La Tariffa Premio sull'Energia Condivisa riconosce fino a 120 €/MWh per 20 anni nelle CER, con maggiorazioni Nord/Centro, cumulo PNRR 40% (DM 127/2025) e domanda GSE in 120 giorni.
La TCEC è l'incentivo che il GSE riconosce a ogni Comunità Energetica Rinnovabile per ciascun kWh di energia elettrica condivisa fra i propri membri allacciati alla stessa cabina primaria di media tensione. Il meccanismo nasce con il Decreto MASE n. 414 del 7 dicembre 2023 ed è operativo dal portale GSE dal gennaio 2024, dopo l'approvazione dello schema da parte della Commissione Europea.
A differenza dei vecchi conti energia che premiavano la sola produzione, la TCEC remunera il bene più difficile da ottenere in una CER: la sincronia tra immissione in rete e prelievo dei consumatori membri nello stesso istante. Per questo viene calcolata ora per ora e non sulla produzione totale annua.
L'obiettivo dichiarato del MASE è duplice: spostare quota di consumo elettrico residenziale e produttivo verso la fascia diurna, dove il fotovoltaico genera, e ridurre il dispacciamento sulla rete di Terna facendo restare l'energia all'interno della stessa porzione di rete in cui è stata prodotta. La premialità oraria, invece di un flat su kWh prodotti, è lo strumento concreto con cui il decreto traduce questo obiettivo in incentivo economico.
La tariffa è riconosciuta per vent'anni dalla data di entrata in esercizio commerciale dell'impianto presso il GSE. L'erogazione è mensile e prende come riferimento i flussi di misura quartorari che i distributori (e-distribuzione, Areti, Unareti e gli altri concessionari locali) trasmettono al GSE. La somma maturata in un mese viene accreditata sul conto del soggetto referente della CER nel corso del mese successivo.
Il calcolo della TCEC poggia su due elementi: una componente fissa che dipende dalla taglia dell'impianto e una componente variabile legata al prezzo zonale orario, indicato come Pz nel testo del decreto. La somma è espressa in euro per megawattora di energia condivisa, non di energia prodotta.
Prima di applicare la tariffa, il GSE deve sapere quanta energia è stata davvero condivisa in ciascuna ora. Il valore di riferimento si chiama EACI (Energia Autoconsumata Collettivamente Incentivata) e si calcola con una regola semplice: per ogni ora, l'energia condivisa equivale al minimo tra il totale immesso in rete dai produttori e il totale prelevato dai consumatori membri nella stessa ora e nella stessa cabina primaria.
Formalmente: EACIora = min(Totale Immessa, Totale Prelevata), dove entrambe le grandezze sono misurate nello stesso intervallo orario. Il meccanismo premia la sincronia reale tra produzione e consumo: se un impianto da 100 kW immette 80 kWh in un'ora ma i consumatori prelevano solo 30 kWh, l'EACI si ferma a 30 kWh — i 50 kWh in eccesso vengono ceduti alla rete senza incentivo TCEC. I dati di misura arrivano al GSE dai contatori smart meter di seconda generazione (2G), che registrano i flussi ogni 15 minuti; il GSE aggrega poi le misure su base oraria per determinare l'EACI di ciascuna ora dell'anno.
Si consideri una CER con un impianto da 50 kW in Emilia-Romagna (fascia ≤200 kW, maggiorazione Nord +10 €/MWh). In una giornata tipo di maggio, l'impianto produce in media 200 kWh, ma i consumatori membri prelevano contemporaneamente solo 120 kWh nelle ore solari. L'EACI giornaliera si ferma quindi a 120 kWh — il resto va in immissione senza incentivo.
Applicando la tariffa base di 80 €/MWh più il +10 €/MWh Nord e ipotizzando una componente variabile media mensile di 25 €/MWh (Pz medio 155 €/MWh), la TCEC risultante è 115 €/MWh. Su 120 kWh EACI/giorno × 30 giorni = 3.600 kWh condivisi al mese, l'incentivo mensile ammonta a circa 414 euro. Aumentare la quota condivisa — aggiungendo un accumulo da 30 kWh o reclutando utenti con profili di consumo diurno — sposta direttamente questo importo verso l'alto.
