Il sistema di incentivazione definito dal Decreto CACER è il principale motore economico per lo sviluppo delle Comunità Energetiche Rinnovabili e delle altre configurazioni di autoconsumo per la condivisione di energia rinnovabile.
Si tratta di un’architettura complessa che combina un incentivo in conto esercizio, erogato per vent’anni, con eventuali contributi in conto capitale una tantum o in conto interessi, a cui si aggiunge un ulteriore corrispettivo di valorizzazione per l’energia condivisa.
A queste componenti economiche caratteristiche dell’autoconsumo diffuso, possono potenzialmente aggiungersi altri strumenti agevolativi o incentivanti, ad es. le classiche detrazioni fiscali, e i proventi da vendita dell’energia, tipicamente per questi tipi di impianti al GSE tramite lo strumento del Ritiro Dedicato (RID).
Ma perché lo Stato mi paga?
Fondamentalmente per due motivi:
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perché i nostri impianti contribuiscono a ridurre le emissioni di gas serra, e dunque i costi sociali ed economici ad essi correlati; e
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perché l’autoproduzione diffusa di energia, di complessa gestione tecnica per la rete nazionale, se coniugata con un efficace autoconsumo di prossimità geografica, garantisce un miglior bilanciamento della rete elettrica e minori costi di esercizio.
In effetti, la prima delle due motivazioni sta gradualmente venendo meno, o comunque passando in secondo piano: l’energia rinnovabile di per sé, in particolare quella fotovoltaica, infatti, è attualmente una tecnologia matura ed economicamente competitiva con l’energia fossile. Inoltre, la progressiva elettrificazione dei consumi sta di per sé promuovendo una proliferazione di piccoli impianti in autoconsumo (ad es. nell’ambito residenziale civile e per gli sviluppi della mobilità elettrica).
Il secondo motivo, invece, è l’elemento caratterizzante dell’autoconsumo diffuso ed ha una natura eminentemente tecnica, fondata sul funzionamento fisico delle reti elettriche e della trasmissione di energia. È un aspetto che nell’immediato mira anche a un cambiamento nelle modalità di consumo e di uso della rete elettrica ma che, in prospettiva, apre le porte alle smart grid del futuro.
Vi promettiamo di tornarci in un successivo articolo, ma ora veniamo all’analisi delle partite economiche tipiche dell’autoconsumo collettivo e, soprattutto, delle Comunità energetiche.
Tariffa incentivante (o Tariffa premio): calcolo dettagliato e componenti
La tariffa incentivante, o tariffa premio, 
) rappresenta il principale flusso di ricavo per una CER ed è riconosciuta per un periodo di 20 anni sull’energia elettrica condivisa. La sua struttura è pensata per garantire una remunerazione equa degli investimenti, proteggendo al contempo i beneficiari dalla volatilità del prezzo di mercato dell’energia elettrica.
Il calcolo viene effettuato su base oraria e la tariffa è composta da una parte fissa e una parte variabile. La formula generale per il calcolo della tariffa è:
Dove 
è il prezzo zonale orario dell’energia elettrica.
Le componenti della formula sono così definite:
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Parte fissa: È una componente stabile, “garantita” per 20 anni, il cui valore decresce all’aumentare della potenza dell’impianto, per non penalizzare le installazioni di piccola taglia. I valori sono:
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$80 €/MWh per impianti di potenza fino a 200 kW.
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$70 €/MWh per impianti con potenza superiore a 200 kW e fino a 600 kW.
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$60 €/MWh per impianti con potenza superiore a 600 kW e fino a 1 MW.
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Parte variabile: Questa componente, pari a
, agisce come un meccanismo di protezione contro eventuali riduzioni dei prezzi di mercato. Quando il prezzo zonale dell’energia () scende, la parte variabile aumenta, garantendo un provento più stabile. Il valore di 180 €/MWh funge da prezzo di riferimento (CAP). Se il supera i 180 €/MWh, questa componente si azzera. -
Massimale (price cap): La tariffa totale (
) non può superare un valore massimo, anch’esso dipendente dalla taglia dell’impianto: -
$120 €/MWh per impianti fino a 200 kW.
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$110 €/MWh per impianti tra 200 kW e 600 kW.
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$100 €/MWh per impianti tra 600 kW e 1 MW.
