Attesa la portata delle innovazioni introdotte, con la presente rubrica, Energy Law Italy prosegue l’analisi delle principali misure introdotte dal Decreto, riservando un approfondimento dedicato a ciascuna modifica normativa con particolare attenzione alle loro potenziali declinazioni pratiche (gli altri interventi sono disponibili al seguente link).

In questa analisi ci concentriamo sulle misure fiscali del Decreto e in particolare su quelle relative all'aliquota IRAP applicabile agli operatori del settore energetico.

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Incremento temporaneo dell'aliquota IRAP

In particolare, l’art. 3 del Decreto – rubricato “Disposizioni in materia di aliquota IRAP per le imprese del comparto energetico” – dispone, per i periodi d’imposta 2026 e 2027, un incremento di due punti percentuali dell’aliquota IRAP prevista dall’art. 16, commi 1 e 1-bis, del D.Lgs. 446/97 istitutivo dell’imposta regionale sulle attività produttive (IRAP) stessa. 

La maggiorazione trova applicazione nei confronti dei soggetti che esercitano in via prevalente talune attività riconducibili al comparto energetico, individuate mediante specifici codici ATECO elencati nella Tabella 1 allegata al Decreto (meglio individuati nel prosieguo).

Dal punto di vista operativo, l’intervento comporta di fatto:

• l’innalzamento dell’aliquota ordinaria dal 3,9% al 5,9% per la generalità dei soggetti passivi interessati;

• l’aumento dal 4,2% al 6,2% dell’aliquota applicata dalle imprese concessionarie, diverse da quelle operanti nella costruzione e gestione di autostrade e trafori.

   

Decorrenza

La maggiorazione, espressamente temporanea e non strutturale, trova applicazione a decorrere dal periodo d’imposta successivo a quello in corso al 31 dicembre 2025. 

Per i soggetti con esercizio coincidente con l’anno solare, l’incremento sarà quindi operativo dal 1° gennaio 2026.

Ambito soggettivo e criterio della prevalenza

Il perimetro applicativo soggettivo della maggiorazione è individuato sulla base di un criterio della “prevalenza”, e cioè delineato con riferimento allo svolgimento “prevalente” di attività economiche che devono essere riconducibili ai seguenti macrosettori individuati dalla Tabella 1 allegata al Decreto:

• Attività estrattive (Sezione B): 

  • 06 - estrazione di petrolio greggio e gas naturale; 

  • 09.1 - attività di supporto all’estrazione di petrolio e gas naturale;

• Attività manifatturiere (Sezione C): 

  • 19.2 – fabbricazione di prodotti derivanti dalla raffinazione del petrolio e prodotti da combustibili fossili;

• Fornitura di energia elettrica e gas (Sezione D): 

  • 35.1 - Produzione, trasmissione e distribuzione di energia elettrica; 

  • 35.2 - Produzione di gas e distribuzione di combustibili gassosi mediante condotte; 

  • 35.4 - Attività di servizi di intermediazione per l’energia elettrica e il gas naturale;

• Trasporto e magazzinaggio (Sezione H): 

  • 49.50.1 - Trasporto mediante condotte di gas.

In mancanza di ulteriori chiarimenti attuativi o di criteri espressamente definiti dal legislatore (eventualmente già in fase di conversione in legge), la nozione di "prevalenza" dovrà verosimilmente essere ricostruita facendo riferimento a parametri oggettivi, quali il volume dei ricavi ovvero il valore della produzione rilevante ai fini IRAP. In coerenza con l’impianto del tributo regionale, appare dunque ragionevole ritenere che il criterio dirimente possa essere individuato nel peso percentuale del valore della produzione netta attribuibile alle attività energetiche rispetto al totale.

Un profilo di particolare interesse riguarda le imprese che, oltre alle attività ricomprese nei codici ATECO individuati dal Decreto, esercitino anche attività ulteriori estranee al perimetro energetico. Dalla formulazione letterale della norma sembrerebbe emergere che, in presenza di prevalenza dell’attività energetica, l’aliquota maggiorata si applichi sull’intera base imponibile IRAP e non soltanto sulla quota del valore della produzione netta riconducibile al segmento prevalente. 

Un’interpretazione di tal genere, ove confermata in sede di prassi, potrebbe generare non trascurabili profili di complessità applicativa, specie per i gruppi multi-business, per le utility verticalmente integrate e per le società caratterizzate da attività miste, nelle quali la delimitazione del perimetro energetico - ai fini della verifica della prevalenza - potrebbe non risultare sempre agevole, soprattutto in presenza di attività tra loro funzionalmente integrate o di modelli organizzativi che non consentono una netta separazione dei flussi economici. Ne deriverebbero infatti potenziali criticità sia nella fase di qualificazione soggettiva sia nella pianificazione degli impatti fiscali complessivi.

Impatto sugli acconti: rideterminazione con metodo storico

Un aspetto di particolare rilievo operativo della nuova previsione normativa riguarda il coordinamento con il meccanismo di determinazione degli acconti secondo il metodo storico. Il comma 2 dell’art. 3 stabilisce infatti che, ai fini del calcolo dell’acconto dovuto per il periodo d’imposta successivo a quello in corso al 31 dicembre 2025, l’imposta del periodo precedente deve essere rideterminata come se l’aliquota maggiorata fosse già applicabile.

In termini sostanziali, ciò comporta un’anticipazione dell’onere fiscale già in sede di acconto 2026, con effetti immediati sulla liquidità e sulla pianificazione finanziaria delle imprese interessate. L’aggravio fiscale si manifesterà dunque prima della liquidazione del saldo, permettendo di fatto al Ministero dell’Economia di incassare le risorse già nelle prossime scadenze di giugno e novembre 2026, ed incidendo in misura significativa sui soggetti caratterizzati da elevati valori della produzione e da strutture capital intensive.

Destinazione del gettito e meccanismo redistributivo

La disposizione in commento delinea e si inserisce in una più ampia strategia di redistribuzione delle risorse interna al comparto energetico, utilizzando la leva fiscale dell’IRAP per finanziare una riduzione mirata degli oneri generali di sistema.

Il Decreto prevede infatti che le risorse derivanti dall’incremento dell’aliquota siano integralmente destinate alla riduzione della componente A_SOS della bolletta elettrica per le utenze non domestiche, con esclusione i) delle utenze relative all’illuminazione pubblica, in bassa tensione per altri usi e alle utenze non domestiche in media, alta e altissima tensione; ii) dei prelievi che beneficino del regime tariffario speciale ex art. 29 del D.L. 91/2014 e iii) delle utenze iscritte nell’elenco delle imprese a forte consumo di energia elettrica istituito presso la Cassa per i servizi energetici e ambientali (CSEA) ai sensi dell’art. 3 del D.L. 131/2023. 

Il beneficio non ha quindi carattere assoluto, ma è rivolto al tessuto produttivo intermedio che non beneficia dei regimi agevolativi riservati ai grandi consumatori energivori e ai grandi distretti industriali e che, in termini proporzionali, sopporta un’incidenza significativa degli oneri generali di sistema.

In questi termini, si viene dunque a configurare un meccanismo di riallocazione interna al sistema energetico, poiché una quota del maggior gettito fiscale proveniente dagli operatori della filiera energetica viene destinata a ridurre il costo dell’energia per le imprese del tessuto produttivo non energivoro, con l’obiettivo dichiarato di attenuare strutturalmente il peso degli oneri generali di sistema.

