Il paradosso delle Cer: nate per il territorio, ora nel mirino delle grandi aziende dell’energia

Motore acceso e ruote bloccate. Un’immagine che ben riflette il complesso guazzabuglio amministrativo delle Comunità energetiche rinnovabili (Cer) in Italia. Eppure, il nostro Paese è stato pioniere dell’autogoverno energetico, anticipando di un secolo le direttive europee.

La prima forma ante litteram di Cer in Italia risale infatti al 1921, quando a Funes, in Alto Adige, alcuni abitanti si unirono per realizzare una piccola centrale idroelettrica. Bisognerà aspettare dicembre 2018 per vedere formalizzata la normativa europea sulle Cer, come parte del Clean Energy Package.

Pilastro della transizione energetica dal basso, le comunità energetiche hanno il potenziale di democratizzare l’energia e superare il vecchio schema centralizzato, trasformando i consumatori da utenti passivi a “prosumer”, ovvero sia produttori che consumatori.

La condivisione di energia pulita è alla base di questo modello, attraverso il quale i cittadini sottraggono il controllo della produzione energetica ai grandi monopoli per restituirlo ai territori. È lo spirito della normativa europea sulle Cer, nata dall’urgenza di accelerare la decarbonizzazione ma anche con una chiara finalità sociale.

Ma tra le pieghe di decreti, delibere, comunicati, regole operative e piani industriali delle utility, la rivoluzione sembra aver cambiato direzione. Quella che doveva essere una rete decentralizzata di piccoli produttori si sta trasformando, pezzo dopo pezzo, nell’ultimo avamposto in cui i grandi player riposizionano vecchi modelli di governance anche dentro le pieghe dell’autoconsumo collettivo.

Le Cer sono entità legali composte da gruppi di cittadini, piccole imprese ed enti locali, create allo scopo di produrre e condividere energia pulita a chilometro zero.

A partire da gennaio 2024, con il decreto Cacer, ultimo di una serie di passaggi graduali con cui l’Italia ha recepito la direttiva europea, le comunità energetiche godono di due tipi di aiuto economico: incentivi a vent’anni sull’energia prodotta e consumata all’interno di ogni specifica Cer, e un contributo a fondo perduto del 40% sui nuovi impianti, finanziato con il Pnrr.

Gli oltre cinque anni tra la direttiva europea e il decreto italiano di gennaio 2024, sono stati caratterizzati da un estenuante stop-and-go normativo, in cui il ritardo nell’emanazione dei decreti e le assurde lungaggini dell’iter di allaccio hanno tradito un modello concepito per la semplificazione territoriale, trasformandolo in una corsa a ostacoli.

Questa situazione ha aperto la porta di nuovo alle grandi aziende energetiche: in teoria escluse dalle Cer come “attore”, rientrano nel quadro come gestori tecnici, occupandosi della costruzione di impianti e degli oneri burocratici, entrambe aree dove la complessità delle norme rende necessario un alto livello di competenze specialistiche.

L’affaire Cer, tra promesse e tagli

La particolare complessità normativa richiesta per la costituzione delle Cer si è andata a sommare a una “scadenza” fin troppo vicina: le domande per l’accesso ai fondi Pnrr andavano infatti consegnate entro il 30 novembre 2025, mentre gli impianti veri e propri dovevano essere completati entro giugno 2026.

Le comunità hanno quindi avuto tempi strettissimi per progettare gli interventi e sperare di realizzarli in tempo. L’obiettivo iniziale, da Pnrr, era installare entro giugno 2026 1730 MW di potenza tramite nuovi impianti, pena il mancato sblocco della tranche.

Che si riuscisse ad attivare abbastanza Comunità energetiche entro i termini era difficile, una difficoltà ben prevista a quanto pare dal Governo stesso, che già a inizio 2025 aveva proposto a Bruxelles di rivedere il Pnrr.

Infatti, mentre le comunità energetiche cercavano di allineare i requisiti tecnici per accedere al bonus 40% entro il 30 novembre, il ministero dell’Ambiente (Mase) stava preparando il terreno per ridurre il finanziamento destinato alle Cer a causa, come è stato sostenuto, di una domanda inferiore alle attese.

