Sono Michele Monaco, consulente energetico al servizio di PMI, professionisti e privati e vi presento un nuovo lavoro di approfondimento nel quale ho cercato di dare spazio anche a degli strumenti di comprensione interattiva al fine di spiegare soprattutto l'aspetto del Mercato Capacità, incluso nell'ambito più ampio del dispacciamento elettrico.
Il dispacciamento elettrico rappresenta il cuore pulsante del sistema energetico italiano, un meccanismo sofisticato che garantisce l'equilibrio istantaneo tra domanda e offerta di energia elettrica 365 giorni l'anno. Con l'entrata in vigore del TIDE (Testo Integrato del Dispacciamento Elettrico) il 1° gennaio 2025, il settore ha subito una trasformazione epocale che ridefinisce completamente le regole del gioco per operatori, aziende e professionisti del settore energetico.
La rivoluzione in corso non è solo tecnica ma anche economica: 1,9 milioni di impianti rinnovabili devono essere integrati nel sistema, mentre la Quota Mercato Capacità, recentemente rivista, introduce meccanismi di costo aggiornati che impattano direttamente sulla bolletta energetica delle aziende italiane. Per liberi professionisti e imprese che operano nel mercato energetico, comprendere questi cambiamenti è essenziale per navigare efficacemente la transizione energetica (che ci viene comunque imposta dall'alto) e ottimizzare i costi operativi.
I riferimenti principali di questo studio sono stati i seguenti:
Per grafici e tabelle ho utilizzato direttamente i dati pubblicati dall'Autorità per il 2024 ed il 2025.
Il dispacciamento elettrico è l'insieme delle attività necessarie per mantenere costantemente in equilibrio il sistema elettrico nazionale. Terna, in qualità di TSO (Transmission System Operator), coordina questo processo attraverso il Centro Nazionale di Controllo e migliaia di ordini di dispacciamento giornalieri.
Il processo si articola in tre fasi fondamentali: il confronto di coerenza tra fabbisogno e programma delle produzioni, l'acquisizione di risorse attraverso il Mercato dei Servizi di Dispacciamento, e la verifica dei transiti di potenza per tutte le linee della rete. Ogni fase richiede una precisione millimetrica, considerando che anche una piccola variazione può causare instabilità sistemiche.
Terna detiene la responsabilità operativa del sistema elettrico nazionale, gestendo le interconnessioni europee e garantendo sicurezza e continuità del servizio. La società ha investito 900 milioni di euro in digitalizzazione sul piano 2021-2025, implementando controllo remoto delle stazioni elettriche e sistemi di diagnostica avanzata per gestire la crescente complessità del sistema.
La storia del dispacciamento elettrico italiano riflette l'evoluzione del mercato energetico nazionale. Nel 2003, il Decreto Legislativo n. 379 ha introdotto i primi meccanismi di mercato della capacità, mentre nel 2011 la Delibera ARG/elt 98/11 ha definito i criteri per l'approvvigionamento di capacità.
Il punto di svolta è arrivato nel 2019 con il Decreto Ministeriale del 28 giugno che ha ottenuto l'approvazione definitiva della Commissione Europea per il Capacity Market italiano. Dal 2020-2023 sono diventate operative le prime aste del mercato della capacità per gli anni di consegna 2022-2023, segnando l'inizio di una nuova era.
La Delibera 616/2023/R/eel ha poi definito la RTTE 6PRTE (Regolazione Tariffaria Trasmissione Elettrica) per il periodo 2024-2027, mentre la recente Delibera 599/2024/R/com ha aggiornato i corrispettivi di dispacciamento per il 2024, completando il quadro normativo attuale.
Con l'introduzione del TIDE, il tradizionale Mercato dei Servizi di Dispacciamento (MSD) è stato rinominato Mercato per il Bilanciamento e il Ridispacciamento (MBR) e ha subito modifiche strutturali profonde. Il passaggio da periodi orari a quarti d'ora rappresenta una delle innovazioni più significative, richiedendo maggiore precisione operativa da parte degli operatori.
