 allocati sulle utenze non domestiche hanno una quota volumetrica mediamente doppia. Questo è dovuto al fatto che per i clienti connessi in bassa tensione i costi di distribuzione sono raccolti con componenti capacity-based (euro/KW), mentre la componente volumetrica (euro/KWh) è sostanzialmente utilizzata solo per la copertura dei costi di trasmissione.
Solo la componente volumetrica si presta al ToU (in energia), e questo è allineato al fatto che la congestione della rete di trasmissione può fondamentalmente essere considerata in fase con il prezzo (zonale in prima battuta, o unico nazionale in seconda battuta). Per la rete di distribuzione, data la struttura in capacità dei corrispettivi a copertura dei costi di questa rete per i clienti retail, se ARERA volesse applicare il “ToU in potenza” dovrebbe introdurre un concetto di capacità contrattuale differenziata.[6] La misura, infine, è un costo fisso infrastrutturale: una struttura volumetrica variabile su questa componente è priva di razionalità economica.
Infine, la voce "network costs" della statistica Eurostat (nrg_pc_204_c) non corrisponde né al costo fisico delle reti, né all'insieme delle componenti che i regolatori nazionali chiamano tariffa di rete. In Italia il bonus sociale elettrico — gestito da ARERA attraverso la componente Arim — transita in bolletta attraverso componenti tariffarie che possono essere classificate come "network costs" nel sistema Eurostat invece che come "other taxes and levies". Il risultato è che i "costi di rete" italiani evidenziati dalle statistiche Eurostat — i più bassi tra i grandi paesi europei, come evidenziato da un recente report di EY Spain[7] — non misurano esattamente quello che promettono. La discesa da 72 a 59 €/MWh tra il 2022 e il 2025 (vd Tabella 2) non coincide con una riduzione delle tariffe di rete, ma solo con la normalizzazione del bonus sociale post-crisi: la variazione nel dato "network" incorpora movimenti di una voce che non è rete. Come se non bastasse, il confronto europeo è reso ancora più difficile dal fatto che la metodologia europea[8] autorizza gli stati membri a includere in questa voce anche le perdite di rete, che alcuni sistemi tariffari nazionali non collegano all’energia (come avviene in Italia, e per fortuna) ma alla rete: questo ostacola il confronto europeo.
Se si vuole iniziare a parlare di ToU delle tariffe di rete, occorre separare esplicitamente la componente relativa ai costi di trasmissione (che può essere differenziata in base al ToU zonale o di sistema) dalla componente relativa ai costi di distribuzione, la cui differenziazione – per i paesi in cui tale componente è prevalentemente volumetrica – dovrebbe invece seguire segnali di congestione locale, calibrati sulla rete specifica cliente per cliente e non su una media nazionale o zonale; una cosa fattibile ma molto complessa e che alla fine darebbe un esito limitato in termini di variazione della bolletta, dato il peso ancora limitato della componente relativa ai costi di distribuzione sul prezzo finale. Per i paesi, come l’Italia, le cui autorità hanno invece scelto di avere quote rilevanti in euro/kW per coprire i costi di distribuzione (una possibilità peraltro favorita dalla bozza di regolamento oggetto del leak), occorrerebbe invece esplorare forme di differenziazione ToU della capacità contrattualmente disponibile, come peraltro ARERA aveva iniziato a proporre in una consultazione del 2023.[9]
E’ da ricordare, visto che il leak del regolamento europeo parla anche di soluzioni non wired, che le congestioni locali di distribuzione si gestiscono primariamente con investimenti in rete adeguatamente verificati sotto il profilo dell’analisi costi/benefici, con l'autoconsumo collettivo (particolarmente adatto a contesti urbani, in particolare in combinazione con la struttura capacity-based dei corrispettivi di distribuzione), e con i mercati locali della flessibilità, che sono stati avviati – esemplare è il caso RomeFlex – ma restano uno strumento complementare, conveniente soprattutto per carichi di una certa dimensione, come messo in evidenza da un recente report di Eurelectric sulla flessibilità in distribuzione.
3. System levies: dove il ToU non serve e dove potrebbe essere introdotto con una piccola rivoluzione
Convergono negli oneri generali due grandi voci: l’onere relativo agli incentivi per le rinnovabili, raccolto nella voce Asos, che attualmente comprende anche la redistribuzione delle agevolazioni per le imprese energivori); e gli altri oneri generali raccolti nella voce Arim (bonus sociale, agevolazioni per usi ferroviari, ricerca di sistema, etc.). Mentre gli oneri Arim sono sostanzialmente indifferenti al tempo d’uso, un ragionamento a parte può essere fatto per Asos – largamente prevalente, pari a circa l'85% degli oneri di sistema sull'elettricità – a condizione però di poter considerare che la redistribuzione dell’agevolazione per le imprese energivore (che non pagano o pagano pochissimo la Asos) a discapito di famiglie e PMI sia trasferita alla fiscalità generale come passo preliminare, in quanto misura di politica industriale che nulla a che vedere con la formazione del prezzo.[10]
Asos finanzia il gap tra prezzo garantito agli impianti rinnovabili e prezzo di mercato. Via via che le rinnovabili crescono, e in modo particolare il fotovoltaico, questo gap ha un effetto paradossale: quando il sole produce tanto e la domanda non è sostenuta, il prezzo si riduce e in certe condizioni crolla verso zero — i c.d. “canyon solari”. In Italia, per motivi troppo complicati da spiegare, non vediamo prezzi negativi come in altri paesi esteri; ma la riduzione dei prezzi nelle “ore solari” è comunque destinata ad aumentare e Asos registrerà di converso un aumento per compensare questa riduzione (ceteris paribus; poi sappiamo che Asos sarebbe su un percorso di riduzione strutturale per la componente relativi ai precedenti cicli di incentivazione delle rinnovabili, ma nuove misure potrebbero farla risalire[11]).
