La Commissione europea vuole introdurre tariffe differenziate per il tempo d'uso (ToU) e per far questo ha bisogno di spingere sullo smart metering, avendo “l’elefante nella stanza” costituito dal più grande paese europeo, la Germania, in cui lo smart metering è sviluppato solo sulle utenze non domestiche. Questo è il senso di una dichiarazione del Commissario europeo all’energia e clima Jørgensen, in occasione della presentazione della roadmap per l’intelligenza artificiale: “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. So far, the uptake of smart meters is very different across our Member States. It can be as low as 5% in some, while reaching 90% in others. This is why we want to accelerate the rollout of smart meters and smart grids across the whole Union”. Successivamente, un leak di Politico.eu ha evidenziato l’intenzione della Commissione di intervenire sull'art. 18 del Regolamento UE 943/2019 (“network tariff”, la cui determinazione è affidata alle autorità nazionali di regolazione), e in qualche modo di rendere più diffuse le tariffe di rete a tempo variabile (ToU network tariff). Secondo un autorevole commentatore, Jan Rosenow, “the draft replaces Article 18 of the Electricity Regulation with a tighter set of rules. Charges have to be cost-reflective and transparent, and they have to reward the behaviour that keeps system costs down, whether that is shifting demand, providing flexibility or reducing peak load”. La versione attuale dell’art. 18 del Regolamento UE 943/2019 si limita a prevedere che le autorità nazionali “devono considerare” le strutture tariffarie a tempo variabile. Trattandosi solo di un draft, per di più circolato in modo non ufficiale, non può costituire un punto di riferimento; ma è un’occasione per fare delle riflessioni sul time-of-use (ToU), in un Paese come l’Italia che nello smart metering è sempre stato all’avanguardia.
Occorre partire dalla considerazione che la bolletta non è un oggetto unico: ha tre componenti — energia, tariffa di rete, oneri di sistema — che seguono logiche economiche diverse e rispondono in modo molto diverso alla differenziazione temporale dei prezzi. Applicare il ToU alla componente sbagliata, infatti, non risolve il problema; si rischia di aggiungere rumore a un sistema che ne produce già abbastanza.
1. Componente energia: il ToU ci sarebbe già, ma viene soffocato
Il mercato all'ingrosso italiano è già time-of-use per definizione: il prezzo zonale varia ogni ora (adesso, ogni quarto d’ora) in funzione di domanda e offerta, ed è il segnale più preciso del sistema, in particolare in un Paese come il nostro dove ci sono anche le zone di mercato (anche se le differenze zonali sono limitate a un quarto circa delle ore dell’anno). Il problema non è che il segnale temporale manchi sulla componente energia, ma che non arrivare al cliente finale.
I venditori infatti acquistano a prezzi orari ma possono rivendere a prezzi “flat” o al più usando le vecchie fasce F1/F2/F3, concepite vent'anni fa quando il fotovoltaico non esisteva e i prezzi nelle ore centrali della giornata erano quelli di picco (fascia F1). Oggi è l'opposto: nel 2025, in dieci mesi su dodici, il prezzo medio di F2 è stato superiore a F1, e comunque le differenze tra i prezzi medi mensili delle tre fasce restano modeste. I contratti dinamici, nonostante quanto previsto dall’art. 8 del d.lgs 210/2021, restano pressoché inutilizzati nel mercato retail, anche per via del fatto che le offerte a prezzo dinamico non sono calcolabili sul Portale offerte.
C’è anche un secondo segnale ToU nella componente energia, che pure viene spento nei confronti della clientela retail: è il corrispettivo del capacity market. ARERA ha stabilito che per i venditori sia differenziato tra le circa 500 ore di picco l'anno individuate da Terna — su cui deve gravare almeno il 70% del costo annuo — e le restanti 8.000 ore, su cui grava il restante 30%. Ma i venditori hanno facoltà di applicare ai clienti finali un corrispettivo "piatto" per kWh, azzerando del tutto il segnale ToU che – a differenza della vecchia fascia F1 “statica” – non sarebbe affatto impreciso: e di conseguenza il cliente non ha alcun incentivo a ridurre i consumi nelle ore di picco. Una contraddizione rispetto alla motivazione del capacity market che dovrebbe servire ad assicurare adeguatezza al sistema e quindi a coprire le esigenze di copertura della punta.
