Il Gestore di una Comunità Energetica Rinnovabile non si occupa soltanto di registri, pratiche e adempimenti. Il suo compito è molto più ampio e riguarda tre dimensioni fondamentali:   Progettazione e avvio della comunità: supporta l’analisi preliminare, la verifica dei requisiti tecnici, la definizione del perimetro e l’impostazione del modello operativo. È la figura che aiuta a trasformare un’idea in un progetto concreto e realizzabile; Gestione quotidiana e coordinamento dei membri: dalla ripartizione dei benefici alla gestione dei flussi informativi, fino al monitoraggio delle produzioni e dei consumi: il gestore garantisce trasparenza, continuità e compliance nelle operazioni quotidiane della CER; Sviluppo e crescita della comunità: una CER non è un’infrastruttura statica, ma un organismo in evoluzione. Il gestore ha il compito di favorire l’ingresso di nuovi membri, ottimizzare i modelli energetici interni, accompagnare il territorio e facilitare nuove forme di partecipazione. Per questo motivo, oggi più che mai, il Gestore della CER è una figura multidisciplinare, strategica e centrale nella transizione energetica.   Dalle prime esperienze alle fasi successive  Nella fase iniziale di costituzione, molte Comunità Energetiche sono nate come progetti pilota, spinte dall’urgenza normativa e dall’entusiasmo dei primi promotori. Con il passare del tempo e l’aumento del numero di CER costituite, è però emersa con chiarezza una nuova esigenza: passare dalla fase sperimentale a una gestione strutturata e continuativa, capace non solo di garantire efficienza operativa, continuità e trasparenza nel tempo, ma soprattutto di permettere alla struttura e al progetto di crescere e fidelizzare i propri aderenti.   È proprio in questo contesto di maturazione della CER che si rende necessaria una figura dedicata alla gestione della Comunità Energetica, in grado di:   coordinare competenze, strumenti e processi lungo tutto il ciclo di vita della CER; integrare competenze tecniche, normative ed economiche; dialogare con installatori, enti pubblici, cittadini e aziende; utilizzare strumenti digitali per rendere la comunità efficiente, trasparente e sostenibile.   Il contributo di B‑CER in questo scenario  B‑CER, azienda del Gruppo Regalgrid, è specializzata proprio in questo: supportare ogni fase di sviluppo di una Comunità Energetica, dallo studio di fattibilità alla costituzione, dalla gestione operativa alla crescita del numero di membri. Un approccio e una visione a lungo termine per lo sviluppo della CER che si basa su supporto amministrativo e tecnico, strumenti digitali dedicati, accompagnamento continuo dei membri in tutte le fasi di adesione.   Digitalizzare la Comunità Energetica: quale piattaforma scegliere? Con la crescita e la progressiva maturazione delle Comunità Energetiche, la gestione non può più basarsi su strumenti frammentati o su processi manuali. La fase di sviluppo di una CER richiede soluzioni digitali affidabili, capaci di governare la complessità operativa, garantire trasparenza verso i membri e supportare il gestore nelle attività quotidiane. In questo scenario, le piattaforme digitali diventano un elemento abilitante: non solo strumenti tecnici, ma vere e proprie infrastrutture di governance della Comunità Energetica.   Il ruolo delle piattaforme digitali e del Modulo CACER della Piattaforma Regalgrid La Piattaforma Regalgrid®, attraverso il suo Modulo CACER, è progettata per accompagnare la Comunità Energetica lungo tutte le fasi del suo ciclo di vita, dalla progettazione iniziale fino alla gestione a regime. Il Modulo CACER consente al gestore di operare su più schemi di autoconsumo diffuso, centralizzando in un unico ambiente digitale dati, processi e monitoraggi.   Le funzionalità del Modulo, customizzabile secondo le esigenze del Gestore, includono:   la gestione delle anagrafiche di comunità, membri, impianti e unità immobiliari; il tracciamento delle richieste di adesione e delle pratiche GSE; il monitoraggio delle performance energetiche ed economiche della CER tramite dashboard dedicate; la supervisione delle fasi di avvio, inclusa la simulazione degli schemi di autoconsumo e la verifica preventiva dell’equilibrio tra produzione e consumo.   Una piattaforma che accompagna la crescita della Comunità Energetica: il caso pratico di CERCheck Digitalizzare una CER non significa solo adottare un software, ma dotarsi di una struttura organizzativa digitale in grado di sostenere la comunità nel tempo. Soluzioni come CERCheck, versione white label della Piattaforma Regalgrid® utilizzata da B-Cer, permettono di passare da una gestione iniziale e sperimentale a un modello stabile, scalabile e trasparente, coerente con l’evoluzione normativa e con l’aumento del numero di membri e impianti. In questo senso, la piattaforma digitale diventa uno strumento strategico per garantire continuità operativa, supportare il ruolo del Gestore della Comunità Energetica e favorire lo sviluppo sostenibile della CER nel medio-lungo periodo.   CERCheck si configura come un unico strumento digitale che consente di:   gestire l’anagrafica dei membri e supervisionare l’ingresso di nuovi aderenti; organizzare, raccogliere e mantenere aggiornata la documentazione della CER; controllare lo stato degli impianti e dei dispositivi di monitoraggio; verificare la corretta appartenenza degli utenti alla stessa cabina primaria; monitorare in tempo reale le prestazioni energetiche ed economiche della Comunità.   Questa integrazione tra piattaforma tecnologica e soluzione di servizio consente di semplificare attività complesse, ridurre il rischio operativo e offrire una visione chiara e condivisa dell’andamento della CER.