Il Decreto MASE 414/2023 individua tre scaglioni di potenza nominale, ciascuno con la propria formula:
Tutti e tre gli scaglioni godono della medesima durata ventennale. La componente variabile max(0; 180 − Pz) può aggiungere al massimo 40 €/MWh quando il prezzo zonale orario scende sotto i 140 €/MWh: a prezzi più alti, la quota variabile è minore o nulla.
Pz è il prezzo zonale orario dell'energia elettrica pubblicato dal GME (Gestore dei Mercati Energetici) sul mercato del giorno prima per la zona in cui si trova l'impianto. Le sette zone di mercato sono Nord, Centro-Nord, Centro-Sud, Sud, Calabria, Sicilia e Sardegna; ognuna ha il proprio Pz ora per ora. La formula max(0; 180 − Pz) è una funzione di compensazione: quando il mercato elettrico paga poco la produzione, la TCEC sale per garantire un ritorno stabile; quando il mercato paga molto, la TCEC scende perché l'autoconsumo collettivo ha già un valore di per sé.
Il fotovoltaico installato in Lombardia o Piemonte produce ogni anno fra il 15% e il 25% in meno di un impianto identico installato in Puglia o Sicilia. Per non penalizzare le CER del settentrione e del centro, il MASE ha previsto una maggiorazione fissa che si somma alla tariffa base calcolata al paragrafo precedente.
Il valore aggiuntivo dipende esclusivamente dalla regione di installazione dell'impianto fotovoltaico:
Le maggiorazioni si applicano in modo automatico in fase di liquidazione mensile: il referente della CER non deve presentare ulteriore documentazione. Un impianto da 150 kW in provincia di Bergamo, ad esempio, parte da 80 €/MWh di componente fissa, somma il +10 €/MWh della maggiorazione Nord e aggiunge la componente variabile legata al Pz orario, arrivando potenzialmente a 130 €/MWh nelle ore con prezzo zonale più basso.
Fino al 25 giugno 2025, chi otteneva il contributo a fondo perduto del 40% finanziato dal PNRR vedeva la propria TCEC ridotta in proporzione al contributo ricevuto: una decurtazione che poteva arrivare al 50% dell'incentivo originario per le sole persone fisiche. Il Decreto MASE n. 127 del 16 maggio 2025, in vigore dal 26 giugno dello stesso anno, ha cancellato questo fattore di riduzione, con applicazione anche retroattiva sulle domande già presentate al GSE.
Il decreto ha allargato la platea dei beneficiari del fondo perduto PNRR portando la soglia demografica dai 5.000 ai 50.000 abitanti per comune: significa che oggi la maggior parte dei comuni italiani rientra nel perimetro di finanziabilità. Sul fronte tariffa, la TCEC è ora riconosciuta nella sua misura piena, senza decurtazioni proporzionali al contributo in conto capitale incassato.
Si consideri una CER costituita in un comune di 30.000 abitanti del Centro-Sud, con un impianto fotovoltaico da 80 kWp installato su capannone industriale. Costo dell'impianto chiavi in mano: 110.000 euro circa. Il 40% di fondo perduto PNRR copre 44.000 euro del costo di investimento iniziale. Sui kWh effettivamente condivisi (per esempio 65.000 kWh/anno su 110.000 kWh prodotti), la TCEC base è 80 €/MWh, a cui si aggiunge la componente variabile media di 30 €/MWh, totalizzando attorno ai 7.000 euro l'anno per vent'anni. Il tempo di recupero dell'impianto, già competitivo sul solo autoconsumo, scende a 2-3 anni considerando entrambe le leve.
Il contributo a fondo perduto si calcola sul 40% della spesa ammissibile, ma la spesa ammissibile è soggetta a massimali differenziati per scaglione di potenza definiti dalla Facility CACER. Il costo unitario riconoscibile non può superare i seguenti valori: impianti fino a 20 kW ammessi a 1.500 €/kW di potenza nominale installata; impianti da 20,1 kW a 200 kW a 1.200 €/kW; impianti da 200,1 kW a 600 kW a 1.100 €/kW; impianti da 600,1 kW a 1.000 kW a 1.050 €/kW.