Il capitolo Cer ha finito per essere fortemente penalizzato: si è visto sfilare 1,4 miliardi a favore di altri interventi «di più immediata attuazione».  All’indomani della ratifica di Bruxelles, il  sito del Mase pubblicava un comunicato che è un esercizio di eufemismo burocratico: «La riduzione della dotazione deve essere letta come un necessario riallineamento responsabile alle esigenze reali e alle stringenti scadenze del Pnrr, che ha consentito di riassegnare risorse in eccesso ad altri interventi oggi più bisognosi, evitando il rischio di reversal e tagli finanziari a chiusura del Piano». 

Definire questo spostamento di risorse «riallineamento responsabile» suggerisce che il budget iniziale fosse un errore di calcolo e che ridurlo sia stato un atto di responsabilità, non un fallimento. Fatto sta che l’Ecofin, il Consiglio economia e einanza dell’Unione europea, il 25 novembre 2025, mette nero su bianco le richieste di modifica dell’Italia, riducendo la dotazione dei fondi Pnrr per le Cer da 2,2 miliardi a 795,5 milioni, e cioè il 64% in meno.

«Se prima l’unico dubbio era di riuscire a terminare gli impianti entro giugno, adesso si aggiunge il dubbio di capire se si avrà riconosciuto questo incentivo», spiega a IrpiMedia Leonardo Pozzoli, direttore commerciale di Free Luce&Gas, società energetica che gestisce una ventina di Cer.

«All’inizio chiedevano un’infinità di informazioni di dettaglio, che però non davano nessun valore aggiunto. Nel complesso questa vicenda è una ragguardevole collezione di pressapochismi e dilettantismi», commenta a IrpiMedia Gianluca Ruggieri, presidente di Ènostra, prima cooperativa energetica in Italia che produce 100% energia rinnovabile. 

Il paradosso si è materializzato a luglio 2025: mentre il Gse – longa manus del Mase – semplificava le regole per tentare un’accelerazione delle richieste da presentare a novembre, la cabina di regia del Pnrr continuava a trattare con Bruxelles il taglio controllato.

Fino a qualche mese prima della scadenza del bando Pnrr, i report periodici sulle Cer indicavano numeri bassissimi. Contro ogni previsione, al 30 novembre le domande di finanziamento per l’installazione di nuovi impianti Cer hanno fatto registrare un’impennata, raggiungendo 3.344 MW di potenza richiesta, praticamente il doppio del target Pnrr, ma con un fabbisogno finanziario di gran lunga superiore al nuovo tetto.

Ma c’è da stare tranquilli: il Mase garantisce che «eventuali progetti che dovessero risultare ammissibili ma non immediatamente finanziabili potranno essere oggetto di prioritario monitoraggio, in modo da intercettare nuove risorse non appena disponibili».  Al momento, non è dato sapere di che risorse si tratti. Il nuovo decreto Cer 2026 introduce un meccanismo di facility, che consente al Gse di impegnare risorse verso i progetti ammissibili ma rimasti esclusi.

Per quanto riguarda la rimodulazione dei target, l’Italia ha ottenuto da Bruxelles che gli obiettivi saranno considerati raggiunti se entro il 30 giugno 2026 risultano sottoscritti atti d’obbligo tra Gse e beneficiari, anziché l’accensione fisica degli impianti. Un cambio di regole che permette di spostare l’effettiva entrata in esercizio degli impianti al 31 dicembre 2027.

A qualcuno piace big

Ci sono regole precise che impediscono alle grandi aziende dell’energia di diventare socie delle Cer: le uniche aziende ammesse sono le Pmi come soggetti radicati sul territorio, purché la Cer non sia a scopo di lucro. Inoltre, per le imprese che vi partecipano, la gestione della comunità non deve mai costituire il business principale. 

Eppure, a un certo punto dell’iter normativo, sono state introdotte una serie di figure che offrono la possibilità di aggirare questo limite, definite alternativamente come “referente”, “soggetto terzo” o “partner tecnico”. Nelle regole operative del Gse, ad esempio, si legge: «Gli impianti di produzione possono essere di proprietà di un soggetto terzo e/o gestiti da un soggetto terzo».