Either way, this is a very simple operation, as long as you know: To whom to apply The data you will have to provide The necessary documents The timing and costs   Who to ask for the light connection? The electricity connection must be requested to the provider you decide to rely on for your electricity offer. You can do it in the following ways: By contacting customer service at the toll-free number provided by the supplier By physically going to one of its stores and interacting with an employee – Normally, you can find the list of all the physical stores in the various official websites of the supply company Connecting to the official website of the company – Here you can download the appropriate form, fill in all its fields and send it to the company by mail, PEC or fax.   Data required for light connection The data you will need to provide during the application process are: Your personal information, such as your first and last name, social security number, phone number and email address The identification data of your company if you are requesting the connection for a business offer Cadastral information on the property The contract that certifies your ownership of the property The power and voltage you will need for your supply The IBAN code if you decide to pay your bills directly by automatic bank debit   The necessary documents for the light connection In addition to the data, some documents will need to be submitted. Specifically: The Membership Form – This is a sheet that you will receive after applying for connection. The Safeguard Regime Declaration – This is a form only required if the property is a business and not intended for private or domestic use. A copy of your valid ID.   The timing and costs of the light connection The time required to complete the electricity connection is 12 working days. In fact, the supplier to whom you will make the request will have 2 days to transmit it to the local distributor. The latter will then have to activate your meter in a time limit of 5 days. At this point, the electronic meter will be usable within further 7 days. However, the transaction is not free, and you will be required to pay: 27,59 € administrative fee 23 € fixed contribution 16 € stamp duty In addition, you may also have to pay a security deposit. For this item, each operator has full freedom of choice. So, its value varies from company to company, but it may also not be provided for. However, the tendency is to always include it, except in cases where the payment of bills is made through a bank account. In this case, releasing the IBAN is considered sufficient guarantee. If you want to stay up to date on electricity, at this link you will find the official website of ARERA.  

So, what is the ecological transition? And how do Energy Communities fit into this context? The questions are many, as are the doubts, so let’s try to solve some of them.   ECOLOGICAL AND ENERGY TRANSITION: THE TWO NEW PARADIGMS This is what the word itself states: TRANSITION, a shift from a phase of stagnation to a new and different balance, from a position of disadvantage to one of favor and convenience. Well, the ecological transition is just that, the transition from a situation not very green oriented, not very concerned with consumption and waste, to one of concern and care for these aspects that impact our lifestyle and the environment in which we live, without trauma or inconvenience.   Energy Communities and Ecological Transition Nowadays, under these conditions, it is unthinkable to separate the ecological transition from the energy one, especially considering how much the energy production itself derives for its great majority from non-renewable energy sources and/or located abroad. This mechanism on one hand leads to waste economic resources for the purchase and sale of “foreign” energy and on the other hand reinforces the great opportunity to take advantage of a source that instead we have available for free and in abundance: the sun. Not by chance, due to the high solar radiation of its territory and the presence of a highly technological industrial fabric, the Italian photovoltaic industry is highly developed and could be the leader of the Italian energy transition. Also thanks to the advent of new forces of green circular economy, the energy communities interface well and are complementary to this existing situation. In fact, Italy now is passing through the optimization of the energy produced and consumed: it already started with the transition of power generation from large concentrated to small distributed and it is based on the production from photovoltaic systems. Here, the REAL TURNING POINT of the ecological transition would fully realize with the combination of energy community-photovoltaic systems and distributed storage. This is a virtuous example of circular economy where waste is reused. In this specific case, a continuous value is given to the energy produced, recycled, and shared within the community: this mechanism allows everyone to avoid waste and excess energy, which are instead redistributed.   THE STUDY OF ELEMENS FOR LEGAMBIENTE According to the study drafted for Legambiente by Elemens “The contribution of Energy Communities to Decarbonisation in Italy: current and future models, estimates of potential and benefit pills“, in a scenario of full implementation of the RED II directive, energy communities would bring a great benefit to the Italian economy because they would create: 13,4 billion € of investments in new renewable capacity 2,2 billion € of positive economic impact on Italian companies active along the supply chain of renewables arising from plant construction, O&M and management of energy communities billion € net of IRES/IRAP tax deductions for companies active in plant construction and maintenance 000 direct employees on photovoltaic plants, not counting those involved in energy communities (efficiency and electric vehicles) 47,1 tons of CO2 emissions avoided by 2030   THE 4 GUIDES FOR THE ITALIAN RESTART Talking about ecological transition, it is necessary to mention the National Plan for Recovery and Resilience (PNRR), perhaps better known by the tag Next Generation Fund: this represents the basis for the investment plan to achieve climate neutrality by 2030 and promote economic recovery post-COVID. The Italian investment plan focuses on ecological transition as an inseparable asset and an inevitable prospect: it reserves to the transition € 74.3 billion of interventions, i.e., 37.9% of the Italian PNRR, which will be divided according to four main guidelines: Green enterprise and circular economy: €6,3 billion Energy transition and sustainable local mobility: €18,5 billion Energy efficiency and requalification of buildings: €40,1 billion Protection and enhancement of the territory and water resources: 9,4 billion €.   Energy communities will increasingly become an important link between the four major guidelines that will form the basis for the restart of Italy. They will allow on one hand the requalification of buildings and the protection and enhancement of the territory and, on the other hand, will give a fundamental help for sustainable local mobility. In short, they will be fundamental pillars of the energy transition.