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Coefficiente di correzione geografica: Per compensare la minore insolazione e quindi la minore producibilità degli impianti fotovoltaici in alcune aree del paese, è previsto un premio aggiuntivo sulla parte fissa:
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+10 €/MWh per gli impianti installati nelle regioni del Nord Italia.
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+4 €/MWh per gli impianti installati nelle regioni del Centro Italia.
La seguente tabella riassume la struttura della TIP:
| Potenza dell’impianto | Parte fissa (€/MWh) | Correzione geografica FV (Nord/Centro) | Parte variabile (€/MWh) | Price cap (€/MWh) |
|---|---|---|---|---|
| ≤ 200 kW | 80 | +10 / +4 | |
120 |
| > 200 kW e ≤ 600 kW | 70 | +10 / +4 | |
110 |
| > 600 kW e ≤ 1 MW | 60 | +10 / +4 | |
100 |
Contributo PNRR in conto capitale: leva strategica per i piccoli comuni
Per accelerare la diffusione delle CER, in particolare nei territori con maggiori difficoltà di accesso al capitale, il Piano Nazionale di Ripresa e Resilienza (PNRR), attraverso la Missione 2, Componente 2, Investimento 1.2, ha stanziato 2,2 miliardi di euro per un contributo in conto capitale dedicato a CER e gruppi di autoconsumatori di energia rinnovabile.
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Ambito: Inizialmente destinato ai comuni con meno di 5.000 abitanti, il beneficio è stato recentemente esteso a tutti i comuni con una popolazione inferiore a 50.000 abitanti, ampliando notevolmente la platea dei potenziali beneficiari. Il contributo è accessibile sia per le CER che per i Gruppi di autoconsumo collettivo. Intercer mette a disposizione il database Istat degli abitanti per comune mese per mese, aggiornato all’ultimo mese disponibile.
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Valore del contributo: Il contributo copre fino al 40% delle spese ammissibili per la realizzazione dell’impianto e di eventuali spese tecnico-amministrative e per studi di fattibilità.
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Spese ammissibili: Le spese che possono essere coperte dal contributo includono un’ampia gamma di voci, tra cui: la realizzazione dell’impianto (componenti, inverter, strutture), la fornitura e posa di sistemi di accumulo, l’acquisto di hardware e software, le opere edili strettamente necessarie, i costi di connessione alla rete, gli studi di fattibilità e le spese per la costituzione della configurazione. Gli studi di fattibilità e le spese tecniche come progettazione, direzione lavori e collaudi sono ammissibili fino a un massimo del 10% dell’importo totale.
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Massimali di costo specifici: Il contributo del 40% non è calcolato sull’intera spesa sostenuta, ma su un costo di investimento massimo di riferimento, che varia in base alla potenza dell’impianto:
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$1.500 €/kW per impianti fino a 20 kW.
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$1.200 €/kW per impianti di potenza superiore a 20 kW e fino a 200 kW.
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$1.100 €/kW per impianti di potenza superiore a 200 kW e fino a 600 kW.
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$1.050 €/kW per impianti di potenza superiore a 600 kW e fino a 1 MW.
La tabella seguente sintetizza i dettagli del contributo PNRR.
| Potenza dell’impianto | Massimale di costo (€/kW) | Percentuale del contributo | Contributo massimo (€/kW) |
|---|---|---|---|
| ≤ 20 kW | 1.500 | 40% | 600 |
| > 20 kW e ≤ 200 kW | 1.200 | 40% | 480 |
| > 200 kW e ≤ 600 kW | 1.100 | 40% | 440 |
| > 600 kW e ≤ 1 MW | 1.050 | 40% | 420 |
Corrispettivo di valorizzazione ARERA
Oltre all’incentivo TIP, le configurazioni di autoconsumo diffuso beneficiano di un ulteriore provento economico durante la vita degli impianti di produzione, che mira a “valorizzare” l’energia autoconsumata rimborsando alcune delle componenti tariffarie della bolletta che vengono evitate grazie alla condivisione locale dell’energia.
Questo ristorno è calcolato sull’energia autoconsumata (la quota di energia condivisa all’interno della stessa cabina primaria) e si compone di:
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Restituzione della tariffa di trasmissione: Viene restituita la parte unitaria variabile della tariffa di trasmissione per le utenze in bassa tensione (
), che per il 2025 è stata determinata dall’ARERA nella misura di $11,89 €/MWh. -
Componenti aggiuntive per Autoconsumo collettivo: Per i Gruppi di autoconsumatori (AUC) e i Gruppi di clienti attivi (GCA), che operano all’interno di un unico edificio, il corrispettivo include anche la restituzione della componente variabile di distribuzione per altri usi in bassa tensione (
), pari a $0,65 €/MWh per il 2024, e un corrispettivo per le perdite di rete evitate, che varia in base al livello di tensione e al prezzo zonale (circa 1,5 – 3,3 €/MWh).