Sotto il profilo sistemico, la misura si colloca in una logica di riequilibrio interno alla filiera energetica, mirando ad intercettare una quota dei margini potenzialmente conseguiti in taluni segmenti del comparto, per destinarla al contenimento dei costi energetici sostenuti dalle imprese meno tutelate rispetto alla volatilità dei mercati.

Benché la disposizione non qualifichi espressamente la maggiorazione quale “contributo di solidarietà”, la struttura dell’intervento – circoscritto a un determinato settore e finalizzato alla redistribuzione di risorse all’interno dello stesso – richiama e presenta evidenti analogie, sotto il profilo sostanziale, con precedenti misure di prelievo settoriale orientate a finalità redistributive.

Resta tuttavia da verificare, anche alla luce dei futuri chiarimenti interpretativi e applicativi, se l’impianto normativo riuscirà a coniugare e contemperare l’obiettivo di equità con l’esigenza di garantire certezza e stabilità del quadro fiscale. In particolare, occorrerà valutare se l’incremento temporaneo dell’aliquota IRAP possa incidere sulle decisioni di investimento e sulla prevedibilità del carico tributario per gli operatori del comparto, soprattutto in un settore caratterizzato da elevata intensità di capitale e da orizzonti di pianificazione di medio-lungo periodo.

Considerazioni preliminari

Il nuovo assetto normativo impone, di fatto, alle imprese potenzialmente interessate un’attenta e tempestiva attività di analisi interna. In particolare, appare essenziale procedere ad una verifica puntuale del proprio inquadramento ATECO, anche alla luce delle attività effettivamente esercitate e della loro incidenza economica, nonché ad un’analisi tecnica dei criteri di determinazione della “prevalenza”, con specifico riferimento all’incidenza del valore della produzione netta attribuibile alle attività energetiche.

Parallelamente, dovranno essere valutati con anticipo gli impatti economico-finanziari derivanti dall’incremento dell’aliquota, anche tenendo conto della rideterminazione degli acconti 2026 secondo il metodo storico, che comporterà un’anticipazione del maggiore carico fiscale. 

In tale contesto, un approccio preventivo e strutturato potrebbe consentire di mitigare i rischi fiscali e di carattere interpretativo, presidiare i profili di compliance e integrare coerentemente e tempestivamente – seppur temporaneamente - i nuovi e maggiori oneri nel processo di pianificazione fiscale e finanziaria, in un contesto regolatorio in evoluzione, peraltro passibile di modifiche in fase di conversione in legge del decreto-legge.

Attesa la portata delle innovazioni introdotte, con la presente rubrica, Energy Law Italy inaugura uno spazio di analisi delle principali misure introdotte dal Decreto, riservando un approfondimento dedicato a ciascuna modifica normativa con particolare attenzione alle loro potenziali declinazioni pratiche.

Con questo approfondimento ci concentriamo sugli impatti del Decreto in relazione alle misure per ridurre gli oneri relativi alla generazione elettrica da fonte termoelettrica a gas.

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L'articolo 6 del decreto-legge n. 21/2026 (c.d. “DL Bollette”) ha introdotto un meccanismo di rimborso ai produttori termoelettrici a gas che, per struttura e portata, non ha precedenti nel panorama normativo europeo. La misura, che prevede tra l'altro la compensazione dei costi diretti sostenuti per l'acquisto delle quote di emissione nell'ambito del sistema EU ETS, solleva interrogativi di primaria importanza circa la sua compatibilità con l'ordinamento dell'Unione europea. Il presente contributo si propone di esaminare i principali profili di criticità della disposizione, dalla qualificazione come aiuto di Stato alle implicazioni sul funzionamento del mercato unico dell'energia, offrendo una chiave di lettura sistematica di un intervento normativo destinato ad alimentare un dibattito che trascende i confini nazionali.

1. Contesto e finalità dell'intervento normativo

Il 18 febbraio 2026, il Governo italiano ha adottato il decreto-legge n. 21/2026 (pubblicato in G.U. n. 42 del 20 febbraio 2026), recante “Misure urgenti per la riduzione del costo dell'energia elettrica e del gas in favore delle famiglie e delle imprese, per la competitività delle imprese e per la decarbonizzazione delle industrie, nonché disposizioni urgenti in materia di risoluzione della saturazione virtuale delle reti elettriche, di integrazione dei centri di elaborazione dati nel sistema elettrico”.

Al di là del dichiarato e condivisibile obiettivo di contenere i costi energetici per famiglie e imprese, tra le disposizioni che hanno suscitato il maggiore interesse – e le più accese discussioni – nel settore figurano quelle contenute nell'articolo 6 del decreto, rubricato “Misure urgenti per la riduzione degli oneri del gas naturale prelevato ai fini della produzione di energia elettrica e per il rafforzamento della concorrenzialità dei mercati all'ingrosso dell'energia elettrica”. Tale articolo introduce un duplice meccanismo di rimborso ai produttori termoelettrici a gas: (i) il rimborso di specifiche componenti della tariffa di trasporto del gas naturale applicate ai prelievi per la produzione di energia elettrica immessa in rete; (ii) un rimborso aggiuntivo commisurato al costo atteso dei permessi di emissione nell'ambito del sistema EU ETS per un impianto a ciclo combinato a gas (CCGT) efficiente. Quest'ultima misura è espressamente subordinata alla preventiva autorizzazione della Commissione europea ai sensi dell'art. 108, paragrafo 3, TFUE.

2. Il sistema EU ETS: architettura e principi fondamentali

Il Sistema europeo di scambio di quote di emissione di gas a effetto serra (European Union Emissions Trading System – EU ETS), istituito dalla Direttiva 2003/87/CE, costituisce il principale strumento adottato dall'Unione europea per il conseguimento degli obiettivi di riduzione delle emissioni di CO₂ nei principali settori industriali e nel comparto dell'aviazione. Operativo dal 2005 quale primo e più ampio mercato del carbonio a livello mondiale, il sistema è stato concepito per dare attuazione agli impegni assunti dall'UE nell'ambito del Protocollo di Kyoto ed è stato successivamente allineato agli obiettivi dell'Accordo di Parigi.

Il sistema si fonda sul principio “chi inquina paga” sancito dall'articolo 191, paragrafo 2, TFUE, che impone l'internalizzazione dei costi ambientali da parte dei responsabili delle emissioni. L'approccio basato sul mercato è stato prescelto al fine di conseguire le riduzioni emissive nel modo più efficiente sotto il profilo dei costi, consentendo al mercato di determinare il prezzo del carbonio e di incentivare l'abbattimento delle emissioni laddove risulti economicamente meno oneroso.

Si tratta di un meccanismo di tipo cap-and-trade che fissa un tetto massimo complessivo (cap) alle emissioni consentite sul territorio europeo nei settori interessati, cui corrisponde un equivalente numero di quote di emissione (ove 1 tonnellata di CO₂eq. equivale a 1 quota), che possono essere acquistate o vendute su un apposito mercato (trade). Ogni operatore industriale attivo nei settori coperti dallo schema è tenuto a compensare, su base annuale, le proprie emissioni effettive – verificate da un soggetto terzo indipendente – con un corrispondente quantitativo di quote. La contabilità delle compensazioni è tenuta attraverso il Registro Unico dell'Unione, mentre il controllo sul rispetto delle scadenze e delle regole del meccanismo è affidato alle Autorità Nazionali Competenti (ANC).