It is a new technology, based on two cornerstones: The smart grid, that joins the electrical network to exchange information in order to automate and optimize the electrical system. And the smart meters, that is, smart meters that allow precise measurements at a distance. But let’s go over the various aspects of this new technology in more detail. Smart meter and smart grid When it comes to smart metering, the advantages are many: Lower costs for readings and contract management operations (activation, change of operator and so on) since they can be carried out remotely Higher frequency of readings and controls that are carried out without the need of an operatorGreater user awareness that turns into greater energy efficiency and wise use of resources, since the consumer is aware of his consumption, knows how much he consumes and how much he impacts on the environment Better network management through easier localization of losses. For energy and gas, facilitated market competition Greater attitude to savings A crucial element is the smart meter, which allows precise measurement of consumption of: Electricity Gas Water The smart meters are inserted in the smart grid and use the transmission of data to remotely send the measurements made. The smart meters, in fact, detect the amount of energy in and out, optimizing data collection and communication to users.   The smart meter The smart meter is an intelligent meter that records in memory the amount of energy used weekly and daily. Once the data is stored, the smart meter transmits it via PLC waves (amount of data and information sent via power grid waves) or via radio frequencies. Distribution companies receive the data and, after checking it, forward it to sales companies who can in turn use it to establish bills and offers. In a nutshell, smart meters automatically detect consumption and transmit it to the sales companies (via the distribution companies). The latter in turn use them to monitor the market and develop offers.   Smart meter between Italy and Europe Surprisingly, Italy was the first country in Europe to install smart meters and a smart grid. As early as 2001, energy distribution companies introduced Generation I smart meters and offered them to their customers. Anticipating many European countries, in 2007 the ARERA resolution imposed the mandatory deployment, which was completed in 2011. In comparison, only Sweden has done better (keeping in mind the due differences) creating an effective network in the period 2003-2009. To give an idea of deployment in Europe: Spain completed its network between 2011 and 2018 Austria started in 2012 and plans to finish it by 2022 The United Kingdom completed its network between 2012 and 2020 France has completed its work between 2015 and 2021 Poland started in 2012 European Directive 2012/27 launched guidelines for a more efficient energy grid, spurring European-wide deployment, albeit with its own challenges.   Offers and market The spread of smart meters has made it easier to read consumption, with widespread usage data and a reworking of offers. This has led to the creation of different types of offers. In general, offers are structured: By time slot: they divide the day into several time slots (monorary, biorary, F0 and so on) offering customization based on the time spent in the home; At variable prices: focused on flexibility and designed for an informed consumer, able to predict and plan their consumption to take advantage of the best prices; Reduced rates: based on discounted rates for certain time sequences such as weekends or nights. There are further variations in Europe: from prepaid offers in the UK to the protected market for hourly rates as in Spain.   Smart Meter Benefits Next-generation smart meters represent a significant improvement over their older counterparts. In fact, they provide: Higher performance Longer device lifetime Better integration of the property into the smart grid In addition, there are a number of implications related to the operation of 2.0 meters and the associated grid: Flexible pricing: The daily collection and communication of data more and more frequently guarantee flexible pricing up to 6 price ranges. Each customer will therefore be able to customize his supply on the basis of his consumption profile; Stable and efficient grid: The smart grid is becoming more and more extensive, intricate and efficient. This means that an increasingly precise management is created that is able to manage consumption peaks and better distribute the quantities of energy; Bills in line with consumption: The continuous measurement and transmission of data, mean that the bills are based on actual consumption, rather than estimates and adjustments prone to errors; Remote intervention: The intervention of the technician will no longer be necessary, as control and repair operations can be carried out remotely. Continuous consumption monitoring and precise supply management: 2.0 meters offer day-to-day monitoring and an interface with third-party companies that allow detailed analysis of consumption. The precision of the detection and transmission allows in turn an easier management of the supply in case of move, volture or other.    

Cos’è il CCI? Il CCI è un dispositivo di controllo e comunicazione che gestisce lo scambio dati con il gestore di rete (DSO o Terna) e l’impianto stesso, permettendo di monitorare, regolare e, se necessario, limitare la potenza immessa in rete in tempo reale, garantendo così la stabilità e la sicurezza del sistema elettrico nazionale. Il Controllore Centrale d’Impianto (CCI) è un gateway intelligente che svolge funzioni di monitoraggio (PF1) e comando (PF2) dell’impianto di produzione.   Le informazioni raccolte e gestite dal CCI soddisfano i requisiti in materia di osservabilità e regolazione stabiliti dalle normative vigenti: PF1 – Monitoraggio: acquisizione dei principali dati elettrici (potenza attiva P, potenza reattiva Q, tensione V e corrente I) sul Punto di Consegna (PdC) e sulle singole fonti di generazione, oltre allo stato degli interruttori di generatore (DG) e di interfaccia (DI) PF2 – Comando: invio di comandi di limitazione della potenza attiva (e, se richiesto, della potenza reattiva) al Punto di Consegna, su richiesta esterna del gestore di rete   I dati e i comandi gestiti dal CCI vengono condivisi dal produttore con il DSO, che si interfaccia con Terna per la gestione coordinata della rete elettrica nazionale.   Adeguamento impianti La Delibera ARERA 385/2025 stabilisce le tempistiche entro cui gli impianti siano adeguati rispetto alla nuova normativa in materia di CCI. Le tempistiche per l’adeguamento degli impianti sono di seguito elencate: Nuovi impianti ≥ 100 kW → obbligo immediato all’entrata in esercizio Esistenti ≥ 1 MW → adeguamento entro il 28 febbraio 2026 Esistenti ≥ 500 kW e <1 MW → entro il 28 febbraio 2027 Esistenti ≥ 100 kW e < 500 kW → entro il 31 marzo 2027   Cosa succede se non rispetto la normativa? Non adeguarsi comporta conseguenze e sanzioni: Sospensione o risoluzione degli incentivi GSE per gli impianti già incentivati; Impossibilità di connessione per i nuovi impianti non conformi; Sanzioni amministrative previste dall’Autorità di Regolazione (ARERA); Limitazioni operative o distacco dalla rete, con conseguente perdita di produzione e ricavi.   Contributo forfettario Il contributo forfettario è un sostegno economico a fondo perduto riconosciuto ai produttori di energia per coprire parte dei costi sostenuti per adeguare gli impianti alle nuove normative.   Solo nel caso di adeguamento degli “impianti di produzione esistenti”, è stato definito un contributo forfetario, avente valore decrescente in funzione delle tempistiche di adeguamento (in particolare, in funzione della data di invio, da parte del produttore all’impresa distributrice, della comunicazione di avvenuto adeguamento), da riconoscere ai produttori che effettuano tali interventi entro i termini di seguito indicati. Potranno avere accesso al contributo tutti gli impianti esistenti, ovvero che hanno presentato domanda di connessione antecedentemente l’entrata in vigore della delibera 385/2025 del 5 agosto.   Potenza d’impianto P ≥ 1 MW 500 kW ≤ P < 1 MW 100 kW ≤ P < 500 kW Contributo base Assente 10 000 € 7 500 € 100% del contributo base – Entro il 2026-02-28 Entro il 2026-03-31 75% del contributo base – Dal 2026-03-01 al 2026-06-30 Dal 2026-04-01 al 2026-07-31 50% del contributo base – Dal 2026-07-01 al 2026-10-31 Dal 2026-08-01 al 2026-11-30 25% del contributo base – Dal 2026-11-01 al 2027-02-28 Dal 2026-12-01 al 2027-03-31   Come possiamo supportarvi? In questo nuovo contesto normativo, Regalgrid Europe ha realizzato SNOCU CCI una soluzione integrata e chiavi in mano per l’adeguamento degli impianti secondo quanto previsto dalla Delibera ARERA 385/2025.   Lo SNOCU CCI è un Controllore Centrale di Impianto (CCI) che integra le funzionalità richieste per accedere ai servizi offerti dalla Piattaforma Regalgrid in particolare: La gestione tecnica degli impianti di generazione FER per la verifica di funzionamento e produzione; La gestione amministrativa degli impianti di generazione FER per le pratiche verso l’Agenzia delle Dogane; La gestione tecnica e amministrativa degli impianti di generazione FER all’interno di schemi CACER; La tokenizzazione dell’impianto di generazione FER per vendita di quote potenza a consumatori terzi.   Lo SNOCU CCI, differentemente da altri prodotti sul mercato, non solo risponde agli obblighi normativi della CEI 0-16 (Allegato O, T ed M) e Delibera ARERA 385/2025 ma, senza ulteriori componenti impiantistici, abilita un insieme di servizi evoluti del Gruppo Regalgrid che consentono di incrementare i benefici dati dall’investimento infrastrutturale obbligatorio. Lo SNOCU CCI è progettato sia per impianti di nuova realizzazione sia per impianti esistenti che necessitano di adeguamento normativo, permettendo a questi ultimi di accedere anche a servizi aggiuntivi precedentemente non disponibili.   In conclusione, quindi, la proposta di Regalgrid per affrontare l’adeguamento normativo sul CCI prevederà: La fornitura del Controllore Centrale d’Impianto (CCI) conforme alla Norma CEI 0-16; L’installazione e messa in servizio certificata; L’assistenza nella comunicazione di avvenuto adeguamento all’impresa distributrice; Il supporto tecnico e documentale per l’ottenimento del contributo forfetario; La fornitura riduttori di misura amperometrica, TA apribili 300/5A in classe di precisione 0,5.