In sostanza, anche quando l'elettricità è abbondante e quasi gratuita sul mercato all'ingrosso, Asos tende comunque ad aumentarne il prezzo in bolletta. Il segnale al consumatore è esattamente sbagliato: proprio quando il sistema avrebbe bisogno di più domanda per assorbire l'eccesso di produzione rinnovabile, la struttura piatta di Asos non offre alcun incentivo aggiuntivo.
Una piccola rivoluzione potrebbe essere quella di usare Asos come amplificatore del segnale di prezzo nelle ore in cui il sistema ha più bisogno di domanda. Terna identifica già le circa 500 ore di picco annuali per il capacity market — le ore in cui la rete è sotto stress. Potrebbe identificare in modo simmetrico le ore di canyon: per esempio, le 1.500 o 2.000 ore annuali di alta produzione rinnovabile in cui ci si può aspettare un prezzo spot tende più basso con rischio di curtailment imminente, e con elevato bisogno di domanda. In quelle ore, la levy Asos potrebbe essere drasticamente azzerata.
Il segnale al consumatore diventerebbe allora doppiamente forte: PUN basso o zero più Asos zero, nelle ore di canyon, contro PUN alto più corrispettivo capacity market più Asos piena (ricalibrata per recuperare il gettito perso nelle ore di canyon) nelle ore di picco. Un differenziale di prezzo non marginale, capace di attivare risposta della domanda che ha sempre un minimo di elasticità di breve periodo. E senza curtailment: si userebbe energia già prodotta invece di buttarla.
C'è però un limite che va detto chiaramente, perché distingue il canyon dal picco. Le 500 ore Terna sono prevedibili con largo anticipo: seguono una stagionalità relativamente stabile, legata al profilo della domanda e alla disponibilità del parco termoelettrico, e possono essere fissate a inizio anno. I canyon no: dipendono dalla produzione solare giornaliera, che ha una componente meteorologica spesso prevedibile solo a pochi giorni di distanza. L’ultima settimana di giugno lo mostra bene: per tre giorni feriali (lunedì 8, giovedì 11 e venerdì 12 giugno) durante le ore centrali del giorno i prezzi possono scendere sensibilmente, oltre ovviamente alle giornate di sabato e domenica; mentre negli altri due giorni feriali (martedì 9 e mercoledì 10) invece il fenomeno non si osserva o solo lievemente, a seconda di quanto è nuvoloso o di altre condizioni (es. disponibilità).
Occorre osservare che nelle giornate festive e prefestive il fenomeno dei canyon è più regolare e più marcato, ma anche meno interessante per un’utenza non domestica, se non lavora in tali giornate.
Fig. 1 - esiti del mercato del giorno prima, settimana 8 -14 giugno 2026 (Fonte: GME)
La soluzione sta quindi in una certa dinamicità della previsione. Terna potrebbe costruire previsioni settimanali, e il parco di "ore canyon" si costruirebbe in corso d'anno, senza essere fissato a priori all’inizio dell’anno come quello di picco. I clienti potrebbero quindi all’inizio della settimana considerare in quali giorni il prezzo atteso dovrebbe essere più basso (il prezzo di sistema indicato il giorno prima e la la levy ASOS all’inizio della settimana).
L’intervento può essere fatto inizialmente anche solo per alcune tipologie di utenza, per tenere conto dei diversi livelli di elasticità di breve della domanda al prezzo. Il meccanismo è certamente innovativo e richiede attivazione del cliente, quindi non facile; ma potrebbe essere mandatory (almeno per alcune tipologie di utenza) e avrebbe il vantaggio di compensare il segnale dei CfD a due vie che inducono i nuovi impianti a produrre anche quando non serve. Le condizioni sono tre: neutralità di gettito[12], previsioni Terna sulle ore di canyon, strumenti di consapevolezza, che affronto nel paragrafo successivo.
4. La condizione abilitante: la consapevolezza
Tutto il ragionamento svolto fin qui presuppone che il consumatore abbia accesso a un segnale di prezzo leggibile e a strumenti che gli consentano, nel momento della scelta dell’offerta, di confrontarla con le alternative disponibili. Questa condizione, in Italia, non è soddisfatta. E non è soddisfatta per ragioni amministrative che si possono rimuovere, non per limiti tecnici o di mercato.