Il sistema si è evoluto attraverso quattro fasi successive (Fase I: 2005-2007; Fase II: 2008-2012; Fase III: 2013-2020; Fase IV: 2021-2030), con limiti massimi progressivamente più stringenti. Il quantitativo complessivo di quote disponibili per gli operatori (cap) diminuisce nel tempo, imponendo di fatto una riduzione delle emissioni di gas serra nei settori ETS: in particolare, al 2030, il meccanismo garantirà un calo del 43% rispetto ai livelli del 2005. Il sistema è parte integrante del conseguimento degli obiettivi climatici vincolanti dell'UE, inclusa la riduzione delle emissioni del 55% entro il 2030 ai sensi della normativa europea sul clima (regolamento 2021/1119) e la neutralità climatica entro il 2050. La riserva stabilizzatrice del mercato assorbe quote in eccesso (24% annuo) o ne rilascia in caso di carenza, assicurando la stabilità dei prezzi e il corretto funzionamento del mercato.

Le quote possono essere allocate a titolo oneroso o gratuito. Nel primo caso, vengono vendute attraverso aste pubbliche alle quali partecipano soggetti accreditati che acquistano principalmente per compensare le proprie emissioni, ma possono altresì alimentare il mercato secondario del carbonio. Nel secondo caso, le quote vengono assegnate gratuitamente agli operatori a rischio di delocalizzazione delle produzioni in Paesi caratterizzati da standard ambientali meno stringenti rispetto a quelli europei (c.d. carbon leakage o fuga di carbonio). Le assegnazioni gratuite sono appannaggio dei settori manifatturieri e sono calcolate prendendo a riferimento le emissioni degli impianti più “virtuosi” (c.d. benchmarks, prevalentemente basati sulle produzioni più efficienti).

Ai fini della presente analisi, è opportuno distinguere tra carbon leakage diretto e carbon leakage indiretto. Il primo si riferisce al rischio di delocalizzazione delle imprese europee verso Paesi terzi con standard ambientali meno stringenti, determinato dall'elevato costo diretto delle quote di emissione. Il secondo concerne l'aumento dei prezzi dell'energia elettrica causato dal trasferimento (pass-through) dei costi ETS da parte dei produttori termoelettrici nei prezzi dell'elettricità venduta ai consumatori finali, con conseguente aggravio dei costi per le imprese europee elettro-intensive esposte alla concorrenza internazionale.

Il sistema è strutturato in modo da incentivare riduzioni delle emissioni di gas a effetto serra e tecniche efficienti sotto il profilo energetico, tenendo conto delle tecnologie disponibili, dei prodotti sostitutivi e dei processi di produzione alternativi, della cogenerazione ad alto rendimento, del recupero energetico efficiente dei gas di scarico, della possibilità di utilizzare la biomassa e della cattura e dello stoccaggio di CO₂.

Un aspetto cruciale per comprendere le criticità della misura italiana riguarda il regime applicabile ai produttori di energia elettrica^{. [1]}. Nel quadro del sistema EU ETS, i produttori di energia elettrica non beneficiano dell'assegnazione gratuita di quote, fatta eccezione per i casi specifici previsti dall'articolo 10-quater della Direttiva ETS e per l'elettricità prodotta a partire da gas di scarico. L'esclusione del settore elettrico dall'assegnazione gratuita si fonda sul presupposto che i produttori di energia elettrica possono trasferire il costo delle quote ETS nei prezzi dell'elettricità venduta ai consumatori finali (fenomeno del pass-through o trasferimento del carbon cost), a differenza di altri settori industriali esposti alla concorrenza internazionale che rischiano la rilocalizzazione delle emissioni (carbon leakage).

A decorrere dal 2019, gli Stati membri mettono all'asta tutte le quote che non sono oggetto di assegnazioni gratuite a norma degli articoli 10-bis e 10-quater della Direttiva ETS e che non sono immesse nella riserva stabilizzatrice del mercato.

Pertanto, i produttori termoelettrici (CCGT a gas, impianti a carbone, ecc.) sono tenuti a:

• ottenere un'autorizzazione ad emettere gas a effetto serra e restituire quote di emissioni pari alle emissioni complessivamente rilasciate dall'impianto durante ciascun anno civile, come verificate a norma dell'articolo 15 della Direttiva, entro il 30 settembre dell'anno successivo;

• sostenere il costo economico effettivo per ogni tonnellata di CO₂ emessa, pari al prezzo delle quote acquistate all'asta.

• acquistare le quote ETS tramite aste organizzate dagli Stati membri, anziché riceverle gratuitamente;

   

3. Anatomia dell'articolo 6: struttura e meccanismo

L'articolo 6 del decreto-legge n. 21/2026 si articola in sei commi, ciascuno dei quali merita un esame puntuale.

• Comma 1 - Rafforzamento della concorrenza nel mercato all'ingrosso dell'energia elettrica. Allo scopo di rafforzare la concorrenza nei mercati all'ingrosso dell'energia elettrica e di favorire il trasferimento nei prezzi di offerta della valorizzazione dei costi variabili delle fonti rinnovabili non programmabili, l'ARERA è tenuta ad adottare, entro tre mesi dall'entrata in vigore del decreto, in attuazione del Regolamento (UE) n. 1227/2011 (REMIT), uno o più provvedimenti per la valutazione delle condotte di trattenimento economico di capacità degli operatori di mercato all'ingrosso. In particolare, la norma prevede che, con riferimento alle offerte di vendita presentate nel Mercato del Giorno Prima (MGP), i costi opportunità stimabili al momento della negoziazione costituiscano gli unici legittimi motivi economici per offrire ad un prezzo superiore al costo marginale della capacità di generazione, in linea con quanto stabilito dalle linee guida dell'Agenzia dell'Unione europea per la cooperazione dei regolatori dell'energia (ACER) del 18 dicembre 2024.

• Comma 2 – Rimborso di componenti della tariffa di trasporto del gas naturale. L'ARERA, con uno o più provvedimenti, definisce le modalità con le quali, a decorrere dal 1° gennaio 2027, i corrispettivi unitari variabili della tariffa di trasporto del gas naturale - diversi da quelli funzionali alla copertura di costi di natura variabile - e le componenti tariffarie addizionali della tariffa di trasporto del gas naturale a copertura di oneri di carattere generale del sistema gas, applicati ai prelievi di gas naturale per la produzione di energia elettrica immessa in rete, ulteriori rispetto a quelli già oggetto di rimborso di cui alla deliberazione ARERA 26 marzo 2020, n. 96/2020/R/eel, sono inclusi tra gli oneri oggetto di rimborso ai produttori termoelettrici. Il mancato gettito derivante dal rimborso è coperto tramite componenti applicate ai prelievi di energia elettrica, secondo le modalità definite dall'ARERA, che provvede, ove necessario, all'aggiornamento di quanto disciplinato nella deliberazione 96/2020/R/eel.

• Comma 3 – Rimborso aggiuntivo per i costi ETS. In aggiunta a quanto previsto al comma 2, l'ARERA, con apposita deliberazione, disciplina il rimborso ai produttori termoelettrici, per i prelievi di gas naturale per la produzione di energia elettrica immessa in rete, di un importo definito dalla medesima Autorità con adeguato anticipo e per lassi temporali predefiniti, al fine di massimizzare i benefici per i consumatori italiani, anche tenendo conto degli impatti attesi sugli scambi transfrontalieri, e comunque nel limite del costo atteso, per il medesimo periodo, per un impianto a ciclo combinato a gas (CCGT) efficiente per gli adempimenti connessi alle emissioni ETS. Il mancato gettito derivante da tale rimborso è coperto ai sensi del comma 2, ultimo periodo.