Facciamo una premessa: che cos’è il Testo Unico delle Accise (TUA)? Il Testo Unico delle Accise (TUA) è il riferimento normativo che disciplina la tassazione e il controllo dei prodotti energetici, compresa l’energia elettrica. All’interno del TUA sono definite le regole che stabiliscono quando un impianto fotovoltaico viene classificato come Officina Elettrica, quali obblighi amministrativi si applicano e come devono essere gestite le letture dei contatori e le dichiarazioni annuali dei consumi. In particolare, il TUA identifica come Officine Elettriche gli impianti che superano determinate soglie di potenza o determinate modalità di utilizzo dell’energia prodotta, imponendo per essi una serie di adempimenti legati alla misurazione, registrazione e dichiarazione dell’energia elettrica prodotta, immessa e autoconsumata. Si tratta quindi di un testo normativo tecnico, ma fondamentale: stabilisce infatti chi deve effettuare le letture, con quale frequenza, con quali modalità e quali documenti devono essere conservati in caso di controlli da parte dell’Agenzia delle Dogane e dei Monopoli (ADM). In questo quadro, la digitalizzazione dei processi rappresenta un supporto indispensabile per garantire una gestione conforme, ordinata e verificabile nel tempo.   Per chi è obbligatoria la lettura dei contatori? Il Testo Unico delle Accise stabilisce che gli impianti fotovoltaici con potenza superiore a 20 kW in autoconsumo sono classificati come Officine Elettriche. Per questa tipologia di installazioni, la lettura dei contatori è un’attività obbligatoria. Secondo il TUA, tali impianti infatti hanno degli obblighi precisi: Registrazione mensile delle letture dei contatori; Mantenimento di un registro delle letture conforme, aggiornato e disponibile in caso di controlli ADM; Invio annuale della dichiarazione dei consumi all’Agenzia delle Dogane e dei Monopoli (ADM). Si tratta di attività che richiedono precisione e continuità. Errori, mancanze o incongruenze possono portare a richieste di chiarimento, verifiche aggiuntive o, nei casi più gravi, sanzioni. La digitalizzazione del processo di lettura contatori e di compilazione della dichiarazione dell’energia elettrica non solo automatizza il processo, ma aiuta a ridurre drasticamente questi rischi e a garantire una gestione conforme e trasparente.   Ma come fare la lettura dei contatori digitalmente? In questo contesto, il processo digitalizzato di lettura dei contatori tramite il Portale AEMS di Regalgrid rappresenta uno strumento operativo per garantire la conformità normativa, ottimizzare i processi e supportare una gestione strutturata del monitoraggio energetico. Il Portale di Regalgrid, infatti, permette agli operatori di registrare i valori dei contatori di produzione, prelievo e immissione direttamente dal campo, tramite un’interfaccia web e un’app progettate per guidare l’utente passo dopo passo. Il flusso tipico comprende: acquisizione dei valori presenti sul display del contatore; validazione tramite fotografie, indispensabili per la verifica delle letture; invio telematico dei dati necessari per le dichiarazioni obbligatorie. I sistemi più avanzati integrano funzionalità come: tracciamento della documentazione di impianto; suggerimenti basati su dati storici o su sistemi di monitoraggio esistenti; controlli automatici per evitare errori di trascrizione; generazione immediata di registri digitali conformi agli standard ADM.   La digitalizzazione delle letture dei contatori, quindi, non si limita ad accelerare le operazioni: crea un ecosistema affidabile, trasparente e completamente tracciabile, riducendo al minimo i rischi amministrativi e semplificando il lavoro quotidiano degli operatori.   I principali vantaggi della gestione digitale delle letture per gli impianti fotovoltaici L’adozione di uno strumento digitale porta benefici concreti sia agli operatori sia ai proprietari degli impianti. Tra i più rilevanti: Precisione dei dati: i valori vengono acquisiti dalle diverse sorgenti disponibili, riducendo gli errori tipici del tracciamento manuale; Automazione dei processi: non è sempre necessario recarsi fisicamente presso l’impianto e scorrere i display dei contatori. Alcune soluzioni permettono di evitare completamente il processo manuale, evitando di occupare personale tecnico per attività ripetitive. Maggiore tracciabilità e trasparenza: lo storico completo delle letture è sempre disponibile, utile per verifiche ADM o audit tecnici; Semplificazione amministrativa: le piattaforme digitali strutturano automaticamente i dati secondo i formati richiesti dalla normativa; Riduzione dei tempi operativi: gli operatori tecnici possono dedicarsi ad attività a maggior valore aggiunto, evitando compiti ripetitivi e affidandosi a strumenti digitali di controllo; Supporto all’analisi delle performance: un monitoraggio continuo dei dati di impianto permette di individuare rapidamente anomalie di produzione o consumi non coerenti.   Il ruolo delle piattaforme digitali: l’esempio di AEMS di Regalgrid Il Modulo AEMS – Asset & Energy Management System della Piattaforma Regalgrid è progettato proprio per questo: trasformare un obbligo normativo in un processo semplice, intuitivo e affidabile. Attraverso il Modulo AEMS è possibile: Inserire le letture mensilmente; Caricare le fotografie delle letture direttamente a portale; Stimare le letture sulla base di dati energetici simulati; Stimare le letture sulla base dei dati disponibili dal sistema di monitoraggio della Piattaforma Regalgrid®; Prevedere le letture sulla base dei dati fiscali resi disponibili nel caso in cui il ritiro dell’energia venga effettuato da Cogenera Italia, azienda del Gruppo Regalgrid specializzata nella gestione del vettore energetico dalla produzione al consumo; Inviare i dati sulla lettura dei contatori per la verifica & riceverne la validazione dal tecnico competente; Consultare lo storico dei dati e analizzarne l’andamento; Ottenere promemoria per l’inserimento delle letture; Tracciare le scadenze relative alle dichiarazioni e alle tarature dei componenti di impianto come contatori ed SPI; Generare il registro delle letture secondo il formato richiesto da ADM; Esportare i dati inseriti ed elaborati dalla piattaforma.   In questo contesto, la digitalizzazione di queste attività non è solo un miglioramento tecnologico: è un cambio di paradigma che porta efficienza, sicurezza e continuità operativa. Questo garantisce precisione, riduce il rischio di errori, semplifica gli adempimenti amministrativi e permette un controllo costante delle performance. In un settore in cui la qualità dei dati è fondamentale, la digitalizzazione degli impianti non è più un’opzione: è uno strumento necessario per una gestione sostenibile, trasparente e orientata al futuro.