Per un impianto da 100 kW, il massimale di spesa ammissibile è quindi 120.000 euro, a fronte del quale il contributo PNRR copre al massimo 48.000 euro. Costi di progetto che eccedono il massimale per kW rimangono a carico del beneficiario senza beneficio di incentivo aggiuntivo.
Il Decreto-Legge 19 febbraio 2026, n. 19 — convertito con la Legge 20 aprile 2026, n. 50 — ha riscritto le regole temporali della Facility CACER. Prima della conversione, molti soggetti rischiavano di decadere dal contributo PNRR per non aver completato fisicamente i lavori entro la scadenza europea del programma.
Il cambio di paradigma introdotto dal decreto è netto: la scadenza del 30 giugno 2026 non riguarda più il completamento dell'impianto, ma la stipula dell'accordo di concessione con il GSE. Una volta firmato l'accordo entro tale data, il beneficiario dispone di ulteriori 24 mesi per completare i lavori e mettere in esercizio l'impianto, con termine assoluto al 31 dicembre 2027. Il GSE diventa in questo assetto il soggetto attuatore unico dell'intero programma: raccoglie le istanze, adotta i decreti di concessione e gestisce i flussi di liquidazione nel rispetto delle scadenze europee del PNRR.
Alle incentivazioni nazionali si affiancano bandi regionali a fondo perduto che possono integrare ulteriormente il costo di investimento iniziale. Lo schema tipico prevede contributi tra il 35% e il 40% della spesa ammissibile, con massimali per progetto variabili a seconda della regione. Alcune realtà regionali attive nel 2025-2026:
I bandi regionali hanno aperture e chiusure annuali: verificare i portali ufficiali di ciascuna regione e il catalogo aggregato di Nextville o BibLus per le finestre in corso. Il cumulo tra contributo regionale e contributo PNRR è generalmente ammesso nei limiti del cumulo previsto dalla normativa europea sugli aiuti di stato.
La richiesta della TCEC è una procedura interamente telematica che il soggetto referente della CER presenta sul portale GSE Autoconsumo e Comunità Energetiche. L'iter completo si compone di quattro passaggi che devono concludersi entro 120 giorni dalla messa in esercizio dell'impianto, pena la decadenza dal diritto alla tariffa.
La documentazione richiesta dal GSE riguarda tre aree distinte: la costituzione giuridica, la conformità tecnica e i rapporti contrattuali con i membri. I file da preparare prima di iniziare la compilazione sono lo statuto e l'atto costitutivo della CER (il documento societario registrato che definisce composizione, finalità non lucrative e regole di redistribuzione interna), i contratti di adesione dei singoli membri con indicazione del proprio POD georeferenziato, la relazione tecnica a firma di tecnico abilitato con schemi unifilari e calcolo della producibilità annua attesa, le certificazioni elettriche e urbanistiche e la prova dell'installazione di misuratori abilitati al quarto d'ora: i nuovi smart meter di seconda generazione (chip 2G) che trasmettono dati ogni 15 minuti sono il prerequisito per il calcolo orario della TCEC.
Una volta inviata la domanda completa, il flusso entra in due fasi distinte: la prima è l'istruttoria che il GSE conduce sui documenti caricati; la seconda è il ciclo mensile di liquidazione, che parte solo dopo l'esito positivo dell'istruttoria. Comprendere bene questi tempi serve per pianificare i flussi di cassa della CER nei primi anni di attività.
Il GSE ha novanta giorni lavorativi a partire dalla data di ricezione della domanda completa per concludere l'istruttoria e comunicare l'esito al referente. In caso di richieste di integrazione documentale, i termini si sospendono e ripartono dalla data di consegna dei file mancanti. Una volta approvata, la tariffa viene retrodatata al momento della messa in esercizio dell'impianto, quindi nessun kWh condiviso durante l'istruttoria va perso.