• Comma 4 – Verifica del pieno trasferimento dei rimborsi nelle offerte di vendita. L'ARERA verifica che i rimborsi di cui ai commi 2 e 3 siano pienamente trasferiti nelle offerte di vendita riferite agli impianti termoelettrici interessati dai medesimi rimborsi. Nel caso di verifica negativa, il produttore è tenuto a restituire i relativi rimborsi, maggiorati da eventuali sanzioni comminate dalla medesima Autorità ai sensi della legge 14 novembre 1995, n. 481. A tal fine, l'ARERA, con i medesimi provvedimenti di cui al comma 1, definisce le modalità e i criteri per le procedure di verifica, nonché i comportamenti di offerta da ritenersi comunque conformi all'obbligo di trasferimento.

• Comma 5 – Adeguamento del mercato della capacità. L'ARERA adegua le condizioni economiche previste nella disciplina del mercato della capacità di cui al decreto legislativo 19 dicembre 2003, n. 379, per tenere conto degli effetti derivanti dall'attuazione dei commi 1, 2 e 3.

• Comma 6 – Clausola di subordinazione alla preventiva autorizzazione europea. L'efficacia della disposizione di cui al comma 3 è subordinata alla preventiva autorizzazione della Commissione europea ai sensi dell'articolo 108, paragrafo 3, del Trattato sul funzionamento dell'Unione europea. 

   

4. Le implicazioni sistemiche del rimborso ETS

Il rimborso previsto dall'art. 6, comma 3, del decreto ai produttori termoelettrici per i costi ETS sostenuti nella produzione di energia elettrica presenta profili di criticità particolarmente rilevanti sotto il profilo sistematico. 

In primo luogo, la misura neutralizza l'incentivo alla decarbonizzazione insito nel sistema ETS, il quale obbliga i produttori termoelettrici a internalizzare i costi delle emissioni, incentivando la transizione verso fonti di generazione a minore intensità carbonica. 

In secondo luogo, il meccanismo trasferisce il costo delle emissioni dai produttori – che ne sono i responsabili diretti – ai consumatori finali, tramite componenti tariffarie applicate ai prelievi di energia elettrica, invertendo la logica del principio “chi inquina paga”. 

In terzo luogo, la misura contraddice il principio dell'esclusione del settore elettrico dall'assegnazione gratuita di quote, reintroducendo de facto una forma di compensazione economica che annulla l'esposizione dei produttori termoelettrici al carbon price.

5. La qualificazione come aiuto di Stato ai sensi dell'art. 107, par. 1 del TFUE

Affinché una misura costituisca aiuto di Stato ai sensi dell'art. 107, paragrafo 1, TFUE, devono ricorrere quattro condizioni cumulative: (i) la misura deve essere concessa dallo Stato o mediante risorse statali; (ii) deve conferire un vantaggio selettivo a determinate imprese o produzioni; (iii) deve incidere sugli scambi tra Stati membri; (iv) deve falsare o minacciare di falsare la concorrenza.

Il rimborso ai produttori termoelettrici previsto dall'art. 6 del decreto soddisfa tutti i predetti criteri:[2]

• Risorse statali. Il mancato gettito derivante dal rimborso è coperto tramite componenti applicate ai prelievi di energia elettrica dei clienti finali, secondo modalità stabilite dall'ARERA, configurando un trasferimento di risorse dai consumatori ai produttori mediato da un meccanismo pubblico (componenti tariffarie regolate).

• Vantaggio selettivo. La misura conferisce un vantaggio economico ai produttori termoelettrici, compensando costi (ETS e trasporto gas) che i medesimi avrebbero sostenuto in condizioni di mercato normali. Il vantaggio è selettivo in quanto concesso esclusivamente a imprese attive in un settore specifico della generazione elettrica.

• Incidenza sugli scambi. Il settore elettrico è pienamente integrato a livello europeo attraverso il Single Day-Ahead Coupling (SDAC), il market coupling e le interconnessioni transfrontaliere. Qualsiasi vantaggio conferito a produttori nazionali incide pertanto sugli scambi tra Stati membri.

• Distorsione della concorrenza. La misura altera la competitività relativa dei produttori termoelettrici italiani rispetto a quelli di altri Stati membri e rispetto ad altre tecnologie di generazione (rinnovabili, nucleare, idroelettrico).

   

6. L'obbligo di notifica e il rischio di aiuto illegale

Il regolamento (UE) 2015/1589 prevede che i progetti di nuovi aiuti siano notificati alla Commissione e non possano essere attuati prima della decisione di approvazione (obbligo di standstill ex art. 108, paragrafo 3, TFUE). L'attuazione della misura in violazione dell'obbligo di notifica configurerebbe un aiuto illegale, soggetto a ordine di recupero – comprensivo degli interessi – qualora la Commissione adotti una decisione negativa.

Sotto il profilo temporale, si osserva che la decorrenza del meccanismo è fissata al 1° gennaio 2027, rendendo incerto il completamento dell'iter autorizzativo europeo in tempo utile per l'avvio della misura.

Un aspetto che merita particolare attenzione riguarda il perimetro della clausola di subordinazione. Il comma 6 dell'art. 6 subordina alla preventiva autorizzazione della Commissione europea la sola efficacia del comma 3 (rimborso dei costi ETS). Tuttavia, anche il comma 2 – che prevede il rimborso di componenti della tariffa di trasporto del gas naturale ai produttori termoelettrici – presenta i medesimi elementi costitutivi dell'aiuto di Stato sopra analizzati (risorse statali, vantaggio selettivo, incidenza sugli scambi, distorsione della concorrenza). L'attuazione del comma 2 senza preventiva notifica alla Commissione europea comporta pertanto un concreto rischio di illegittimità della misura.

7. I principali profili di incompatibilità con il diritto dell'Unione

a. La divergenza strutturale rispetto alle Linee Guida ETS

Le Linee guida della Commissione europea (Disciplina 2022 sugli aiuti di Stato a favore del clima, dell'ambiente e dell'energia) autorizzano aiuti per compensare i costi indiretti delle emissioni, definiti come i costi delle emissioni trasferiti nei prezzi dell'elettricità e sostenuti da imprese attive in settori o sottosettori ritenuti esposti a un rischio significativo di rilocalizzazione delle emissioni di carbonio (carbon leakage) a causa dei costi indiretti, elencati nell'Allegato specifico. L'obiettivo dichiarato è prevenire il rischio significativo di rilocalizzazione delle emissioni di carbonio per i settori esposti alla concorrenza internazionale che non possono trasferire tali costi sui prezzi dei prodotti senza perdere quote di mercato significative.

La misura italiana, per contro, prevede un rimborso diretto ai produttori termoelettrici per i costi ETS sostenuti nella generazione di energia elettrica. 

Tale schema: (i) non rientra nella categoria degli indirect emission costs prevista dalle Linee Guida ETS; (ii) compensa i produttori di energia – che sono soggetti diretti dell'ETS – anziché i consumatori industriali; (iii) rischia di indebolire il segnale di prezzo del carbonio che è alla base del funzionamento dell'ETS come meccanismo di riduzione delle emissioni efficace dal punto di vista dei costi. La divergenza è strutturale e priva di precedenti tra gli schemi autorizzati dalla Commissione europea.