Il primo blocco riguarda la comparabilità delle offerte. Il Portale Offerte, lo strumento ufficiale di confronto per i clienti finali, accetta profilazioni dei consumi esclusivamente sulla struttura tripartita delle fasce orarie tradizionali F1/F2/F3. Le offerte con fasce personalizzate e le offerte a prezzo dinamico orario sono attualmente classificate come non calcolabili: non possono essere simulate correttamente sul Portale, nemmeno disponendo del dato grezzo quartorario dai misuratori 2G ormai installati su scala pressoché universale in Italia. Il risultato è una distorsione sistematica: le offerte costruite sulla struttura tradizionale risultano comparabili tra loro, mentre le offerte a struttura temporale diversa, incluse quelle che avessero una componente ancorata alle 500 ore di picco e – fatte le dovute verifiche – alle 1.500-2.000 ore di canyon che Terna dovrebbe definire come segnale di sistema coerente, sono di fatto invisibili al confronto.
Il mercato retail viene così orientato strutturalmente verso le offerte meno innovative, non perché queste siano migliori, ma perché sono le sole misurabili (in termini di spesa annua prevista) con gli strumenti disponibili. Per i clienti non domestici il problema è ancora più acuto: la varianza dei profili di consumo tra una PMI e l'altra — il panettiere che lavora di notte, il carrozziere nelle ore centrali della giornata, il parrucchiere con un profilo piatto sull'orario di apertura — è incomparabilmente più elevata di quella del domestico, e nessuna delle fasce standard la cattura in modo adeguato. È esattamente il segmento che ha la maggiore capacità di risposta flessibile (come segnalato da Eurelectric nel report già citato; ci torno nel paragrafo successivo).
La transizione di aprile 2027 — che porterà per la prima volta decine di migliaia di clienti (domestici e non domestici) dal Servizio di Tutela Graduale al mercato libero — è la finestra temporale entro cui si può risolvere il problema: aggiornare il Portale Offerte per rendere calcolabili le offerte a prezzo dinamico e con fasce personalizzate, un intervento tecnico fattibile che allineerebbe il Portale alle funzionalità dell'infrastruttura di metering già disponibile ormai su scala nazionale.[13]
Il costo dell'inerzia è invece molto alto: senza questi interventi, qualsiasi riforma del segnale ToU — europea o nazionale — si tradurrà in offerte innovative che il mercato non riesce a valutare e che i consumatori con la maggiore capacità di risposta non riusciranno a scegliere consapevolmente. Sarebbe un disastro, soprattutto per un Paese che ha investito tanto nello smart matering, che un investimento relativamente così piccolo come quello sul Portale offerte blocchi tutto.
5. Chi fa la flessibilità: non chi non ha energia
C'è un errore di fondo nel modo in cui il dibattito europeo sulla demand flexibility è impostato: si parla di flessibilità come se fosse distribuita uniformemente tra tutti i consumatori, e si progettano strumenti — ToU, mercati locali, segnali di prezzo — come se tutti avessero asset flessibili da gestire. Non è così.
Il Distributed Flexibility Report di Eurelectric (novembre 2025) lo documenta con chiarezza. I meccanismi di flessibilità che funzionano su scala coinvolgono prosumer con asset reali — fotovoltaico, sistemi di accumulo, veicoli elettrici, pompe di calore — e utenti di media grandezza: usi commerciali, artigianato, la c.d. PMI. Il mercato irlandese (ESB Networks) procura 109 MW di flessibilità da 16 siti, tutti grandi utenti non domestici. Il mercato francese sposta 7-8 GW giornalieri su 15 milioni di siti, ma su un sistema costruito in decenni con il ToU come offerta di default per via del riscaldamento elettrico (introdotto grazie al nucleare, diciamolo).
La flessibilità la fanno gli utenti che hanno energia da gestire. E in Italia, il soggetto con più energia da gestire — e, al momento, con meno strumenti per farlo — sono le PMI. Come evidenziato da ARERA,[14] oggi le piccole e medie imprese manifatturiere pagano oneri di sistema sull'elettricità ben superiori a quelli delle imprese degli stessi settori ma con più elevati livelli di consumo, in un sistema di agevolazioni che di fatto è solo una redistribuzione tra gruppi di utenti e andrebbe trasferito alla fiscalità generale.
Le stesse PMI hanno spesso processi flessibili — turni, macchinari, impianti termici — che potrebbero rispondere a segnali di prezzo se questi segnali fossero chiari, affidabili e proporzionati. Non lo sono oggi, perché la bolletta industriale è sovraccarica di oneri che non hanno relazione con l'ora del consumo, e i contratti dinamici non esistono per default nemmeno per le PMI.
Il caso delle batterie “distribuite” connesse in bassa tensione bloccate dalla normativa MID è il paradigma di questo fallimento. In Italia esistono oggi circa 11 GWh di storage connesso in bassa tensione già installato – batterie integrate con il fotovoltaico, già pagate con il SuperBonus, già operative, già in rete ma usate solo per autoconsumo. Non possono partecipare ai mercati di flessibilità perché i loro contatori non hanno le certificazioni richieste dalla direttiva MID sugli strumenti di misura, redatta quando le batterie “distribuite” semplicemente non esistevano. Durante la conversione del DL Bollette è stato presentato l'emendamento 1.028, che avrebbe previsto una deroga tecnica per gli strumenti di misura integrati nei sistemi di accumulo in bassa tensione: costo per il sistema zero, oneri aggiuntivi in bolletta zero, impatto sulle emissioni positivo. Il Governo ha dato parere contrario, l'emendamento è stato bocciato: ci si ritenterà contando su una maggiore attenzione al problema, la cui soluzione è nell’interesse di tutti. Nel frattempo, Terna ha ricevuto il mandato di sviluppare un ambizioso piano di roll-out di nuovi sistemi di accumulo ritenuti indispensabili per l'integrazione delle rinnovabili (vd paragrafo successivo). Si paga per costruire storage nuovo mentre quello esistente resta bloccato da una norma metrologica che prevede esplicitamente la possibilità di deroghe per specifiche applicazioni.