Implementation of the EU Energy Market Directive In this period issues such as ecological and energy transition, energy management, energy communities are much discussed: certainly they are extremely interesting issues that need a concrete implementation. But how to implement them? Many concrete answers come from the very recent decree implementing the EU Directive on the electricity market. The decree was approved in final examination by the Council of Ministers no. 45 of November 4, 2021 (Press release of the Council of Ministers no. 45 | www.governo.it); it is currently awaiting publication in the Official Gazette. It contains the guidelines dictated by the EU Directive, adapted to the situation of the Italian energy market. On these guidelines will be based the implementing decrees that will be issued by the competent bodies: the implementing decrees are in fact the practical rules to be implemented and followed in the electricity market.   Which are the guidelines in the decree? Let us now go into the specifics of the regulations dictated by the decree, trying to understand the important clarifications and innovations introduced. From reading the text, some salient points stand out, such as the attribution of roles and rights and the introduction of definitions of fundamental elements in the energy market; among these: The definition of energy communities and the novelties referred to them. The definition of active customer and the related rights and charges. Generally speaking, specific protection is defined for the end customer who decides to become an active customer (and therefore an energy producer): this therefore proves to be an advantageous move. The definition of aggregation and related customer rights. The definition of energy storage and the conditions under which it can be applied. The introduction of the conditions necessary for an energy price adjustment. The clarification of the responsibility of distribution system operators for the integration needs of distributed generation. The introduction of conditions for the possession of charging points for electric mobility.   What changes for energy communities? We have seen that the decree discussed so far dictates guidelines for certain changes to the entire electricity market. Going then into the specifics of renewable energy communities, in the decree there are some important turning points; let’s see which ones: The extension of the plant power granted in energy communities up to 1MW; The change in geographic limits: one moves from the limit of the transformation cabin from medium to low voltage to the transformation cabin from high to medium voltage in order to become members of the same community: the community, therefore, can take on considerably larger dimensions; The addition of a greater number of types of subjects who are authorized to take part in renewable energy communities; The addition of additional services (beyond collective self-consumption) that a community can provide. In addition to these specific changes, it is extremely important that the decree provides a definition of energy communities. This demonstrates that interest in these energy schemes is growing more and more, and not only that: with the transposition of the European directive, it also demonstrates the concrete commitment of the state in encouraging the practical implementation of them. Energy communities, in fact, represent the ideal solution for the problems that occur in the management of the energy network. With their introduction it is possible to move from a concentrated energy model with large distributors to a distributed energy model with small local distributors. In this way, the exchange of energy is favored in order to obtain a “leaner” and more robust energy system with a more simplified organizational model than the previous one. From this point of view, therefore, the energy communities can be seen as a solution to the problems that have occurred so far in the management of the energy network.  

Tracciare e certificare l’energia rinnovabile: il ruolo della blockchain La blockchain consente di registrare tutte le informazioni legate all’energia in modo sicuro e distribuito, rendendo impossibili modifiche o manipolazioni. Questo si traduce in una maggiore trasparenza per chi utilizza energia rinnovabile: puoi conoscere con precisione da dove proviene, ogni passaggio viene certificato automaticamente e l’intero processo risulta più snello, con meno costi e meno burocrazia. In questo modo cresce anche la fiducia nei sistemi di condivisione dell’energia, come le comunità energetiche, che possono garantire ai loro membri dati chiari, verificabili e immediatamente consultabili. In sostanza, ogni kWh viene certificato come realmente rinnovabile, con la garanzia che nessuno possa alterare i dati.   La Piattaforma Regalgrid®: tecnologia che abilita la digitalizzazione dell’energia A supporto di questo ecosistema digitale c’è Regalgrid®, la tecnologia brevettata che costituisce la base dell’omonima Piattaforma di servizi energetici digitali. La piattaforma permette a privati, aziende, attività commerciali ed enti pubblici di gestire la propria energia in modo intelligente, tracciabile e condivisibile all’interno di aggregati di utenti. Tra i moduli che compongono la piattaforma, il Modulo ESG svolge un ruolo centrale nel processo di digitalizzazione dell’energia rinnovabile. Questo modulo consente la gestione dei crediti energetici e il calcolo delle quote potenza di impianti fotovoltaici digitalizzati, rendendo possibile una valorizzazione strutturata e certificata dell’energia prodotta.   L’esperienza di Cogenera Italia: energia certificata e digitalizzata Un esempio concreto di questo approccio è Cogenera Italia, che ha scelto di usare tecnologie avanzate, per offrire ai propri clienti energia davvero 100% rinnovabile e certificata. Cogenera, infatti, grazie alla Tecnologia Regalgrid®: monitora e certifica in modo trasparente quanta energia viene prodotta dagli impianti fotovoltaici traccia i flussi energetici e i benefici condivisi tra gli utenti garantisce che l’energia utilizzata provenga davvero da fonti rinnovabili sostiene comunità energetiche sulla base di dati chiari e verificabili In pratica, unisce digitalizzazione e certificazione per creare un sistema energetico più equo, efficiente e sostenibile, in cui ogni persona può sapere con certezza da dove arriva l’energia che utilizza.