In altre parole, il “soggetto terzo” (che può essere una piccola azienda di servizi elettrici locale ma anche una grossa azienda del calibro di Enel X) è colui che installa, possiede o gestisce i pannelli solari messi a disposizione di una Cer. Non è socio, ma partner esterno per contratto.

A patto, però, di attenersi alla volontà di quella Cer, che deve essere controllata – lo vuole la legge – solo dai propri membri. Ma questa autonomia rischia di restare solo su carta, se di fatto la regia è in mano a operatori specializzati. Questo meccanismo, che permette alle grandi aziende dell’energia di rientrare “dalla finestra” nelle Cer risponde a complessità oggettive di gestione tecnica e burocratica delle Cer.

Chi non si affida alle grandi aziende infatti, ha spesso comunque bisogno del supporto di un “service provider” specializzato: le chiamano “Cer nazionali”, ma non sono comunità energetiche vere e proprie, quanto più delle sovrastrutture amministrative, “consorzi” a cui le Cer aderiscono per avere servizi specifici di gestione, come la firma dei contratti col Gse, la gestione degli incentivi e del portale elettronico su cui è necessario registrare gli scambi di energia. «Secondo me le piccole Cer locali e private avranno difficoltà a decollare, perché la gestione è complessa e costosa», commenta a IrpiMedia Silvia Chiassai Martini, Presidente della Fondazione Cer Italia.

Lorenzo Pozzoli, di Free Luce&Gas, ci spiega anche il modello economico su cui queste “Cer nazionali” si basano: «Si aderisce con carta semplice. Si entra nella Cer nazionale e si attiva la cabina locale. Vengono fatti i conti per la condivisione sulla cabina e per l’incentivo. Noi riconosciamo il 90% (degli incentivi, ndr) a livello locale, mentre l’altro 10% è lasciato alla Cer nazionale per la gestione».

Se le prime configurazioni nascevano come associazioni locali autonome, l’attuale complessità tecnica rende sempre più necessario ai membri di una Cer delegare questa autonomia, ricorrendo a operatori capaci di scalare la gestione energetica su ampio raggio. C’è chi vede questa tendenza come una distorsione verso nuove forme di accentramento.

«Il rischio consiste nel fatto che modelli organizzativi più complessi possano tradursi in assetti di governance meno coerenti con l’impostazione bottom-up delineata dalla Direttiva. La presenza di grandi operatori può generare interrogativi, ma non è di per sé incompatibile se il modello di governance mantiene un baricentro locale e partecipativo, garantendo la capacità decisionale dei cittadini e delle comunità locali», spiega a IrpiMedia Gabriella De Maio, professoressa di diritto dell’energia all’Università di Napoli Federico II. 

Le Cer nazionali rappresentano in qualche modo un’alternativa alle grandi aziende dell’energia per la gestione delle Cer, ma secondo diversi analisti sono proprio queste grandi aziende ad essere posizionate nel modo migliore per inserirsi in questo nuovo business. L’opportunità per le utility energetiche è di fidelizzare i territori, la strategia quella di integrare indirettamente le Cer. 

«L’idea che mi sono fatto è che i grandi player saranno coinvolti perché hanno in mano le forniture dei piccoli consumatori: noi ti diamo la fornitura, tu puoi far parte di questa comunità e avrai un risparmio in bolletta», commenta Mauro Bellezza, ingegnere elettronico di Epsi, azienda specializzata nel settore fotovoltaico che offre consulenza a enti locali e Pmi.

Come suggerisce Silvia Chiassai Martini: «I cittadini sono liberi di scegliere il fornitore di energia e cambiarlo in ogni momento. Il vantaggio che vedo per le multiutility è cercare di non perdere clienti offrendo opportunità serie a chi virtuosamente si impegna nella transizione ambientale del nostro paese». 

Chi ha paura delle Cer

L’interesse dei big player dell’energia nelle Cer nasce anche dal rischio che queste rappresentano per il loro modello di business, in particolare quello della distribuzione. 