Per tutti questi motivi, la decisione regolatoria più difficile è quella delle tipologie di utenza su cui iniziare a rendere obbligatorio il ToU del corrispettivo capacity market per le 500 ore di picco, e in prospettiva – dopo un’adeguata esplorazione tecnica, per la componente variabile della Asos con azzeramento nelle 1.500 o 2.00 ore di canyon e recupero nelle ore di picco. Una manovra regolatoriamente impegnativa, ma che può essere fatta comprendere per sfruttare i benefici delle rinnovabili e al contempo per ridurre, grazie comportamenti consapevoli, il peso del capacity market nel futuro.
Recenti trial in campo della Users TCP Behavioural Insights Platform della Agenzia internazionale dell’energia (IEA) hanno confermato, se ancora ce n’era bisogno, che l’utenza residenziale è molto passiva al ToU, con tassi di risposta dell'1% e spostamenti del picco dell'1-3% nel terzile di consumo più basso, ma nel complesso non significativi.[15] Forse conviene davvero fare una riflessione sull’utenza non domestica, una volta che sia stata rimossa l’ingiusta redistribuzione degli oneri degli energivori a carico loro, oltre che delle famiglie.
6. E lo storage?
Qualcuno dirà: ma come? Ma perché dobbiamo andare a disturbare i clienti con prezzi strambi, visto che ci sarà lo storage su larga scala? Ricapitoliamo.
L'Italia sta costruendo un sistema di accumulo centralizzato di energia elettrica — batterie di grandi dimensioni— per risolvere un problema concreto: come massimizzare l’utilizzo dell’energia prodotta contemporaneamente da sole e vento producono più elettricità di quanta se ne consumi, l'energia in eccesso si spreca. Con abbastanza capacità di stoccaggio, quell'energia si può invece conservare e usare quando serve. Il programma, chiamato MACSE, punta a installare oltre 9 GW / 71 GWh di capacità entro il 2030, per un costo massimo stimato di 17,7 miliardi di euro nell'arco di un decennio. Chi paga? La risposta è: dipende da quanto costa e da quanto guadagna il sistema.
Il costo dipende dalle aste. Finora ce n’è stata una, per un totale di 1,5 GW / 10 GWh e si è chiusa a costi oggettivamente molto bassi; un successo.[16] Non è detto però che gli stessi prezzi bassi si conservino nelle prossime aste. Per i ricavi, il meccanismo funziona come una sorta di cassa comune con tre entrate possibili. La prima viene dalla vendita di "opzioni di time-shift": i proprietari delle batterie cedono la loro capacità a Terna, il gestore della rete elettrica nazionale, che la mette a disposizione degli operatori di mercato che vogliano acquistare il diritto di spostare nel tempo la propria energia — comprare quando i prezzi sono bassi, rivendere quando sono alti. I proventi di queste vendite entrano direttamente nel fondo che remunera chi ha costruito gli impianti. La seconda entrata viene da una quota dei guadagni che gli stessi proprietari realizzano offrendo i loro impianti sul mercato dei servizi di rete. Quella quota — tra l'80 e il 90 per cento dei ricavi sul mercato dei servizi di dispacciamento — viene restituita al fondo. La terza, e qui sta il punto cruciale, è una componente aggiuntiva nella bolletta elettrica, destinata ad aumentare gli oneri generali di sistema se il saldo tra i costi e ricavi è positivo — cioè i ricavi da time shift e servizi di dispacciamento non bastano a coprire costi — la differenza viene coperta dal prelievo in bolletta. Se il saldo fosse negativo — i ricavi superano i pagamenti dovuti — invece si tratta di un afflusso di risorse che va a ridurre gli oneri generali.
Fig. 2 – schema di funzionamento del MACSE (Fonte: Terna; in questo schema Terna ipotizza che nel lungo periodo i ricavi siano in equilibrio con i costi)
Quanto peserà concretamente sulla bolletta? Qui la risposta deve essere onesta: non lo sappiamo con precisione, le variabili sono molteplici e la stessa Commissione europea, che ha approvato il programma a dicembre 2023 con una decisione sugli aiuti di Stato, non ha fornito una stima del costo netto per il consumatore, ma solo del costo massimo (17,7 miliardi di euro, calcolato come se non ci fossero ricavi nè ribassi dei costi). Nella realtà, le opzioni di time-shift genereranno entrate, ma quanto esattamente dipenderà da molti fattori, non escluso l’andamento dei prezzi per effetto del gas, l’andamento della domanda, la penetrazione delle rinnovabili, la durata dei fronti di vento e delle perturbazioni nuovolose, etc.