La separazione tra fase commerciale e fisica dei mercati dell'energia introduce il concetto di Balance Responsible Party (BRP) distinto dal Balance Service Provider (BSP), creando nuove opportunità ma anche maggiore complessità gestionale. Il nuovo modello central dispatch mantiene l'approccio nodale italiano, distinguendolo dai modelli europei: mentre in Italia Terna coordina centralmente tutte le risorse di bilanciamento decidendo quali attivare per garantire l'equilibrio del sistema, nella maggior parte d'Europa prevale il modello "self dispatch" dove gli operatori gestiscono autonomamente i propri portafogli energetici e sono responsabili del proprio bilanciamento, con il TSO che interviene solo per correggere gli sbilanciamenti residui.
La differenza chiave:
L'Italia ha scelto di mantenere questo approccio anche con il TIDE perché il modello Central Dispatch può conseguire una migliore efficienza di esercizio del sistema, avendo il TSO tutti gli elementi per movimentare le risorse più convenienti e acquisire in sicurezza i servizi richiesti.
Il TIDE ha aperto il mercato a una gamma molto più ampia di partecipanti: dai piccoli produttori ai prosumer (soggetti che assumono il duplice ruolo di “producer” e di “consumer”), dalle risorse distribuite in forma aggregata alle Unità Virtuali (UVAT transitorie, UVAZ zonali). Questa apertura include tecnologie innovative come accumuli e veicoli elettrici, rappresentando un'opportunità strategica per aziende che vogliono diversificare i propri ricavi energetici. La neutralità tecnologica del nuovo sistema permette la competizione paritetica tra diverse tecnologie, mentre l'aggregazione consente anche a piccole risorse di partecipare attivamente al mercato del bilanciamento.
La Quota Mercato Capacità rappresenta uno degli elementi più rilevanti per l'impatto economico sulle aziende italiane. Questo meccanismo, operativo dal 1° gennaio 2022, si basa su contratti a termine ("reliability options") attraverso cui Terna si approvvigiona di capacità produttiva mediante aste competitive.
Il meccanismo prevede che ogni soggetto che preleva energia dalla rete contribuisca proporzionalmente al proprio prelievo attraverso un'obbligazione di capacità. Questa obbligazione genera il gettito necessario per remunerare le capacità selezionate nelle aste, creando un sistema di solidarietà tra tutti i consumatori finali.
Parliamo quindi di un meccanismo che funziona come una sorta di "assicurazione collettiva" per garantire la sicurezza energetica nazionale.
Il corrispettivo viene applicato in bolletta con una struttura bi-oraria particolarmente impattante.
Nel 2024 durante le ore di picco (500 ore annue concentrate nei mesi di gennaio, febbraio e luglio), il corrispettivo è stato di € 44,90 per MWh, mentre nelle ore fuori picco si è attestato a €1,57-3,00 per MWh.
Nel 2025 durante le ore di picco (489 ore annue concentrate sempre nei mesi di gennaio, febbraio e luglio), il corrispettivo è di € 55,05 per MWh, mentre nelle ore fuori picco si attesta a €4,41-3,65 per MWh (al momento non sono disponibili i dati per il quarto trimestre).
Impatti economici per le aziende
Per un'azienda con profilo di consumo costante, l'impatto stimato è di circa €7,6 per MWh, ma per aziende con consumi concentrati nelle ore di picco l'impatto può essere significativamente superiore. La comprensione di questa dinamica è fondamentale per ottimizzare i profili di consumo e sviluppare strategie di demand response.
I parametri economici per il periodo 2025-2028 prevedono corrispettivi di €46.000-47.000 per MW/anno per capacità esistente e €85.000-86.000 per MW/anno per nuova capacità, con un investimento minimo di €215.000 per MW per contratti pluriennali.