In Italia infatti, i costi di rete e gestione del contatore incidono per circa il 22% sulla bolletta: l’Autorità calcola quanto costa mantenere l’infrastruttura e spalma la cifra su ogni KWh prelevato. Siccome chi sta dentro una Cer finisce per pagare bollette molto più basse, perché consuma principalmente energia autoprodotta, si riducono significativamente i compensi per chi gestisce la distribuzione. Se le Cer arrivassero a una dimensione per cui milioni di persone iniziano a scambiarsi energia “a chilometro zero”, il distributore rischia di dover mantenere lo stesso impegno per la manutenzione e l’ammodernamento delle reti, ma senza un efficace meccanismo di compensazione.

«Dal punto di vista normativo, i distributori operano in regime regolato, con obblighi precisi: garantire connessioni, neutralità e resilienza della rete. Il loro modello di ricavo però, si fonda tradizionalmente sugli asset (sui compensi riconosciuti per l’uso che i cittadini fanno della rete elettrica, ndr) ; una forte riduzione dei flussi può quindi rendere necessario un adeguamento dei meccanismi di remunerazione. Si tratta di una dinamica tipica dei mercati regolati, che riguarda l’intero contesto europeo e non soltanto l’Italia», sottolinea Gabriella De Maio.

Distributori e utility, sebbene formalmente separati, appartengono spesso agli stessi grandi gruppi energetici. E quindi anche gli interessi convergono: quelli di chi vede erodere la base dei propri modelli di ricavo e quelli di chi, in un feroce mercato post-tutela, usa la Cer come strumento di fidelizzazione, quando non di posizionamento “green” sul mercato. 

Tramite canali di consultazione istituzionale, le aziende energetiche hanno a vario titolo spinto per allentare i vincoli sul controllo no-profit, proponendo modelli dove la gestione sia in mano a player con “adeguati requisiti di professionalità”.

Rispondendo alla consultazione di agosto 2022 sul Testo unico delle Cer, le osservazioni di Elettricità futura, che rappresenta oltre il 70% del mercato elettrico italiano, sono eloquenti. Per l’associazione era indispensabile superare il divieto del Gse, che escludeva dalle Cer le imprese con codici Ateco legati alla produzione e vendita di energia elettrica.

«Tale requisito risulta infatti eccessivamente restrittivo rispetto al disposto della norma primaria, che non pone specifici limiti alla partecipazione alle Cer da parte delle imprese, fatto salvo il rispetto del requisito dei poteri di controllo destinati alle sole Pmi previsto per le nuove configurazioni. Si propone quindi di rimuovere tale requisito».

In parole povere, si riteneva che i paletti proposti dal Gse per escludere chi produce o vende energia “per mestiere” fossero troppo restrittivi rispetto alla legge stessa. Risultato, un compromesso: oggi i grandi operatori non entrano nelle Cer come soci, ma come partner strategici che forniscono impianti e software, blindando il rapporto con i cittadini attraverso contratti di gestione.

E intanto il quadro assume contorni netti: le piccole Cer hanno forti difficoltà amministrative; c’è il rischio che le Cer si risolvano in un vantaggio per i territori già dotati di capitale (motivo per cui la Direttiva insiste sul contrasto alla povertà energetica); infine, laddove i fondi Pnrr dovevano riequilibrare le disparità, sono stati fortemente tagliati.

Resta da capire quale sarà il futuro nel post-Pnrr. Se pure si troveranno nuove risorse, queste andranno ad alimentare iniziative di democrazia energetica o scivoleranno nel binario degli aiuti alle imprese? 

Al di là del cronico vizio italiano di complicare le cose, è certo che non siamo soli in Europa. Un recente rapporto della Corte dei conti europea evidenzia che la rivoluzione delle comunità energetiche è ferma al palo in tutta l’Unione.

Tra lacune legislative e mancanza di supporto tecnico, il cittadino resta ai margini dell’autogoverno energetico, l’esatto contrario della direzione in cui si voleva andare. Per invertire la rotta, suggerisce la Corte dei conti Ue, ci sono tre leve su cui agire: semplificazione dei quadri regolatori, più incentivi ai cittadini, maggiore supporto per lo sviluppo di sistemi di accumulo.

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