Il GSE non si occupa della ripartizione interna dei flussi economici: eroga un solo bonifico mensile cumulativo al referente. La redistribuzione fra produttori e consumatori membri è poi un processo interno alla CER. Il pagamento viene accreditato in forma cumulativa sul conto corrente intestato alla CER o al suo legale rappresentante, mai sui POD dei singoli membri; il referente trasferisce poi le quote usando i criteri concordati nello statuto, proporzionali ai kWh prodotti per i produttori e ai kWh condivisi per i consumatori. Eventuali contenziosi sulla ripartizione restano in capo alla CER e ai suoi organi di governo, senza coinvolgimento del GSE.
La TCEC ha un perimetro di accesso volutamente ampio: il legislatore voleva che il meccanismo coinvolgesse anche soggetti finora esclusi dagli incentivi al fotovoltaico, come gli inquilini in affitto o le famiglie senza tetto di proprietà. I requisiti vivono però su due piani: chi è ammesso a partecipare e quali impianti sono incentivabili.
Possono entrare in una CER e beneficiare indirettamente della TCEC quattro categorie principali di soggetti. Le famiglie, i condomini e i singoli inquilini residenti possono aderire anche senza proprietà dell'immobile e senza impianto fotovoltaico installato direttamente sul proprio tetto. Le PMI, le microimprese, le cooperative e gli enti del terzo settore partecipano con sede operativa nella stessa cabina primaria dell'impianto produttore, indipendentemente dal codice ATECO. I comuni e gli enti pubblici locali — uffici, scuole, biblioteche e altre strutture pubbliche — possono essere consumatori o produttori membri della comunità. Infine i soggetti vulnerabili e le famiglie a basso reddito in carico ai servizi sociali comunali beneficiano di regole di redistribuzione tutelata previste dallo statuto-tipo MASE.
Il vincolo tecnico unico è la connessione alla stessa cabina primaria di media tensione verificabile sul portale del GSE inserendo i singoli POD. Non è richiesta la proprietà diretta dell'impianto: chi installa il fotovoltaico con un contratto PPA o un noleggio operativo accede ugualmente alla TCEC.
Il decreto distingue gli impianti di nuova installazione da quelli oggetto di revamping. Per i primi, i requisiti sono:
Gli impianti esistenti possono entrare in revamping nella CER solo se non hanno mai percepito il Conto Energia (1-5) o il FER1, e a condizione di essere sostanzialmente ammodernati - tipicamente con sostituzione di inverter e ottimizzazione di stringa - e registrati al GSE come nuovi impianti CER.
La scelta di portare un impianto fotovoltaico esistente nella CER tramite revamping dipende da un compromesso economico preciso che occorre valutare caso per caso. Il revamping apre alla TCEC, ma impone la rinuncia definitiva a qualsiasi incentivo precedente — Conto Energia, FER1 o altro regime attivo — che, per impianti installati fra il 2008 e il 2014, può ancora avere anni di erogazione residua.
Conviene considerare il revamping quando:
Non conviene invece procedere se l'impianto ha ancora molti anni di Conto Energia residui con tariffa più alta della TCEC media attesa, o se il profilo di consumo locale è troppo concentrato in fascia notturna per generare sufficiente EACI diurna.
La TCEC, presa da sola, non rende strettamente conveniente un impianto. Sono tre i flussi di valore che, sommati, determinano il tempo di recupero molto rapido tipico delle CER. Il primo è il risparmio in bolletta del consumatore membro che evita il prelievo dalla rete; il secondo è la cessione dell'eventuale eccedenza con ritiro dedicato GSE o vendita in borsa; il terzo è l'incentivo TCEC sui kWh effettivamente condivisi nello stesso quarto d'ora.
I benefici economici si distribuiscono in modo molto diverso a seconda del ruolo assunto nella CER. Conviene analizzare le situazioni più comuni attraverso profili tipo distinti per struttura di costo e flussi di ricavo.
Consumer puro (consumatore senza impianto): il suo beneficio diretto è il risparmio sulla bolletta elettrica, proporzionale ai kWh che la CER riesce a condividere con lui nelle ore di picco fotovoltaico. In genere ammonta a 4-8 centesimi di euro per kWh condiviso, a seconda dello sconto praticato dalla CER in statuto. Se lo statuto prevede redistribuzione parziale della TCEC ai consumatori, il beneficio può salire ulteriormente.