Il MACSE è un programma ben congegnato, e se il mercato delle opzioni di time-shift funzionerà bene, l'impatto sugli oneri generali sarà contenuto; se i costi continueranno a restare bassi, addirittura il programma potrebbe essere in attivo.[17] Il Paese ha preso un rischio consapevolmente condiviso, un rischio “a due lati” distribuito sul consumatore finale: ma questo non esclude che gli stessi consumatori possano, con la propria flessibilità, contribuire a ridurre i picchi e sfruttare i canyon che si creano grazie alle rinnovabili, con opportuni segnali ToU.
Non farlo sarebbe come cadere nel c.d. “capex bias”,[18] la preferenza per le soluzioni ad alto investimento — mentre la preferenza va sempre data alle soluzioni efficienti. E da sempre le soluzioni le più efficienti sono quelle lato domanda e quelle di ottimizzare gli investimenti già fatti (come nel caso della capacità di storage distribuito pagato con il Superbonus e non pienamente utilizzato, vd paragrafo 5).
7. Conclusioni: ToU sì, ma nella sequenza giusta
Il ToU non è un principio universale da applicare alla bolletta elettrica come se fosse un unico oggetto. È uno strumento che va adattato alla logica economica di ciascuna delle tre componenti, nella sequenza giusta.
Primo passo: misurare in modo consapevole. E’ molto importante che a livello europeo ci sia consapevolezza che la metodologia Eurostat nrg_pc_204_c non è ancora in grado di rendere comparabili i network costs e le levies tra i diversi stati membri dell’Unione per vari motivi, non ultimo il fatto che l’incidenza delle componenti tariffarie volumetriche e capacity-based per la copertura di queste voci di costo è diversa paese per paese. Risolvere queste discrepanze non è facile e richiede tempo; ma occorre sapere che senza dati affidabili non si può sapere quanta "rete" sia davvero rete, né quanta rete segue la logica del picco di sistema e quanta quella locale.
Secondo passo: sbloccare l'esistente. Liberare gli 11 GWh di storage di bassa tensione con una deroga MID per gli strumenti di misura integrati in bassa tensione. Obbligare i venditori a mantenere la differenziazione temporale del corrispettivo del capacity market nelle offerte retail. Attuare il mandato dell'art. 8 d.lgs. 210/2021 sulle offerte dinamiche. Sistemare il Portale Offerte per quanto riguarda le offerte con componenti ToU almeno per quanto concerne le ore di picco (e di canyon, vd quarta fase) identificate da Terna e rendere calcolabili le offerte con fasce personalizzate.
Terzo passo: mettere il ToU sulla voce giusta delle bollette. Il segnale ToU principale deve stare sulla componente energia — la voce dominante della bolletta, quella che incorpora già il segnale di prezzo del mercato (incluso il dispacciamento) e del capacity market. Un unico segnale ancorato alle 500 ore di picco Terna, trasmesso senza possibilità di appiattimento (“flattizzazione”) ai clienti finali, che raggiunga tutti i consumatori e si presti all'automazione dei dispositivi.
Per la rete, solo la componente (volumetrica) relativa ai costi rete di trasmissione di presta al ToU. Per la distribuzione, il ToU locale calibrato sulla congestione della singola cabina è uno strumento oltremodo complesso che va costruito obbligando i DSO a sviluppare segnali locali invece di prescrivere una media nazionale e soprattutto tenendo conto della natura capacity-based delle componenti tariffarie a copertura dei costi di distribuzione. Le congestioni locali strutturali si gestiscono primariamente con investimenti in rete e con l'autoconsumo collettivo. I mercati locali della flessibilità completano il toolkit per i grandi carichi industriali e commerciali; per il residenziale è molto più difficile, specie se il consumo medio è sui 2 MWh/anno.
Quarto passo, da esplorare: un ToU su Asos, calibrato sulle ore di canyon identificate da Terna — 1.500 o 2.000 ore all’anno, speculare alle 500 ore di picco, a parità di gettito complessivo e basato su previsioni che siano in grado di incorporare adeguatamente i fenomeni meteorologici aggregati a livello nazionali con un anticipo ragionevole. La levy sulle rinnovabili come strumento di demand response, che potrebbe essere reso obbligatorio almeno per le utenze non domestiche, invece di ostacolo al consumo nelle ore di abbondanza. Non è ancora in agenda. Forse dovrebbe esserlo.
Post scriptum: la sussidiarietà della diagnosi
La spinta europea verso il ToU dovrebbe tenere conto del principio di sussidiarietà. La diagnosi, infatti, può – anzi, deve – essere accuratamente specifica paese per paese, perché ogni paese può avere problemi diversi nel caro energia. Vediamo alcuni esempi.
Il rapporto dell’istituto Forum Ökologisch-Soziale Marktwirtschaft di Berlino (FÖS) "Powering the future" (2025) documenta, tra l’altro, il peso della tariffa di rete sul reddito netto delle famiglie europee. Le differenze sono molto vistose e vanno da 0,49% del reddito (Danimarca) a 2,38% (Bulgaria); l'Italia si colloca a 0,89%, in fascia media (EU-27: 1,13%), lontana dall'incidenza più elevata che caratterizza diversi paesi dell’Europa centro-orientale (dopo la Bulgaria seguono Croazia 2.16%; Ungheria 1.88%; Slovacchia 1.72%). Per chi a Bruxelles pensa a una riforma ToU della tariffa di rete a beneficio di paesi dell’Est Europa, l'Italia non è il caso che giustifica l'urgenza — e una misura calibrata su quell'urgenza rischia di essere, per l'Italia, una soluzione a un problema che in quei termini non esiste.