2. Componente rete: il segnale giusto al posto sbagliato
La tariffa di rete non è omogenea: include trasmissione, distribuzione e misura, ciascuna con una relazione diversa con il tempo (e lo spazio). La trasmissione ha una logica di picco di sistema, e qui un ToU calibrato sul picco nazionale (o almeno, di zona di mercato) ha senso. La distribuzione ha una logica diversa: si congestiona per ragioni locali che possono anche differire dal picco di sistema: si pensi a una cabina di trasformazione i cui cavi si saturano alle due di pomeriggio d'estate per il condizionamento, mentre magari il prezzo di sistema è bassissimo. Ovviamente, può anche succedere che i due segnali (locale e di sistema) siano allineati: se alle 19 di un giorno feriale d'inverno pompe di calore e colonnine di ricarica (senza “smart charging”) si accendono tutte insieme, la congestione locale si accompagna al picco di sistema. Ma occorre distinguere tra i due casi; applicare alla distribuzione un segnale calibrato sul picco di sistema può mandare il segnale sbagliato a una componente che resta minoritaria nel prezzo finale, pur essendo maggioritaria nell’ambito delle tariffe di rete.
I numeri italiani aiutano a inquadrare le proporzioni. Nella Relazione Annuale 2025 di ARERA (Vol. II, tav. 3.7), per il 2024 la trasmissione pesa per 2.470 milioni su un totale di tariffe di rete di 8.408, da cui però occorre togliere 731 milioni per il servizio di misura. Dei restanti 5.938 attribuibili alla distribuzione, però, la grandissima parte è raccolta con componenti capacity-based, essendo le componenti volumetriche sostanzialmente utilizzate solo per la copertura dei costi di trasmissione per i clienti del mercato retail. Alla fine, la parte variabile della quota energia di "trasporto e gestione del contatore" — quella su cui un segnale ToU agirebbe — vale circa 14,7 €/MWh (
dati ARERA primo semestre 2026), contro circa 30,3 €/MWh di oneri generali. La parte variabile della tariffa di rete (corrispondente in grandissima parte alla copertura dei costi di trasmissione) vale quindi meno della metà degli oneri generali: un'asimmetria che dovrebbe orientare la discussione sul ToU verso le levies almeno quanto verso la rete – sebbene il punto non sia mai stato sollevato.
3. Componente oneri: dove il ToU potrebbe essere una piccola rivoluzione
La componente Asos – largamente prevalente negli oneri generali – finanzia il supporto alle rinnovabili. Quando il sole produce molto e la domanda non è sostenuta, il prezzo di sistema crolla — i "canyon di prezzo", l’opposto dei picchi — e Asos compensa. Proprio quando il sistema avrebbe più bisogno di domanda per assorbire l'eccesso rinnovabile, la struttura piatta di ASOS non offre alcun incentivo ad aumentare la domanda né a ridurre la produzione: il sistema deve rispondere o con bilanciamenti costosi o con il curtailment.
Terna identifica già le 500 ore di picco per il capacity market. Non è la stessa cosa, lo sappiamo: ma perché non potrebbe identificare, con una differente dinamica che le consenta di sfruttare al meglio le previsioni meteo, le ore di canyon — per esempio 1.500-2.000 ore annuali di alta produzione rinnovabile e prezzo spot tendenzialmente basso — in modo che in quelle ore Asos venga azzerato da ARERA?