The current situation for solar panel incentives is very different from the last two decades. The Feed-in Tariff scheme basically pushed companies to purchase energy generated by domestic solar panels of private citizens. Now, the FIT scheme has ended and government support for PV systems has changed. The new Government initiative, the Smart Export Guarantee, has established a new incentive system for owners to offset their investment but it is not as attractive as the old FITs. Under this new programme, the payback period for PV panels has increased. Government grants for PV solar Nowadays, there are no Government grants for solar panels in the UK. The Government concluded the Green Deal in 2015 after two failed attempts to provide interest-free loans, and then grants, to encourage citizens to purchase solar panels or to adopt a range of other energy-efficiency measures. The Government initiative currently in force, the Green Deal Home Improvement Fund (GDHIF), does not provide a solar-panel fund, but is instead focused only on multiple types of energy-saving home improvements. Free solar panels for pensioners Back in the days of the Green Deal, pensioners could easily get a solar PV grant from the government. This certainly wasn’t a gift, but the loans were interest-free, and pensioners, spending more time at home, could absorb the expense more quickly than other citizens who spend their day out at work. Feed-in Tariff: government incentive no longer available Starting in 2010, the UK Government promoted domestic solar PV installation with a very attractive incentive: the Feed-in Tariff scheme, but on 31 March 2019, the scheme stopped accepting new applications. An exception was made for those who had a Microgeneration Certification Scheme (MCS) certificate before the deadline: they could submit an application to their energy supplier until 31 March 2020. Actually, the FITs were available not only for photovoltaic energy but for all types of renewable energy. The scheme was open to anyone who had installed domestic renewable and low-carbon electricity-generating technologies with a maximum total installed capacity of 5 MW, including: Solar PV (roof-mounted or free-standing) Wind (building-mounted or free-standing) Hydroelectricity Anaerobic digesters Micro CHP (Combined Heat and Power) – with a capacity up to 2 kW Successful applicants benefited from incentives for generation and export and savings on bills. The generation tariff was a fixed price for each kWh of generated electricity, guaranteed for the period of the FITs, up to 20 years. The export tariff, a second income stream, was a rate granted to prosumers for each kWh fed into the public distribution grid. The third benefit came directly from savings on energy bills due to self-generation and consumption of energy, thus reducing energy withdrawn from the grid. FIT payments were made based on the meter reading users submitted to their energy retailer, which made payments from the date the consumers were admitted to the scheme until expiry of their contract, usually 20 years later. Prosumers who signed up before the deadline received FIT payments upon termination of the period of validity of the contract, even if the FIT scheme ended. Smart Export Guarantee: government support for the export of renewable energy From 1 January 2020, the Department for Business, Energy and Industrial Strategy (BEIS) introduced the Smart Export Guarantee (SEG), to fill the void left by FITs. In fact, the technology included by this incentive is the same as under the FIT scheme. But the two initiatives are very different. The new scheme is focused only on remuneration for renewable energy exported to the National Grid. The new mechanism ensures small-scale generators, such as citizens with a PV system, are paid at least a minimum fee for energy fed into the Grid. With FITs, tariffs were fixed as they were decided and paid by the Government; now, under the SEG, any energy company with at least 150,000 customers must offer a tariff, but each is free to set the rate. Smaller suppliers can offer a fee on a voluntary basis. The only limitation imposed by the Government is that offers must always be greater than £0. The economic savings associated with solar PV remain, of course. Customers with PV panels will still have the opportunity to lower their electricity bill by self-consuming the energy generated on-site. However, without the generation tariff there is no real opportunity to quickly offset the initial investment. For instance, according to the Energy Saving Trust, if you live in London, your overall saving drops from £375 – £515 to £300 – £390 depending on when you spend time at home. So the payback you can get from SEG increases. There is some good news. Currently, some suppliers are offering 5 to 5.6 p/kWh, exceeding the FITs export tariff (5.24 p/kWh). The other good news is that SEG payments must be calculated using Export Meter Readings. This method allows people to precisely measure the amount of energy they feed into the grid and be paid exactly for that amount. The best way to measure export energy is by installing a smart meter, capable of reading data instantly. This new scenario is similar to that in Italy: the Public Energy Service Provider (GSE) pays the owner of PV panels a tariff for the energy fed into the grid, but this incentive varies on the location of the installation and the time of day when energy is exported. In the Italian context, government incentives for extra energy are no longer attractive, because from this year Energy Communities are allowed. This new opportunity, very similar to British Community Energy, or at least to some of these initiatives, allows members to maximise self-consumption, also thanks to energy storage systems, but especially by sharing energy with other members of their community, at a fair price defined on a peer-to-peer basis and guaranteed by a private contract. In conclusion, as the new scenario for solar PV grants and incentives is no longer as attractive as it was, the solution to gain greater profits from this sustainable choice is by joining the Regalgrid platform and installing a SNOCU unit, allowing you to join an Energy Community project and share energy with others in compliance with the EU directive. Adopting this new approach to renewable energy gives new meaning to the abbreviation “PV”: which now not only stands for “photovoltaic”, but also for “point of view”, with a more informed and self-aware perspective being adopted relative to energy consumption, and one which is open to sharing not just renewables.