Al contrario, il segnale di prezzo sulla componente energia presuppone che il prezzo del mercato spot sia il segnale più affidabile del sistema — coerentemente con il primo “considerando” del regolamento europeo REMIT.[19] Questa premessa, però, non è uniforme tra paesi: secondo BNetzA la Germania non rileva fenomeni sistematici di trattenimento di capacità nemmeno in ore di scarsità,[20] mentre l'indagine ARERA ha documentato con analisi what-if che nelle zone Sud e Isole le ore a prezzo zero sarebbero raddoppiate rispetto ai livelli storici 2023-24 nelle ipotesi di bidding a costo marginale solo per quanto riguarda il potenziale trattenimento degli impianti eolici (relazione dell’indagine Arera, grafico 39). Qui è l'Italia, non la Germania, ad avere (potenzialmente) un problema che precede qualsiasi discussione sulla differenziazione temporale: se MGP non è integro, costruirci sopra un ToU — su qualunque componente — significa amplificare un rumore, non seguire un segnale economico appropriato.
Il terzo elemento è il più recente. Il 3 giugno 2026 la Commissione ha adottato, nell'ambito del Tech Sovereignty Package, la "Strategic Roadmap for Digitalisation and AI in the Energy Sector" (COM/2026/501), che annuncia per il 2026 una proposta legislativa per accelerare la diffusione dei contatori intelligenti su scala UE. Nella dichiarazione stampa della Commissione europea si fa riferimento all'Irlanda, dove i data center assorbono già il 22% dell'elettricità nazionale (grazie ai generosi sconti fiscali) e come si è visto negli US le bollette – già care, in Irlanda – potrebbero anche ulteriormente salire per effetto delle tensioni sulla domanda. È, di nuovo, un problema estremamente interessante ma che in Italia (paese che non si può permettere la politica di agevolazioni fiscali irlandesi) non ha, per ora, una scala comparabile.
Messe insieme, i tre esempi disegnano un quadro scomodo per chi propone uno strumento unico su scala UE, senza tenere conto della necessaria “sussidiarietà della diagnosi”. Sul fronte della componente rete, l'Italia è meno bisognosa di intervento di quanto suggeriscano i diversi dati europei che orientano il dibattito a Bruxelles. Viceversa, sul fronte della componente energia, l'Italia potrebbe avere — a differenza della Germania — un problema di integrità del segnale che nessuna differenziazione temporale può risolvere, e che andrebbe affrontato prima, non in parallelo. E sul fronte degli oneri generali, una volta ripuliti della congerie di addendi che concorrono alla voce “other taxes and levies” della metodologia europea, forse si potrebbe fare qualcosa di veramente nuovo.
Luca Lo Schiavo, esperto di regolazione energetica, già dirigente ARERA, collabora con ERRA (Energy Regulators Regional Association). Le opinioni sono espresse a titolo personale.
Tabelle
Tab. 1 Composizione della bolletta elettrica domestica per Stato membro — 2024 (€/kWh) – valori ordinati in base ai costi di rete - Utenti domestici (tutti i livelli di consumo)
Fonte: Eurostat, nrg_pc_204_c, dati annuali 2024, tutte le fasce di consumo di clienti domestici aggregate (D-all) Le quattro colonne principali corrispondono agli aggregati Eurostat: (1) energy and supply, (2) network costs, (3) value added tax, (4) other taxes & levies [= renewable + capacity + environmental + nuclear + other taxes].
Austria: estimated; Malta e Croazia: provisional. Luxembourg: non disponibile.
Tab. 2 Serie storica delle macrovoci della bolletta elettrica domestica secondo la classificazione Eurostat, confronto Italia-EU27 — 2000-2024 (€/kWh) utenti domestici (tutti i livelli di consumo)
Fonte: Eurostat, nrg_pc_204_c, dati annuali 2000-2024, tutte le fasce di consumo di clienti domestici aggregate (D-all). Le quattro colonne principali corrispondono agli aggregati Eurostat: (1) energy and supply, (2) network costs, (3) value added tax, (4) other taxes & levies [= renewable + capacity + environmental + nuclear + other taxes].
[1] “Shifting consumption to cheaper hours can truly help in lowering the energy bill. To give you one example, already today, Swedish households that use electric heating can save up to 40% thanks to demand flexibility. This is the type of positive change we want to bring in our entire Energy Union.” Forse l’esempio svedese non è il più rappresentativo in Europa: secondo Eurostat (dati 2023), il consumo di elettricità “pro-capite” in Svezia è il secondo più alto nell’Unione europea a 27 con 3,8 MWh/y pro-capite (solo Finlandia ha un valore più alto con 4 MWh/y pro-capite), contro una media EU-27 di 1,5 MWh/y pro-capite e un valore italiano, per confronto, di 1,2 MWh/y pro-capite. In Romania e in Lettonia il consumo pro-capite è inferiore a 1 MWh/y. Da ricordare anche il mix produttivo peculiare della Svezia: idroelettrico 40%, nucleare 30%, eolico 22%, biomasse 5%, solare 2%, fossile 1% (fonte: Eurostat). La Svezia è esportatrice netta.