La misura italiana inoltre sembra integrare una violazione del marginal pricing e del Single Day-Ahead Coupling (SDAC).

L'imposizione ex lege ai produttori termoelettrici a gas di offrire nel MGP prezzi depurati da componenti di costo effettive (ETS e trasporto gas) contrasta con il principio del prezzo uniforme marginalista del mercato day-ahead europeo, sancito dal regolamento CACM (Capacity Allocation and Congestion Management), non derogabile unilateralmente da uno Stato membro. L'impatto di tale meccanismo sulla formazione del prezzo all'ingrosso è tanto più rilevante in quanto, come evidenziato dall'ARERA, nel mercato elettrico italiano gli impianti CCGT/gas sono stati al margine (price setting) nel 68% delle ore nel 2023 e nel 71% delle ore nel 2024, confermando il loro ruolo determinante nella formazione del prezzo zonale nel MGP[3].

Da ultimo, un intervento che obbliga per legge gli operatori a offrire prezzi diversi da quelli giustificati dai costi effettivi crea un prezzo “artificiale” nel mercato day-ahead, alterando il meccanismo di market coupling europeo. 

A questo riguardo, è significativo osservare che l'analogia con il “Tope Ibérico” del 2022 – il meccanismo spagnolo-portoghese di cap al prezzo del gas utilizzato per la produzione elettrica – è solo parziale: il Tope Ibérico fu autorizzato dalla Commissione europea come deroga temporanea ed eccezionale al SDAC in un contesto di crisi energetica straordinaria (invasione russa dell'Ucraina, impennata dei prezzi del gas), mentre l'art. 6 del decreto sembra configurare un intervento strutturale senza esplicita limitazione temporale;

b. L'incompatibilità del comma 1 con l'ordinamento dell'Unione europea;

La disposizione contenuta al comma 1 dell'art. 6 riveste un carattere del tutto inedito e peculiare. Per la prima volta, il legislatore nazionale impone all'autorità nazionale di regolamentazione (ARERA) l'obbligo di conformarsi a una specifica lettura interpretativa di un regolamento dell'Unione europea – il REMIT – prescrivendo che, nell'esercizio della propria funzione di vigilanza sulla condotta degli operatori nel mercato all'ingrosso, le offerte formulate a prezzi superiori al costo marginale si presumano illegittime, salvo che l'operatore fornisca adeguate giustificazioni economiche fondate sui costi opportunità stimabili al momento della negoziazione.

Tale previsione si pone in continuità con l'orientamento recentemente espresso dall'ARERA nella delibera n. 302/2025/R/eel, adottata all'esito di un'indagine conoscitiva sugli esiti dei mercati elettrici nazionali ad asta con consegna a breve termine. La posizione assunta dall'Autorità ha suscitato forti reazioni da parte degli operatori del settore, i quali contestano che il criterio del costo marginale non consenta la copertura dei costi fissi, ivi inclusi i costi di investimento. Ne è scaturito un contenzioso, attualmente pendente dinanzi al TAR Milano, nel quale i ricorrenti censurano l'interpretazione dell'art. 5 del REMIT sostenuta dall'ARERA, ritenendola in contrasto con le indicazioni fornite dall'ACER nelle proprie Linee guida. 

L'imposizione per via legislativa all'autorità nazionale di regolamentazione dell'obbligo di interpretare il REMIT in conformità agli indirizzi governativi è difficilmente conciliabile con l'architettura normativa dell'Unione europea. Nel sistema del diritto dell'Unione, un regolamento è obbligatorio in tutti i suoi elementi e direttamente applicabile in ciascuno degli Stati membri, e la competenza a fornirne l'interpretazione autentica e vincolante spetta in via esclusiva alla Corte di giustizia dell'Unione europea, a presidio dei principi del primato del diritto dell'Unione, dell'autonomia dell'ordinamento giuridico europeo e dell'uniforme applicazione delle norme comuni. Il legislatore nazionale, pur potendo disciplinare gli aspetti rimessi alla discrezionalità degli Stati membri, non può pertanto imporre un'interpretazione vincolante di un regolamento dell'Unione.

L'art. 6, comma 1, del decreto, inoltre, nel prescrivere una determinata interpretazione del REMIT, incide sulla sfera di indipendenza che il diritto dell'Unione riserva alle autorità nazionali di regolamentazione. Ai sensi dell'art. 57 della direttiva (UE) 2019/944 relativa al mercato interno dell'energia elettrica, tali autorità non possono sollecitare né accettare istruzioni dirette da alcun governo o da altri soggetti pubblici o privati nell'esercizio delle proprie funzioni regolatorie. La Corte di giustizia ha peraltro chiarito che il diritto dell'Unione garantisce a dette autorità “l'indipendenza piena rispetto ai soggetti economici e ai soggetti pubblici, siano essi organi amministrativi o organi politici, e in quest'ultimo caso titolari del potere esecutivo o di quello legislativo” (sentenza del 2 settembre 2021, Commissione c. Germania, C-718/18).

c. Il rischio di manipolazione di mercato ai sensi del REMIT[4]

Il regolamento REMIT (1227/2011) vieta qualsiasi transazione, ordine di scambio o offerta che fissi o tenti di fissare il prezzo di uno o più prodotti energetici all'ingrosso a un livello artificiale, salvo che la persona dimostri che le sue ragioni sono legittime e che la transazione è conforme alle pratiche di mercato accettate.

Si configura un paradosso normativo: nel caso in cui l'ARERA abbia rilevato possibili scostamenti tra prezzi di mercato e costi marginali attribuibili a strategie di offerta dei termoelettrici, l'obbligo ex lege di offrire a prezzi depurati da componenti di costo effettive (ETS e trasporto gas) potrebbe paradossalmente costituire esso stesso una manipolazione “istituzionalizzata” del prezzo, creando un livello di prezzo artificiale per legge.

Il decreto affida ad ARERA il compito di verificare – anche sulla base degli artt. 2 e 5 del Reg. (UE) 1227/2011 (REMIT) – che i rimborsi siano pienamente trasferiti nelle offerte di vendita relative agli impianti interessati, e di adottare provvedimenti per valutare condotte di “trattenimento economico” di capacità nei mercati all'ingrosso. Tuttavia, la verifica del “pieno trasferimento” dei rimborsi nelle offerte presenta difficoltà operative e di enforcement rilevanti: (i) difficoltà di monitoraggio granulare delle strategie di offerta orarie; (ii) rischio di sovracompensazione se il trasferimento non avviene integralmente; (iii) potenziali distorsioni se gli operatori adottano strategie di arbitraggio tra rimborsi e prezzi di mercato.

d. Le distorsioni transfrontaliere e il rischio di “dumping energetico”

L'ARERA è tenuta a disciplinare il rimborso “aggiuntivo” tenendo conto degli impatti attesi sugli scambi transfrontalieri (market coupling). Il day-ahead italiano è parte del Single Day-Ahead Coupling (SDAC) europeo, con regole – tra cui il prezzo uniforme marginalista – di matrice UE non derogabili unilateralmente.