In questo articolo troverai una guida pratica e sintetica ai principali servizi amministrativi legati alla gestione di un impianto fotovoltaico, evidenziando per ciascun adempimento enti di riferimento, scadenze, modalità operative e riferimenti normativi.   Di seguito gli step necessari: 1) Predisposizione del registro annuale dell’officina elettrica (formato digitale)* Il registro annuale dell’officina elettrica è uno degli adempimenti fondamentali per la corretta gestione amministrativa di un impianto fotovoltaico. Si tratta di uno strumento obbligatorio di contabilità energetica nel quale devono essere annotati, in modo puntuale e continuativo, i dati relativi alla produzione di energia, agli autoconsumi, alle immissioni in rete e agli eventuali prelievi. L’ente di riferimento per questo adempimento è l’Agenzia delle Dogane e dei Monopoli (ADM), attraverso il proprio Ufficio territorialmente competente. A partire dal 2026, per molte officine elettriche alimentate da fonti rinnovabili che non generano carico d’imposta, la normativa ha introdotto una significativa semplificazione: il registro può essere tenuto in formato digitale senza la necessità di preventiva vidimazione da parte dell’ADM. Resta però invariato l’obbligo di una corretta compilazione, dell’aggiornamento periodico, di norma su base mensile, e della conservazione del registro per almeno cinque anni, così da renderlo disponibile in caso di controlli. Il registro deve essere predisposto all’inizio dell’esercizio di riferimento o, in ogni caso, prima dell’avvio delle registrazioni. Una corretta impostazione iniziale è essenziale per garantire continuità nella raccolta dei dati e coerenza con gli altri adempimenti annuali legati alla gestione dell’officina elettrica. Riepilogo operativo Ente referente: Agenzia delle Dogane e dei Monopoli (ADM) – Ufficio delle Dogane territorialmente competente Scadenza / periodicità: annuale, con aggiornamenti periodici (generalmente mensili) Tempistiche: invio del registro entro la fine dell’anno precedente l’esercizio di riferimento solo nei casi in cui sia soggetto a vidimazione Dal 2026: per le officine da FER senza carico d’imposta non è più richiesta la vidimazione; il registro va comunque predisposto, aggiornato e conservato per cinque anni (in formato digitale o cartaceo) Riferimento normativo: TUA – Testo Unico delle Accise (art. 52), Circolare ADM 27/2025   Fonte: Dogane: niente più vidimazione per le officine elettriche green *Questa verifica rappresenta un’alternativa rispetto a quella descritta al punto 2.   2) Verifica del registro e invio della dichiarazione annuale di produzione e consumi Ogni anno il titolare dell’officina elettrica è tenuto a presentare all’Agenzia delle Dogane e dei Monopoli (ADM) la dichiarazione annuale di produzione e consumo di energia elettrica. Questo adempimento rappresenta un passaggio centrale nella gestione amministrativa dell’impianto, in quanto consente all’amministrazione di verificare i dati energetici dichiarati e la corretta applicazione della normativa fiscale. La dichiarazione si basa sulle informazioni riportate nel registro dell’officina elettrica, che devono essere verificate sia sotto il profilo formale sia sotto quello sostanziale. È quindi fondamentale che i dati relativi a produzione, autoconsumo e immissioni siano coerenti, completi e correttamente registrati nel corso dell’anno. L’invio della dichiarazione deve avvenire esclusivamente in modalità telematica entro il 31 marzo dell’anno successivo a quello di riferimento, anche nei casi in cui non risulti alcuna accisa dovuta. Il rispetto delle tempistiche e la corretta predisposizione della documentazione permettono di ridurre significativamente il rischio di sanzioni amministrative e di contestazioni da parte dell’ente di controllo. Riepilogo operativo Ente referente: Agenzia delle Dogane e dei Monopoli (ADM) Scadenza: entro il 31 marzo dell’anno successivo a quello di riferimento Obbligatorietà: adempimento annuale obbligatorio, anche in assenza di accisa dovuta Modalità di invio: esclusivamente telematica Base di verifica: dati riportati nel registro d’officina (produzione, autoconsumo, immissioni)   Fonte: Dichiarazione Dogane fotovoltaico   3) Promemoria per il pagamento del diritto annuale di esercizio dell’officina elettrica I titolari dell’officina elettrica sono tenuti ogni anno al pagamento del diritto annuale di esercizio, previsto dal Testo Unico delle Accise e dovuto all’Agenzia delle Dogane e dei Monopoli. Si tratta di un adempimento con cadenza annuale anticipata, che deve essere effettuato tra il 1° e il 16 dicembre dell’anno precedente a quello di esercizio, tramite modello F24 Accise. La gestione puntuale di questo pagamento è particolarmente importante, poiché eventuali omissioni o ritardi possono comportare sanzioni amministrative e, nei casi più gravi, arrivare alla sospensione o alla revoca della licenza di officina elettrica. L’importo del diritto annuale varia in funzione della tipologia di utilizzo dell’energia prodotta, distinguendo tra uso proprio e uso commerciale, ed è determinato sulla base di quanto previsto dalla normativa vigente. Riepilogo operativo Ente referente: Agenzia delle Dogane e dei Monopoli (ADM) Scadenza: dal 1° al 16 dicembre dell’anno precedente a quello di esercizio (pagamento anticipato) Modalità di pagamento: Modello F24 – Accise, codice tributo 2813 Importi indicativi: € 23,24 (uso proprio) / € 77,47 (uso commerciale) Riferimento normativo: TUA – Testo Unico delle Accise (art. 63)   Fonte: ADM – Versamento Diritto Annuale di licenza di esercizio 2026 — Assolombarda   4) Promemoria per la verifica triennale dei gruppi di misura fiscali I sistemi di misura fiscali installati presso un’officina elettrica devono essere sottoposti a verifica periodica con cadenza triennale, in conformità alle disposizioni emanate dall’Agenzia delle Dogane e dei Monopoli. Questa verifica è fondamentale per garantire la validità fiscale delle misure di energia elettrica prodotta e contabilizzata dall’impianto. Pur restando l’ADM l’ente di riferimento, l’attività