Trasformazione del mercato elettrico italiano: le nuove regole del Tide

Il Testo Unico sul Dispacciamento Elettrico (Tide) di Arera entra nel vivo nel 2026 e diventerà un fattore determinante di trasformazione del mercato elettrico italiano. Che si allineerà progressivamente a quello europeo.

Gli impatti saranno rilevanti anche sulla gestione energetica delle imprese che si sono già dotate o che si doteranno nel prossimo futuro di impianti di generazione elettrica da fonti rinnovabili abbinati a sistemi di accumulo a breve o a lungo termine e supercapacitor di potenza.

A questo proposito, delle opportunità che la nuova regolamentazione comporta in abito industriale si parlerà nel 33° Smart Faro Focus del 21 gennaio 2026 “Efficientamento energetico. Le attese per il 2026”.

Ma innanzitutto, cos’è il Tide e come trasformerà il mercato elettrico italiano?

Il Tide cambia le regole del dispacciamento elettrico del gestore di rete nazionale Terna (il Tide spiegato bene) e disciplina l’aggregazione dei mercati dell’energia come commodity e l’aggregazione dei servizi ancillari necessari a mantenere il sistema costantemente in equilibrio rispetto ai picchi e ai cali della domanda e della produzione di corrente elettrica.

L’obiettivo è facilitare l’integrazione delle fonti rinnovabili intermittenti e incrementare i sistemi distribuiti di accumulo a breve e a lunga durata. Essenziale in questa cornice è il ruolo attivo come “Responsabile di equilibrio” dei prosumer. Cioè, i produttori-consumatori che possono contribuire a fornire flessibilità alla rete, rendendola così più stabile, e che saranno remunerati per questi servizi.

L’implementazione transitoria del Tide, iniziata il 1° gennaio 2025, si concluderà il 31 gennaio 2026. In questa prima fase si è passati a una gestione del sistema basata su periodi di bilanciamento tra immissioni e prelievi di energia sulla rete su intervalli di 15 minuti (l’ultimo quarto d’ora prima della consegna) anziché oraria.

Dal 1° febbraio 2026 al 31 dicembre 2026 seguirà un periodo di consolidamento, che vedrà una separazione dei ruoli tra il BRP – Balance Responsible Party e il BSP – Balance Service Provider nella gestione di sbilanci e servizi di dispacciamento, con l’avvio di nuovi servizi ancillari e di nuove modalità di remunerazione.

Nel 2027 si andrà a regime.

Il Tide introduce i prezzi zonali per l’acquisto all’ingrosso di elettricità, con il progressivo superamento del riferimento al PUN e la frequenza quartoraria dell’aggiornamento dei dati del mercato elettrico da parte del Gestore dei Mercati Energetici – GME e di Terna. Ciò significa che nel nuovo contesto la gestione energetica sarà effettuata sempre più in tempo reale, prezzando l’energia più vicino al suo valore reale che si manifesta al momento della consegna.

Per le imprese ciò comporta l’esigenza di adattare i propri profili di consumo ai momenti di maggiore convenienza o necessità del sistema e di proteggersi con adeguati strumenti di gestione del rischio, sia contrattuali che tecnologici. A causa delle sostanziali trasformazioni del mercato, i cambi potrebbero essere particolarmente profondi, sia nella contrattualistica che nelle nuove tecnologie da adottare. A tal proposito Carlo Degli Esposti, esperto di energia di Faro Club e Managing Partner di BSDE Associates, osserva che la portata della trasformazione del mercato elettrico concerne da vicino specialmente le aziende che investono in forniture da fonti intermittenti, che devono quindi dotarsi di adeguati strumenti e sistemi sia di gestione interna della fornitura, sia di interfaccia con Terna.

«In Italia – spiega Degli Esposti – già nei prossimi mesi la nuova regolazione TIDE modificherà radicalmente la gestione delle forniture di energia elettrica. Il mercato italiano, che fino all’anno scorso ha protetto chi si è esposto alla volatilità della produzione rinnovabile di energia, non vedrà più il Gestore dei Servizi Energetici – GSE nel ruolo di maxi-aggregatore nazionale delle rinnovabili e, di conseguenza, il rischio dell’intermittenza verrà ripartito su tutti gli attori di mercato.

La responsabilità di compensare gli squilibri tra produzione e consumo passerà infatti in capo al responsabile di equilibrio e al fornitore di servizi di bilanciamento, che dovranno garantire che ogni quarto d’ora la sua produzione di elettricità sia compensata dal consumo dei suoi clienti e che la risposta a richieste di Terna in tempo reale sia eseguita secondo regole molto stringenti. Tutto questo con relative implicazioni sia come opportunità interessanti di remunerazione sia come rischio di penalità se si commettono errori rispetto alla programmazione. Occorre quindi dotarsi, sul lato consumo, non solo di strumenti di hedging ma anche di tecnologie e si sistemi di controllo adeguati per proteggersi contrattualmente se ci si affida a trader e aggregatori di mercato».

Per capire come prepararsi a questo cambiamento, pertanto, l’appuntamento da non perdere è il 33° Smart Faro Focus “Efficientamento energetico. Le attese per il 2026” il 21 gennaio.