Il segnale al consumatore diventerebbe doppiamente forte per chi si approccia a contratti a tempo variabile: prezzo basso più ASOS zero nei canyon, contro prezzo alto più capacity market più ASOS piena nei picchi. Se poi fosse eliminata la facoltà per il venditore di applicare il capacity market in modo piatto (flat), tutti i clienti avrebbero almeno il segnale del picco di sistema; e se fossero introdotte le ore di canyon, con azzeramento della Asos, tutti i clienti avrebbero un segnale triorario su cui i venditori potrebbero più facilmente costruire le proprie fasce personalizzate (rispettando però i “paletti” del TSO). Sarebbe una piccola rivoluzione.
Come tutte le cose nuove, non sarebbe immediata da costruire. A differenza delle 500 ore di picco, prevedibili con largo anticipo, i canyon dipendono dalla produzione solare giornaliera, prevedibile solo a pochi giorni. E’ chiaramente un aspetto delicato da esplorare in modo appropriato; la soluzione potrebbe stare in previsioni settimanali di Terna, con il parco di "ore di canyon" che si costruisce in corso d'anno verso un tetto annuale prefissato (diversamente dalle 500 ore di picco che sono “indovinate” all’inizio dell’anno). Occorrerebbe comunque mantenere la parità di gettito degli oneri e quindi aumentare l’aliquota di Asos nelle ore di picco.
4. Obbligatorio o facoltativo? La condizione abilitante: la consapevolezza
La decisione regolatoria più difficile è se il ToU debba essere obbligatorio o facoltativo. Per quanto riguarda il ToU del corrispettivo capacity market per le 500 ore di picco, un paese che sceglie di introdurre il capacity market dovrebbe avere il coraggio di applicarlo a tutte le utenze che hanno i propri consumi coincidenti nelle ore di picco: questo scoraggerebbe a consumare nei picchi e ridurrebbe il fabbisogno per le prossime aste. Togliere la possibilità di usare un corrispettivo flat per il capacity market è una manovra regolatoriamente impegnativa, ma – se accompagnata dalla introduzione delle ore di canyon, dopo adeguata esplorazione della fattibilità tecnica dell’idea – può far comprendere come sfruttare i benefici delle rinnovabili e al contempo far ridurre, grazie comportamenti consapevoli, il peso del capacity market nel futuro. Si può anche pensare a una obbligatorietà differenziata per tipologie di utenza, partendo da quelle a maggior consumo unitario (per esempio le utenze non domestiche con più di 16,5 kW di potenza impegnata) e progressivamente applicata fino all’utenza residenziale – quella che, secondo recenti
trial in campo della Users TCP Behavioural Insights Platform della IEA si mostra molto passiva al ToU, con tassi di risposta dell'1% e spostamenti del picco dell'1-3%.
Tutto questo però presuppone che il consumatore abbia accesso a un segnale di prezzo leggibile e a strumenti di confronto. In Italia non è così, per ragioni amministrative rimovibili, non per limiti tecnici. Il Portale Offerte accetta solo profilazioni F1/F2/F3: le offerte con fasce personalizzate o a prezzo dinamico sono "non calcolabili", anche disponendo del dato quartorario dai misuratori 2G già diffusi. Il mercato retail si orienta così verso le offerte meno innovative, non perché migliori, ma perché sono le sole misurabili.
La transizione di aprile 2027, che porterà milioni di clienti dal Servizio di Tutela Graduale al mercato libero, è la finestra-opportunità per inquadrare la questione: aggiornare la metodologia del Portale Offerte per rendere calcolabili le offerte a prezzo dinamico (che oggi sono scarsissime) e soprattutto consentire ai venditori di presentare sul Portale Offerte nuove offerte basate su fasce personalizzate, rispettose delle 500 ore di picco e – perché no – anche delle nuove ore di canyon in cui i prezzi si abbassano, facendo in modo che la spesa annua di queste nuove offerte ToU sia calcolabile sul Portale offerte, grazie a un collegamento con il Portale consumi del cliente interessato. Con priorità per i clienti non domestici.
E’ un intervento tecnicamente fattibile, non ancora in agenda ma che porterebbe vantaggi all’utenza e sarebbe pienamente in linea con le indicazioni europee, senza creare danni sulle tariffe di distribuzione che per fortuna hanno largamente struttura non volumetrica.