di verifica viene effettuata da laboratori o organismi qualificati, che operano secondo le specifiche tecniche e le prescrizioni previste dalla normativa vigente. La scadenza della verifica decorre dalla data dell’ultima verifica effettuata oppure, nel caso di nuovi impianti, dalla data di entrata in esercizio. Una corretta gestione del promemoria consente di programmare per tempo l’intervento, garantendo la validità fiscale delle misure e la continuità della licenza. Riepilogo operativo Ente referente: Agenzia delle Dogane e dei Monopoli (ADM) Periodicità: verifica triennale dei sistemi di misura fiscali dell’officina elettrica Modalità di verifica: eseguita da laboratori o organismi qualificati secondo le prescrizioni ADM (CEI 13‑71 e circolari ADM) Esito della verifica: da conservare ed esibire in caso di controllo   Fonte: NO obbligo VIDIMAZIONE dei Registri MA prescrizione di tenuta | EnergyINlink   5) Promemoria per la verifica quinquennale di protezione di interfaccia (SPI) Il Sistema di Protezione di Interfaccia (SPI) svolge un ruolo fondamentale nel garantire la sicurezza della rete elettrica e il corretto funzionamento degli impianti di produzione connessi. Per gli impianti che superano determinate soglie di potenza, la normativa prevede l’obbligo di una verifica periodica quinquennale dello SPI, in applicazione delle norme tecniche CEI 0‑21 per gli impianti in bassa tensione e CEI 0‑16 per quelli in media tensione, nonché della regolazione definita da ARERA. L’ente di riferimento per questo adempimento è il gestore di rete locale, come ad esempio e‑distribuzione, che opera secondo l’indirizzo regolatorio stabilito dall’Autorità. La verifica deve essere correttamente documentata e comunicata al gestore di rete entro i termini previsti. Una gestione puntuale del promemoria consente di programmare l’intervento per tempo, evitando ritardi o omissioni che possono comportare ad esempio, la sospensione degli incentivi o della connessione alla rete elettrica, nei casi più critici. Riepilogo operativo Enti referenti: Gestore di rete (es. e‑distribuzione) e ARERA (indirizzo regolatorio) Periodicità: verifica ogni 5 anni per impianti > 11,08 kW con SPI esterno (BT/MT) Prima verifica: entro 5 anni dall’entrata in esercizio dell’impianto (con eventuali scaglioni storici già decorsi) Esito della verifica: da trasmettere al gestore di rete Riferimento normativo: Delibera ARERA 786/2016/R/eel, CEI 0‑21 (BT) / CEI 0‑16 (MT)   Fonte: Deliberazione 786/2016/R/eel | e-distribuzione   6) Gestione della procedura Fuel Mix tramite il portale GSE La procedura Fuel Mix riguarda la comunicazione della composizione delle fonti energetiche utilizzate per la produzione e la vendita di energia elettrica ed è gestita dal GSE – Gestore dei Servizi Energetici attraverso il portale dedicato. L’obiettivo di questo adempimento è garantire trasparenza sulle fonti di approvvigionamento energetico e sulla loro origine, a tutela del mercato e degli utenti finali. Attualmente l’obbligo di comunicazione tramite il portale Fuel Mix è da considerarsi in ogni caso vigente, pur applicandosi con modalità e responsabilità differenti in funzione del ruolo del soggetto coinvolto, ricadendo prevalentemente sulle imprese di vendita e solo in via residuale sui produttori da fonti rinnovabili. La finestra temporale per eventuali comunicazioni è generalmente compresa tra metà febbraio e il 31 marzo di ogni anno. Un presidio puntuale del portale consente quindi di confermare l’assenza di obblighi o, laddove necessario, di adempiere correttamente nei tempi previsti, riducendo il rischio di errori formali o contestazioni. Riepilogo operativo Ente referente: GSE – Gestore dei Servizi Energetici Periodo indicativo: da metà febbraio al 31 marzo di ogni anno (con riferimento all’anno n‑2) Obbligatorietà: dal 2024 l’obbligo è in capo alle sole imprese di vendita; i produttori da FER (es. FV con RID) sono generalmente esentati Riferimento normativo: Decreto MASE n. 224 del 14/07/2023, art. 8, comma 12   Fonti: FUEL MIX DISCLOSURE, AVVIATA LA CONSULTAZIONE Stop all’invio dei dati sul portale GSE FUEL-MIX | Energy Intelligence   7) Gestione degli adempimenti sul portale ARERA ARERA – l’Autorità di Regolazione per Energia Reti e Ambiente – richiede ai produttori di energia elettrica l’assolvimento di una serie di adempimenti informativi e contributivi, gestiti attraverso i propri portali istituzionali. Tra i principali adempimenti rientrano l’indagine annuale sui dati tecnici dei produttori, da compilare tramite il portale Raccolte Dati, la comunicazione Unbundling, da trasmettere entro 90 giorni dall’approvazione del bilancio, e il versamento del contributo annuale ARERA nel caso in cui venga superata la soglia di esenzione prevista dalla normativa. Le scadenze variano in funzione dell’adempimento stesso e si concentrano generalmente tra i mesi di marzo e aprile per le comunicazioni informative e tra novembre e dicembre per i versamenti. Un presidio costante del portale consente di monitorare correttamente le scadenze, verificare l’effettiva applicabilità degli obblighi, mantenere la piena conformità regolatoria ed evitare sanzioni. Riepilogo operativo Ente referente: ARERA – Autorità di Regolazione per Energia Reti e Ambiente Principali scadenze ricorrenti: Indagine annuale dati tecnici produttori (portale Raccolte Dati): fine marzo / inizio aprile (date comunicate annualmente) Comunicazione Unbundling (se dovuta): entro 90 giorni dall’approvazione del bilancio Contributo ARERA (se dovuto, soglia > €100): Versamento: tipicamente tra novembre e dicembre Comunicazione dati: entro il 31 gennaio dell’anno successivo Riferimento normativo: Delibera ARERA 450/2025/A   Fonte: Disposizioni sul contributo per il funzionamento dell’Autorità di Regolazione per Energia Reti e Ambiente, dovuto per l’anno 2025, dai soggetti operanti nei settori di competenza – Arera Fonte: Adempimenti annuali impianti di produzione elettrica – Contributo 2025 per il funzionamento di ARERA Fonte: Adempimenti burocratici annuali verso l’ARERA – Energia Agricola a km 0