Tariffe di rete: tutti i paradossi della proposta Ue

Le reti che trasportano l’elettricità si trovano oggi a gestire picchi di produzione e di consumo. La Commissione europea ha proposto tariffe più sensibili alle condizioni di utilizzo delle infrastrutture. Ma non sarà facile applicare la riforma.

Le reti e i picchi di produzione e di consumo

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.

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 (i kW che il sistema deve essere pronto a erogare) 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. 

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. Per 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 ha recentemente proposto corrispettivi più sensibili alle condizioni di utilizzo delle infrastrutture: intuitivamente, 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, che riscrive l’art. 18 del regolamento 943/2019, arriva a imporre quattordici 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” (sarebbe più corretto dire di prelievo); il criterio (h) rende obbligatorio “elementi di time-of-use” (ToU). 

Primo paradosso: obbligatorio in rete, facoltativo in bolletta

È il paradosso più stringente sul piano pratico. 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” (cosiddetto “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 – figura 1). Solo poche offerte, con poca adesione dei clienti finali, riflettono la effettiva variabilità temporale dei prezzi (e rarissimamente quella locale). 

Figura 1 – PUN Index orario mensile nel 2025 (primo panel) e nel primo semestre 2026 (secondo panel)

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 (ex ante) 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: ma questo è l’unico modo di sortire cambiamenti comportamentali e trarne vantaggio; in caso contrario, si tratta di una mera scommessa al buio. Per giunta, 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 – che la proposta della Commissione incoraggia esplicitamente, e giustamente – 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.

Cosa si potrebbe fare 

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, cioè i kW impegnati, 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 o, meglio ancora, in tempo reale 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. 

Dove va a finire la discrezionalità delle autorità nazionali?

Ma prezzi variabili a seconda delle ore del giorno 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, come nell’ipotesi presentata da Confartigianato al recente convegno Aiee. 

Un’ultima riflessione, di carattere più metodologico. La definizione dei corrispettivi per l’uso delle reti è il cuore dell’attività di regolazione del settore energetico. Sia nel diritto europeo sia in quello nazionale, è sempre stata riservata alla competenza esclusiva delle autorità nazionali proprio per sottrarla a interferenze esterne, vuoi dell’industria vuoi della politica. Nel 2021 la Corte di giustizia europea ha condannato la Germania perché il legislatore tedesco, disciplinando nel dettaglio la metodologia tariffaria, aveva di fatto svuotato la discrezionalità del regolatore, violandone l’indipendenza. Non è lecito chiedersi se un regolamento europeo che elenca quattordici criteri vincolanti sulla stessa materia non corra, almeno concettualmente, un rischio analogo, sostituendo, questa volta dall’alto e senza un vero vaglio di sussidiarietà, il giudizio tecnico dei regolatori nazionali con un elenco di prescrizioni scritto a Bruxelles?