La riduzione artificiale del prezzo italiano mediante scorporo dei costi ETS e di trasporto gas comporterebbe le seguenti distorsioni:

• Aumento dell’export italiano: prezzi italiani artificialmente più bassi renderebbero l'Italia esportatrice netta verso i Paesi confinanti (Francia, Austria, Slovenia, Svizzera, Grecia), aumentando la produzione termoelettrica a gas nazionale, con conseguenti maggiori emissioni e costi ETS.

• Paradosso del sussidio incrociato: i consumatori italiani pagherebbero, tramite le componenti applicate ai prelievi di energia elettrica, i costi di rimborso anche per la produzione esportata, sussidiando di fatto i consumatori esteri – potenzialmente concorrenti dell'industria italiana.

• Incompatibilità con il SDAC: l'ARERA ha segnalato che nelle proprie simulazioni non è stato possibile tener conto compiutamente dell'interscambio con l'estero a causa delle complessità di modellizzazione del market coupling europeo. Un meccanismo che modifica unilateralmente la formazione del prezzo potrebbe richiedere l'uscita dell'Italia dal SDAC o la creazione di “due prezzi” (interno ed export), entrambe soluzioni di difficile compatibilità con la normativa UE. Il Parlamento europeo, nella risoluzione del 18 gennaio 2024 sulla riforma del mercato dell'energia elettrica dell'UE, ha sottolineato l'importanza di preservare l'integrità del mercato unico dell'energia e di evitare distorsioni derivanti da interventi nazionali unilaterali sui prezzi. 

   

8. Le ricadute sul mercato retail e la questione distributiva

Il rimborso è finanziato tramite componenti applicate ai prelievi di energia elettrica dei clienti finali, secondo modalità definite dall'ARERA. Tuttavia, il decreto non fornisce dettagli su come tali componenti verrebbero ripartite tra le diverse tipologie di clienti (contratti a prezzo fisso vs indicizzato, forniture “rinnovabili” vs convenzionali).

Sul piano dei profili critici, si osserva anzitutto che i clienti con contratti a prezzo fisso hanno già incorporato nei loro prezzi contrattuali il costo ETS atteso per il periodo contrattuale: imporre loro di contribuire nuovamente ai medesimi costi tramite oneri di sistema potrebbe configurare una doppia imposizione e generare contenzioso. Analogamente, i clienti con forniture certificate rinnovabili potrebbero fondatamente sostenere di non dover contribuire ai costi ETS, in quanto la loro domanda non è servita – quantomeno sotto il profilo contrattuale – da impianti emissivi. Obbligare tali soggetti a corrispondere oneri di sistema destinati a rimborsare i costi ETS dei produttori termoelettrici potrebbe pertanto configurare una violazione del principio “chi inquina paga” sancito dalla Direttiva ETS. 

Qualora la Commissione dichiarasse il meccanismo illegale per l’incompatibilità con la normativa in materia di aiuti di Stato, i clienti che hanno già pagato le componenti tariffarie potrebbero richiedere rimborsi, con conseguenti contenziosi e incertezza giuridica.

9. L'assenza di condizionalità ambientali

Gli schemi di compensazione ETS indiretta autorizzati dalla Commissione per il periodo 2021-2030 prevedono condizionalità stringenti: (i) implementazione obbligatoria di sistemi certificati di gestione dell'energia (ISO 50001) o ambientali (EMAS); (ii) realizzazione di misure di efficienza energetica con periodo di ritorno non superiore a tre anni; (iii) investimenti pari almeno al 50% dell'aiuto ricevuto in decarbonizzazione o efficienza energetica, oppure copertura di almeno il 30% del consumo elettrico con energie rinnovabili.

Il DL Bollette non prevede condizionalità analoghe per i produttori termoelettrici beneficiari del rimborso. Tale lacuna potrebbe essere considerata dalla Commissione come: (i) mancanza di proporzionalità dell'aiuto rispetto agli obiettivi perseguiti; (ii) assenza di incentivi alla transizione energetica e alla riduzione delle emissioni; (iii) incompatibilità con gli obiettivi del Green Deal europeo e con il principio “do no significant harm” (DNSH). La Disciplina 2022 richiama il principio generale secondo cui gli aiuti di Stato devono essere necessari, proporzionati e tali da non provocare indebite distorsioni della concorrenza, e devono contribuire agli obiettivi del Green Deal europeo.

10. Il confronto con gli schemi adottati in altri Paesi europei

Per comprendere appieno la portata innovativa – e problematica – della misura italiana, è utile confrontarla con gli schemi di compensazione dei costi ETS autorizzati dalla Commissione europea in altri Stati membri, i quali presentano una struttura radicalmente diversa.

Germania: Schema SA.36103 (2013) per il periodo 2013-2020, con budget totale stimato di circa EUR 1,6 miliardi; Schema SA.100559 (2022) per il periodo 2021-2030, con budget stimato di EUR 27,5 miliardi.

Polonia: Schema SA.53850 (2019) per gli anni 2019-2020, con budget di circa EUR 417,5 milioni.

Regno Unito (pre-Brexit): Schema SA.35543 (2013) per il periodo 2013-2020, con budget di GBP 113 milioni (circa EUR 143 milioni nel 2013).

Altri Paesi: Paesi Bassi, Finlandia, Spagna, Belgio, Francia e altri Stati membri hanno notificato schemi analoghi di compensazione ETS indiretta.

Caratteristica comune fondamentale: tutti gli schemi autorizzati compensano i costi ETS indiretti sostenuti dai consumatori industriali elettro-intensivi – ossia i costi delle emissioni trasferiti nei prezzi dell'elettricità – e non i costi ETS diretti sostenuti dai produttori di energia. Nessuno degli schemi autorizzati dalla Commissione europea prevede la compensazione dei produttori termoelettrici per i costi ETS diretti.

11. Considerazioni conclusive e prospettive

Alla luce dell'analisi sin qui condotta, le probabilità che la Commissione europea autorizzi la misura di cui all'art. 6, comma 3, del decreto appaiono oggettivamente molto ridotte, sebbene l'esito finale dipenda anche dalla formulazione definitiva della misura e dalle modalità applicative che saranno definite dall'ARERA oltre che dal confronto politico sulla riforma del meccanismo ETS.

Le criticità che emergono dall'analisi possono essere sintetizzate come segue. In primo luogo, si rileva una divergenza strutturale radicale rispetto agli schemi autorizzati dalla Commissione europea: la misura compensa i produttori termoelettrici per i costi ETS diretti, anziché i consumatori industriali per i costi ETS indiretti, senza alcun precedente nel panorama delle decisioni della Commissione. In secondo luogo, l'imposizione ex lege di offrire a prezzi depurati da costi effettivi contrasta con il principio del prezzo uniforme marginalista del regolamento CACM, non derogabile unilateralmente da uno Stato membro, configurando una violazione del SDAC e del marginal pricing. In terzo luogo, il comma 1 dell'art. 6 presenta profili di incompatibilità con l'ordinamento dell'Unione europea, in quanto il legislatore nazionale impone ad ARERA un'interpretazione vincolante del REMIT – regolamento direttamente applicabile la cui interpretazione autentica spetta alla CGUE – in violazione del primato del diritto dell'Unione e dell'indipendenza delle autorità nazionali di regolamentazione ex art. 57 della direttiva (UE) 2019/944 e della giurisprudenza della Corte di giustizia (sentenza 2 settembre 2021, C-718/18, Commissione c. Germania). A ciò si aggiunge il rischio di una potenziale manipolazione di mercato ai sensi del REMIT, posto che l'obbligo ex lege di offrire a prezzi artificialmente bassi potrebbe esso stesso costituire “fissazione del prezzo a livello artificiale” vietata dall'art. 5 del REMIT. Sul piano degli effetti transfrontalieri, la riduzione artificiale del prezzo italiano comporterebbe un aumento dell'export, con i consumatori italiani che finanziano tramite oneri di sistema le emissioni per la produzione esportata, dando luogo a distorsioni e sussidi incrociati. Si evidenzia altresì l'assenza di qualsivoglia condizionalità ambientale, non prevedendo il decreto alcun obbligo in termini di efficienza energetica, decarbonizzazione o investimenti in fonti rinnovabili, in contrasto con i requisiti previsti dalla Disciplina 2022 e con il principio DNSH. Da ultimo, il comma 2 del medesimo articolo, relativo al rimborso delle componenti della tariffa di trasporto del gas naturale ai produttori termoelettrici, integra verosimilmente i requisiti dell'aiuto di Stato, ma non è subordinato alla preventiva autorizzazione della Commissione europea, con conseguente rischio di illegittimità, aggravato dall'incertezza temporale connessa alla decorrenza del meccanismo dal 1° gennaio 2027.