Producer puro (produttore senza consumo proprio): riceve la quota TCEC attribuita alla propria immissione condivisa, più il corrispettivo del ritiro dedicato per l'energia non condivisa. La sua redditività dipende fortemente dalla percentuale di EACI sul totale prodotto: un impianto isolato su tetto industriale con pochi consumatori attivi di giorno può condividere meno del 40% della propria produzione.
Prosumer (produttore e consumatore contemporaneamente): è il profilo con il ritorno economico più completo, perché somma risparmio diretto sui consumi propri, quota TCEC sull'energia condivisa e — nei casi con accumulo — autoconsumo notturno. Un prosumer con impianto da 20 kW (es. moduli JA Solar DeepBlue 4.0 o LONGi Hi-MO 6) e batteria da 15 kWh (es. BYD HVM o Pylontech US5000) gestita da inverter ibrido (es. SolarEdge SE-RWS) può arrivare a un beneficio complessivo annuo di 3.000-5.000 euro, integrando tutte le voci.
In uno scenario di riferimento per una PMI manifatturiera dell'Italia settentrionale, un impianto da 18-22 kW su tettoia industriale con accumulo da 14-16 kWh può raggiungere una quota EACI del 60-70% della produzione annua, con un vantaggio economico combinato — risparmio bolletta più quota TCEC — nell'ordine di 2.500-4.000 euro l'anno. Questa configurazione tende a stabilizzarsi dopo il secondo anno, quando il profilo di consumo dei membri è calibrato sulle ore solari.
La Risoluzione dell'Agenzia delle Entrate n. 37/E del 22 luglio 2024 ha chiarito il trattamento fiscale degli incentivi GSE percepiti dalle Comunità Energetiche Rinnovabili, risolvendo un'incertezza interpretativa che aveva rallentato la costituzione di molte CER.
Per le CER costituite come enti non commerciali (associazioni, fondazioni, cooperative a mutualità prevalente), la risoluzione stabilisce che i proventi TCEC non configurano esercizio abituale di attività commerciale ai sensi dell'art. 119, comma 16-bis, del DL 34/2020. Di conseguenza, tali proventi rientrano nella categoria dei redditi diversi ex art. 67, comma 1, lett. i) del TUIR — ovvero redditi da attività commerciali non esercitate abitualmente — e non nel reddito d'impresa. L'imponibile si calcola come differenza tra il corrispettivo percepito dal GSE e i costi diretti documentati dell'impianto, con aliquota IRPEF o IRES ordinaria sulla quota netta.
Per le CER costituite invece in forma commerciale (srl, spa, cooperativa con attività imprenditoriale), i proventi TCEC confluiscono nel reddito d'impresa e sono soggetti alle regole ordinarie IRES/IRAP. La distinzione tra forma giuridica è quindi determinante nella scelta della struttura societaria in fase di costituzione. La risoluzione richiama espressamente l'art. 31 del D.Lgs. 199/2021 come norma di sistema che legittima questa differenziazione fiscale.
Un impianto da 100 kW installato in Emilia-Romagna che produce 120.000 kWh annui e condivide 100.000 kWh con i propri membri può incassare, sulla sola TCEC, circa 9.000-12.000 euro l'anno per vent'anni. Considerando la componente variabile media e la maggiorazione Nord da +10 €/MWh, il totale ventennale si colloca fra 180.000 e 240.000 euro, esclusi il risparmio diretto sui consumi e la vendita di surplus. La vita utile media degli impianti fotovoltaici industriali è oggi stimata in 25 anni, quindi gli ultimi cinque anni rimangono al netto di incentivo ma producono comunque autoconsumo.
Per approfondire i testi normativi e accedere alla modulistica del portale GSE conviene partire dalle fonti istituzionali primarie, sempre aggiornate prima dei portali divulgativi:
Utilizza il cursore per selezionare l'area disponbile per l'installazione dell'impianto.
Definisci il fabbisogno eneregetico dell'Azienda ed il vostro attuale costo dell'energia.
Scopri il dimensionamento dell'impianto e l'analisi completa.