[2] L’argomento della market manipulation – che può alterare i prezzi anche nel loro profilo orario – è ripreso in fondo a questo articolo (vd Post Scriptum).
[3] Un corrispettivo per il capacity market non differenziato in base al tempo d’uso (c.d. flat) è definito dalla stessa ARERA per il Servizio a Tutele Graduali, e i venditori possono farvi riferimento; ma in tal caso non sono nemmeno obbligati a usare esattamente tali valori e possono applicare uno “spread” persino su questo corrispettivo regolato flat: si tratta di una contraddizione più volte segnalata ad ARERA dalle associazioni dei clienti non domestici che al momento non ha trovato ancora soluzione, ma che potrebbe essere oggetto del procedimento recentemente avviato dal nuovo Collegio per rafforzare la tutela contrattuale dei piccoli clienti.
[4] La Relazione annuale 2025 di ARERA contiene una tabella con l’incidenza degli oneri generali per tipologia di utenza in euro/MWh (Vol. II, tavola 3.6); per i clienti domestici, la componente Asos vale (per il 2024) 38,34 €/MWh e la componente Arim 8,37 €/MWh, per un totale degli oneri generali di sistema pari a 46,71 €/MWh, valore evidentemente molto diverso dall’aggregato “other taxies and levies” nella tabella 1 riportata in questo articolo, di fonte Eurostat per lo stesso anno e per la stessa tipologia di utenza. L’aggregato “other taxes and levies” comprende infatti: oneri per supporto alle rinnovabili + corrispettivo per il capacity market + oneri ambientali (es. certificati bianchi) + oneri nucleari (oneri per lo smantellamento, trasferiti alla fiscalità generale dal 2023) + accise e “altre tasse” (non meglio identificate), ma non comprende ad esempio l’onere per i bonus sociali.
[5] L’allocazione dei costi segue una logica a cascata (waterfall): i costi di ciascun livello di tensione della rete sono attribuiti all’utenza connessa a quel livello e ai livelli sottostanti. In questo modo, l’utenza connessa in bassa tensione paga i costi di alta, media e bassa tensione; l’utenza connessa in media tensione paga i costi di alta e media tensione; e l’utenza connessa in alta tensione paga i costi solo della rete di alta tensione. In effetti, il principio waterfall potrebbe essere criticato alla luce del fatto che ormai, per effetto delle rinnovabili, per alcune frazioni del tempo (corrispondenti ai flussi inversi di potenza) anche gli utenti di media tensione usufruiscono della rete di bassa tensione, e quelli di alta tensione della rete di media tensione.
[6] In effetti questa strada è stata in parte già percorsa da ARERA, seppure a livello solo sperimentale, con l’iniziativa c.d. “smart charging at home” (deliberazione 541/2020 e successive conferme e estensioni), ma le adesioni sono state piuttosto limitate nei primi due anni (GSE, 2022) e sono invece aumentate significativamente negli ultimi anni (GSE, 2024), pur rimanendo comunque nell’ambito di una iniziativa sperimentale.
[7] Quotidiano energia, “Remunerazione Dso elettrici, il confronto con l’Europa secondo EY”, 22 ottobre 2025. Secondo i dati riportati nello studio di EY Spain, la remunerazione media per cliente dei distributori sarebbe di 185 €/cliente in Italia, 409 €/cliente in Francia e 429 €/cliente in Germania. Solo Spagna, Portogallo e Grecia avrebbero dei valori unitari di remunerazione dei DSO inferiori a quello italiano.
[8] Regolamento UE 2016/1952 del Parlamento europeo e del Consiglio del 26 ottobre 2016 relativo alle statistiche europee sui prezzi di gas naturale ed energia elettrica e che abroga la direttiva 2008/92/CE, in particolare Allegato I, punto 6.
[9] In particolare, veniva avanzata la proposta di una “tariffa bioraria in potenza”, applicabile a utenza con potenza contrattuale superiore a 16,5 kW: “al fine di favorire un progressivo spostamento dei picchi di prelievo verso i raggruppamenti di ore nelle quali le reti sono tipicamente meno impegnate, si può ipotizzare di introdurre un nuovo criterio di fatturazione in base al quale i picchi di prelievo registrati in fascia F3 vengano esclusi dai calcoli per la fatturazione; ciò equivale di fatto ad adottare una struttura tariffaria di tipo “timeof-use power-based”, in cui il corrispettivo di potenza viene differenziato in base alle fasce orarie e posto pari a 0 in fascia F3”.