In definitiva, alla luce dell'analisi legale complessivamente svolta, la misura introdotta dal Governo italiano sembrerebbe destinata a non superare il vaglio delle istituzioni europee, presentando profili di incompatibilità talmente radicali e strutturali da renderne l'approvazione un esito del tutto improbabile. Sarebbe tuttavia riduttivo limitarsi a una valutazione di mera legittimità. Sul piano politico-istituzionale, l'articolo 6 del DL Bollette rappresenta un segnale inequivocabile della crescente pressione esercitata dagli Stati membri per una revisione profonda dell’attuale architettura del sistema EU ETS – una pressione che potrebbe trovare una prima, decisiva manifestazione già in occasione del Consiglio europeo di marzo. Il dibattito che ne scaturirà, tanto a livello nazionale quanto europeo, è destinato a ridefinire, forse in maniera oggi inattesa, i confini del rapporto tra politica energetica nazionale e vincoli del mercato unico dell'energia.

[1] In particolare, si definisce carbon leakage diretto il rischio di delocalizzazione delle imprese europee a causa degli alti prezzi del carbonio, mentre carbon leakage indiretto indica l'aumento dei prezzi dell’elettricità, causata dagli alti prezzi del carbonio, che le imprese europee utilizzano.

[2] Fonte: Deliberazione ARERA 1° luglio 2025 no. 302/2025/R/EEL – “Rapporto sugli esiti del mercato elettrico del giorno prima nel biennio 2023-2024”.

[3] Cfr. Deliberazione ARERA n. 302/2025/R/eel.

[4] Nel mercato elettrico europeo, il prezzo dell'energia si determina secondo il meccanismo del marginal pricing, in virtù del quale tutta l'energia scambiata viene remunerata al prezzo corrispondente all'ultima offerta accettata necessaria a soddisfare la domanda complessiva.

Attesa la portata delle innovazioni introdotte, con la presente rubrica, Energy Law Italy inaugura uno spazio di analisi delle principali misure introdotte dal Decreto, riservando un approfondimento dedicato a ciascuna modifica normativa con particolare attenzione alle loro potenziali declinazioni pratiche.

Con tale approfondimento – già anticipato su Quotidiano Energia il 26 febbraio u.s. (https://www.quotidianoenergia.it/module/news/page/entry/id/529083) – ci concentriamo sugli impatti del Decreto in relazioni agli impianti incentivati attraverso i Conti Energia.

* * * *

Al fine di affrontare l’elevata incidenza degli oneri generali di sistema sulla bolletta elettrica (derivanti dalla componente ASOS destinata al sostegno delle fonti rinnovabili) il Decreto e, in particolare, l’art. 2, introduce dei meccanismi di rimodulazione e fuoriuscita dagli incentivi dedicati agli impianti fotovoltaici di cui alle prime quattro edizioni del “Conti Energia”.

IL “NUOVO” SPALMA-INCENTIVI

In particolare, è introdotto un meccanismo di spalma-incentivi su base volontaria, rivolto agli impianti fotovoltaici di potenza superiore a 20 kW che beneficiano dei premi fissi del Conto energia e le cui convenzioni con il GSE sono in scadenza a partire dal 1° gennaio 2029.

Con riferimento a tali impianti, ai sensi dell’art. 2, co. 1 del Decreto, i soggetti interessati possono, esclusivamente su base volontaria, entro il 31 maggio 2026, optare: 

• per una riduzione del 15% della tariffa premio spettante nel periodo che intercorre tra luglio 2026 e il 31 dicembre 2027, in cambio di un prolungamento delle convenzioni pari a 3 mesi;

• per una riduzione del 30%, della tariffa premio spettante nel medesimo periodo, in cambio – sempre ai sensi del comma 2 – di un prolungamento delle convenzioni pari a 6 mesi.

Per il periodo oggetto di estensione (pari a 3 o 6 mesi), è prevista l’applicazione da parte del GSE di una tariffa mediata (i.e., pari alla media delle tariffe premio oggetto di riduzione).

Come detto, tale facoltà deve essere esercitata entro il 31 maggio 2026 e, in tal caso, è previsto che il GSE provveda all’aggiornamento delle relative convenzioni.

EXIT STRATEGY

Oltre alla rimodulazione, l’art. 2, co. 4 del Decreto prevede anche la possibilità di una fuoriuscita anticipata dal regime incentivante, in cambio di un corrispettivo, entro un contingente massimo di 10 GW. 

Tale facoltà deve essere esercitata entro il 30 settembre 2026 e la relativa fuoriuscita diventa effettiva a decorrere dal 1° gennaio 2028.

A tal fine, la norma prevede che per quanto riguarda gli impianti che hanno aderito agli schemi di riduzione della tariffa di cui al “nuovo” spalma-incentivi sia previsto un accesso prioritario alla fuoriuscita anticipata.

Per quest’ultimi, il corrispettivo riconosciuto a fronte della fuoriuscita è pari al 90% del valore attualizzato dei flussi di cassa residui degli incentivi maturati per il periodo compreso tra il 1° gennaio 2028 e la scadenza della convenzione[1]. 

In altri termini, è prevista l’erogazione immediata di una somma, stimata, che i soggetti titolari avrebbero ricevuto in futuro, ridotta del 10%.

Di converso, per gli impianti che non hanno aderito al “nuovo” spalma-incentivi, per l’adesione al meccanismo della fuoriuscita è previsto il ricorso a una procedura competitiva, gestita dal GSE e da svolgersi entro il 30 giugno 2027 con le seguenti modalità:

1. i soggetti richiedenti presentano offerte espresse in termini di ribasso percentuale rispetto al valore base determinato ai sensi del punto ii);

2. il valore base, espresso in euro per MW, è calcolato dal GSE per ciascun impianto ed è pari al 90% del valore attualizzato dei flussi di cassa residui degli incentivi spettanti nel periodo compreso tra il 1° gennaio 2028 e la scadenza del contratto di incentivazione (ai fini di tale calcolo, la stima della produzione attesa è determinata sulla base della media della produzione storica dell'impianto nel corso dell'ultimo quinquennio);

3. il GSE provvede a classificare le offerte pervenute in ordine decrescente rispetto al beneficio atteso per il sistema, fino a concorrenza del limite della potenza residua del contingente di 10 GW.