È fondamentale, nella redazione di un piano economico-finanziario, distinguere nettamente questi flussi di ricavo. La tariffa premio è un incentivo in conto esercizio, disciplinato dal Decreto CACER, mentre il corrispettivo di valorizzazione è un rimborso di oneri di rete, disciplinato dal TIAD di ARERA. Sebbene entrambi siano erogati dal GSE, hanno basi giuridiche e logiche di calcolo distinte.
Confonderli può portare a stime finanziarie inaccurate. Ad esempio, considerate che il corrispettivo ARERA, pur essendo di entità inferiore, rappresenta un flusso di ricavi più stabile e prevedibile rispetto alla TIP, la cui componente variabile dipende dall’andamento del mercato elettrico.
Cumulabilità: regole per la combinazione degli incentivi
Un aspetto strategico nella strutturazione finanziaria di una CER è la comprensione delle regole di cumulo tra i diversi incentivi e agevolazioni pubbliche. Le Regole Operative del GSE forniscono indicazioni precise per disciplinare questo aspetto.
La natura eterogenea, frammentata e multilivello dei sistemi di agevolazione o incentivazione, i diversi soggetti ed enti protagonisti del settore (ministeri, INVITALIA, SIMEST, fondazioni bancarie, agenzie regionali ed europee, ecc.), veri e propri principi ordinamentali differenti (ad es. nell’ambito della fiscalità), rendono però molto difficile navigare questa complessità.
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Contributo PNRR e TIP: La cumulabilità è consentita, ma con una penalizzazione. La percezione di un contributo in conto capitale per la realizzazione dell’impianto fotovoltaico (come quello del PNRR o altri, fino a un massimo del 40% dei costi ammissibili) comporta una riduzione della tariffa premio proporzionale all’entità del contributo ricevuto, attraverso un fattore di riduzione
che varia linearmente da 0 a 0,5. Con un contributo del 40%, la TIP viene dimezzata (
). Questa regola impone un’attenta valutazione di trade-off: un minore esborso iniziale (grazie al contributo) a fronte di una riduzione del flusso di ricavi ventennale relativo all’energia condivisa. -
Detrazioni fiscali: La tariffa premio è cumulabile con le detrazioni fiscali ordinarie (e non con il Superbonus). Non è cumulabile alle detrazioni, invece, il contributo PNRR.
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Altre forme di sostegno pubblico: La TIP non è cumulabile con altri incentivi in conto esercizio (come lo scambio sul posto) né con contributi in conto capitale che superino il 40% dei costi di investimento ammissibili.
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Finanziamenti agevolati: Il contributo PNRR non è cumulabile con forme di agevolazione di questo tipo, la cui componente di aiuto è determinata come Equivalente Sovvenzione Lordo (ESL) e calcolata sul vantaggio ricevuto rispetto alla stipula di un finanziamento ai tassi di mercato applicabili (ad es. Sabatini). I finanziamenti agevolati, invece, sono cumulabili con la la tariffa premio, previo scomputo dell’ESL.
Prossimi passi
In questo articolo abbiamo solo scalfito il complesso sistema di incentivazione che regola l’autoconsumo collettivo e le Comunità energetiche rinnovabili. Abbiamo accennato le principali componenti economiche – incentivo in conto esercizio, contributo in conto capitale PNRR e corrispettivo di valorizzazione ARERA – e le relative regole di cumulabilità.
Il modello economico dell’autoconsumo collettivo, però, può richiedere valutazioni ben diverse, anche al di là dell’analisi di eventuali strumenti incentivanti specifici. Non abbiamo affrontato le sfide del finanziamento istituzionale (ad es. bancario) o il tema del coinvolgimento di produttori terzi o di ESCo.
Si tratta di un’analisi preliminare, volta a fornire una prima bussola per orientarsi in un settore in rapida evoluzione. Nei prossimi approfondimenti, ci addentreremo in dettagli più specifici e in casistiche applicative, sperando di offrirvi una guida ancora più completa e operativa.