[10] L. Lo Schiavo e C. Stagnaro, Perché le piccole e medie imprese sono più penalizzate dai prezzi gonfiati dell’elettrico, Il Foglio, 30 luglio 2025
[11] Per evitare questo, con Carlo Stagnaro avevamo proposto, come una delle cinque misure nazionali per abbassare i prezzi, di approfittare del calo strutturale degli oneri generali di sistema assicurando per legge che non vengano introdotti nuovi meccanismi di supporto, nemmeno in modo surrettizio, in modo da osservare un rapido crollo degli oneri post-2030: C. Stagnaro e L. Lo Schiavo, Come tagliare la bolletta energetica: cinque riforme nazionali e una europea, IBL Briefing Paper, n. 209 novembre 2025. Tuttavia, nonostante la fiscalizzazione degli oneri nucleari per lo smantellamento delle centrali nucleari dismesse (legge 197/2022), già si sente parlare di nuovi oneri nucleari (“è interessante l'idea di utilizzare gli oneri di sistema quando andranno a morire, diciamo nel 2031-2032 per lo sviluppo di fonti nucleari in Italia”, dichiarazione del vicepresidente di Confindustria e responsabile energia, Aurelio Regina, ripresa da Staffetta quotidiana, 15 giugno 2026)
[12] Dato che nelle ore di canyon il “gettito perso” non è elevato per definizione per via dei consumi relativamente più scarsi (se il consumo fosse elevato, il prezzo di sistema non sarebbe così basso), l’incremento di Asos per recuperare tale gettito perso nelle altre ore non dovrebbe essere molto elevato.
[13] Data la mole di dati in gioco, serve un’applicazione integrata con il Portale Consumi dove i dati storici del cliente sono disponibili a livello “atomico” di massima granularità temporale e quindi sono accorpabili in tutte le modalità possibili, sia quelle definite da Terna sia quelle definite eventualmente dal venditore con le “fasce personalizzate”.
[14] Si veda la tavola 3.6 della Relazione annuale 2025 di ARERA.
[15] Trial randomizzato condotto da Centrica/British Gas nel Regno Unito su tariffe time-of-use elettriche (Improving uptake of time-of-use tariffs, Behavioural Insights Platform / IEA Users TCP, rapporto rivisto il 2 giugno 2026). Campione: 301.140 clienti residenziali elettrici eleggibili (291.138 trattamento, 10.002 controllo); i clienti gas-only sono stati esclusi dal disegno sperimentale. Tasso di adesione al contratto ToU: 2,4% tra coloro contattati con messaggio di esclusività (il più efficace: “lei è stato selezionato per questa offerta”); 0,9% con messaggio semplice; 0,7% con messaggio di risparmio personalizzato — per un'adesione complessiva intorno all'1% dei clienti raggiunti. Effetto medio sul consumo elettrico nei sei mesi successivi: non statisticamente significativo su nessuna finestra oraria (picco serale 17-19: -0,4%; picco serale 16-20: -0,1%; picco mattutino 7-9: ~0%; consumo totale: +0,7%). Le famiglie nel terzile di consumo più basso hanno ridotto il consumo di picco dell'1-3% senza aumentare l'off-peak; quelle nel terzile più alto non hanno mostrato riduzioni significative del picco e in alcuni casi hanno aumentato il consumo off-peak
[16] Terna, Meccanismo di approvvigionamento di capacità di stoccaggio elettrico (MACSE), Rendiconto degli esiti. Asta 2028, 7 ottobre 2025. Il premio medio ponderato su tutte le zone interessate dalla prima asta si è attestato intorno a €13.000/MWh-anno (con un minimo di €12.146 nella zona Sud e Calabria, che pesa 7 GW dei 10 GW aggiudicati.
[17] La Commissione europea, nella decisione di approvazione del regime di aiuto (SA.104106, dicembre 2023), aveva calcolato il bid cap sul CONE (Cost of New Entry) ipotizzando un CAPEX di 2 M€/MW e un WACC dell'8,2% post-tax, che implica un valore teorico di circa €38.000/MWh-anno — quasi tre volte il prezzo di clearing effettivo nella prima asta (vd nota precedente). La stessa decisione stima i ricavi da time-shift per un impianto di riferimento da 100 MW in circa €10M/anno nel primo anno (€100.000/MW-anno, ovvero ~12.500 €/MWh-anno per una durata di 8 ore), una cifra sostanzialmente allineata al premio della prima asta. Il che suggerisce che, se ci si limitasse a questa sola asta, con un mercato delle opzioni time-shift funzionante, il risultato potrebbe rivelarsi in equilibrio o addirittura in attivo rispetto agli oneri generali.
[18] In tema di “capital expenditure bias”, con riferimento alla distribuzione elettrica ma con principi applicabili a qualunque infrastruttura (“Regulatory design, including the allowed return, shall be calibrated so as to prevent distortive incentives, including over-capitalisation and capital expenditure (CAPEX) bias”, p.8), vd ACER, “Managing the ramp-up of electricity distribution investments to better serve grid users” Report on distribution system operator (DSO) revenue setting practices, 14 April 2026, in part. sect. 5 “Mitigating capital expenditure bias is key to more efficient investments”.
[19] “È importante assicurare che i consumatori e altri soggetti del mercato possano nutrire fiducia nell'integrità dei mercati dell'elettricità e del gas, che i prezzi fissati sui mercati dell'energia all'ingrosso riflettano un'interazione equa e concorrenziale tra domanda e offerta e che non sia possibile trarre profitto dagli abusi di mercato”.
[20] Vd C. Cambini e L. Lo Schiavo, “Un’indagine complicata, da spiegare bene”, Mercato concorrenza regole n. 3/2025; Lo Schiavo, “ARERA’s investigation on economic withholding in the Italian day-ahead electricity market (2023-2024). Methodology, findings, debate, and comparative insights with Germany” REKK working papers, January 2026