L'asta 2026 ha assegnato 38.405 MW totali per un costo di sistema di €1,816 miliardi. Un dato particolarmente significativo è che il 60% della nuova capacità è costituito da sistemi elettrochimici di accumulo, evidenziando la trasformazione tecnologica in corso.
Le tecnologie di storage stanno diventando sempre più competitive, anche grazie al nuovo meccanismo MACSE (prima asta prevista a settembre 2025) dedicato ai sistemi di accumulo di lunga durata, aprendo ulteriori opportunità di investimento per operatori privati.
La struttura dei corrispettivi di dispacciamento ha subito una revisione completa con la Regolazione Tariffaria del servizio di Trasmissione per il periodo 2024-2027. I costi sono coperti attraverso corrispettivi applicati all'energia prelevata da ogni Balance Responsible Party, con modalità di traslazione ai clienti finali che differiscono tra mercato libero e regimi regolati.
Nel mercato libero, le modalità di traslazione sono determinate dai BRP nelle condizioni contrattuali, mentre per le tutele graduate e la maggior tutela sono definite direttamente da ARERA. Gli aggiornamenti seguono una doppia cadenza: annuale per i valori definiti da ARERA e trimestrale per quelli determinati da Terna.
I corrispettivi di dispacciamento si articolano in quattro componenti principali che riflettono i costi effettivi del servizio:
La determinazione dei corrispettivi segue metodologie definite da ARERA e aggiornate da Terna con cadenza trimestrale, riflettendo l'andamento effettivo dei costi di dispacciamento e le necessità operative del sistema elettrico nazionale.
Il TIDE ha introdotto e riorganizzato i Servizi Ancillari Nazionali Globali, includendo la nuova riserva ultrarapida di frequenza e la modulazione straordinaria suddivisa in istantanea, lenta senza preavviso e lenta con preavviso. La regolazione primaria è ora remunerata, riconoscendo il valore dei servizi di stabilità della frequenza.
La separazione tra BRP e BSP permette una maggiore specializzazione dei ruoli, mentre il bilanciamento zonale precede il ridispacciamento fisico, ottimizzando l'efficienza economica del sistema. La partecipazione è ora aperta a risorse non programmabili come fotovoltaico ed eolico attraverso aggregazione tecnologicamente neutra.
La complessità crescente del sistema richiede un approccio strutturato alla compliance normativa. Gli operatori devono gestire la transizione da periodi orari a quarti d'ora, rispettare la separazione dei ruoli BRP/BSP e conformarsi agli standard europei CACM e altri regolamenti.
Per aziende e professionisti, la gestione della conformità normativa rappresenta sia una sfida che un'opportunità competitiva. La comprensione approfondita delle regole del dispacciamento può tradursi in vantaggi operativi significativi e riduzione dei costi energetici.
Il sistema di dispacciamento italiano si sta trasformando da un modello centralizzato a un ecosistema complesso che integra milioni di risorse distribuite. Terna evolve da semplice gestore di rete a orchestratore digitale, utilizzando tecnologie avanzate per gestire la complessità crescente.
Le opportunità per professionisti e aziende includono investimenti in sistemi di accumulo con ROI interessanti, efficienza energetica attraverso gestione dei picchi, e aggregazione per piccoli operatori via virtual power plant. La neutralità tecnologica e l'apertura del mercato creano un ambiente competitivo che premia l'innovazione e l'efficienza.
Il dispacciamento elettrico italiano si configura come un sistema maturo e in continua evoluzione, essenziale per mantenere la sicurezza energetica nazionale mentre il sistema elettrico si adatta agli obiettivi normativi di decarbonizzazione entro il 2030.
Confronto 2024 vs 2025 - Impatto Economico
| Periodo | Ore Picco (€/MWh) | Ore Fuori Picco (€/MWh) | Ore di Picco Rilevate |
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