In definitiva, si prevedono due livelli di accesso all’“exit strategy”, nel limite della potenza complessiva di 10 GW: in via prioritaria per gli impianti che hanno aderito volontariamente al nuovo “spalma-incentivi”; in via secondaria, ove vi sia ancora “spazio”, per gli impianti che non hanno aderito a tale riduzione, tramite procedura competitiva.

MODALITÀ E CONDIZIONI DI PAGAMENTO DEI CORRISPETTIVI

Quanto alle modalità per il pagamento dei corrispettivi in favore dei soggetti selezionati (tramite accesso prioritario o procedura competitiva) è previsto che il corrispettivo sia pagato, a decorrere dal 2028, in rate costanti per dieci anni nel corso dei quali il relativo importo è rivalutato sulla base di un tasso di interesse determinato dal GSE che non dovrà essere superiore al 6%[2].

In ogni caso, è bene precisare che l’accesso al meccanismo e l’erogazione del corrispettivo sono subordinati al rinnovo integrale degli impianti ammessi. Difatti, l’art. 2, co. 4 del Decreto prevede che ai fini dell’erogazione del corrispettivo: 

1. gli impianti a fonti rinnovabili devono essere oggetto di interventi di rifacimento integrale tra il 1° gennaio 2028 ed il 31 dicembre 2030 e il rinnovo deve incrementare la producibilità dell’impianto almeno del doppio rispetto a quanto era previsto per il periodo di incentivazione residua (salvo che non si tratti di impianti con moduli collocati a terra in area agricola o con moduli non collocati a terra per i quali l’incremento della producibilità può essere pari al 40%);

2. per la realizzazione di tali interventi devono essere utilizzati esclusivamente moduli fotovoltaici iscritti al Registro delle tecnologie per il fotovoltaico[3]

In quest’ottica, il Decreto introduce una modifica al D.Lgs 190/2024 (“TU Rinnovabili”) estendendo il regime semplificato dell’attività libera agli interventi di rifacimento integrale di impianti solari fotovoltaici esistenti, abilitati o autorizzati, che insistano su aree industriali, a condizione che, a seguito dell'intervento medesimo, l'impianto continui a ricadere interamente in area industriale, a prescindere dalla potenza risultante.

Ancora, il Decreto interviene sulla modalità di remunerazione dell’energia prodotta dagli impianti oggetto di rinnovo disponendo che questi: (i) per quanto riguarda la quota di potenza correlata all’incremento di producibilità, abbiano facoltà di accedere ai meccanismi di supporto di cui agli art. 6 e ss del D.Lgs 199/2021 (es. FER-X; FER-Z); (ii) per quanto riguarda la quota di potenza preesistente all’intervento di rifacimento, abbiano l’obbligo di contrattualizzare l’energia mediante PPA ai sensi dell’art. 28 del D.Lgs 199/2021 o, in alternativa, di accedere ai sopra citati meccanismi di supporto.

Le modalità operative di accesso al meccanismo della fuoriuscita e di contrattualizzazione degli impegni assunti dai soggetti richiedenti sono state demandate – come di consueto - ad un apposito Decreto del MASE da adottarsi entro 90 giorni dall’entrata in vigore del Decreto (i.e., entro il 21 maggio p.v.).

I DESTINATARI DEL RISPARMIO GENERATO DALLA MISURA

Le modalità per il riconoscimento dei (potenziali) risparmi generati dai meccanismi in parola sono demandate ad una deliberazione dell’ARERA.

In merito, l’art. 2, co. 8 del Decreto prevede che la riduzione della componente di spesa correlata agli oneri generali di sistema (ASOS) sia applicata:

• per le utenze non domestiche, ad esclusione di quelle relative all’illuminazione pubblica, in bassa tensione per altri usi con potenza disponibile superiore a 16,5 kW;

• per le utenze non domestiche in media, alta e altissima tensione.

Diversamente, la riduzione in questione non trova applicazione relativamente:

• ai prelievi che godono del regime tariffario speciale di cui all’articolo 29 del DL 91/2014;

• alle utenze iscritte nell’elenco delle imprese a forte consumo di energia elettrica istituito presso la CSEA (cd. energivori).

•  

CONSIDERAZIONI PRELIMINARI

Sulla base di quanto riportato nella relazione tecnica:

• la potenziale platea potrebbe comprendere circa 52.419 impianti, per una potenza complessiva di circa 13,3 GW;

• dal 2028 al 2031, considerata la fuoriuscita dal meccanismo dei Conti Energia I-IV può stimarsi una riduzione del costo dei meccanismi, e di conseguenza un minor fabbisogno di approvvigionamento ASOS, per un valore pari a 1.999 milioni per il 2028 e di 1.901 milioni di euro per il 2029, di 1.703 milioni per il 2030 e di 1.083 milioni per il 2031.

Senza voler trascurare le pur apprezzabili ambizioni del Governo di riduzione dei costi energetici, purtroppo le innovazioni in parola rischiano di incontrare una adesione poco significativa.

Lo schema ricorda, in parte, lo “spalma-incentivi” del 2014, con una differenza di non poco conto: in quel caso la rimodulazione era obbligatoria.

Diversamente, nel caso di specie il meccanismo è su adesione esclusivamente volontaria rendendo quindi notevolmente incerti gli esiti e gli effettivi benefici derivanti dalla misura in termini di decremento degli oneri di sistema.

A ben vedere, i criteri finanziari introdotti dal Decreto – caratterizzati da riduzioni delle tariffe e lievi estensioni della durata delle convezioni – non appaiono particolarmente “premianti” per i soggetti che decidono di aderire al nuovo spalma-incentivi.

Ancora, sono da valutare i limiti correlati alle modalità di remunerazione dell’energia prodotta dall’impianto su cui appaiono auspicabili dei chiarimenti da parte del MASE o in sede di conversione in Legge.

Lo stesso vale per le condizioni industriali connesse al meccanismo di fuoriuscita che si palesano particolarmente impegnative e rendono la scelta degli operatori tutt’altro che agevole: l’obbligo di rifacimento integrale, il rispetto di incrementi di producibilità tassativi, i tempi stringenti di conclusione dei lavori e l’utilizzo esclusivo di determinati moduli trasformano l’uscita anticipata dal regime incentivante in un’operazione industriale complessa che rischia di rendere poco attrattiva l’adesione agli schemi in questione e la conseguente rinuncia ai correnti (certi) flussi di cassa derivanti dai Conti Energia.

La fuoriuscita e i conseguenti interventi di rifacimento richiedono, infatti, investimenti rilevanti e una revisione complessiva dell’assetto amministrativo, contrattuale e finanziario funzionale alla vita del relativo impianto. Il riferimento è, tra l’altro, alla necessità di rinegoziare i contratti relativi alla disponibilità delle aree di impianto e, correlativamente, di rinegoziare o reperire nuovi finanziamenti.

Proprio con riferimento a tale fronte, se, da un lato, l’estensione del regime dell’attività libera agli interventi di rifacimento integrale può essere vista di buon occhio, dall’altro, bisognerà comprendere come tale regime iper-semplificato andrà ad incidere sulla revisione delle condizioni di bancabilità dei progetti in parola, attesi i maggiori profili di rischio discendenti dall’assenza di un titolo abilitativo espresso e di adeguate forme di pubblicità legale. 

In definitiva, l’attuale struttura dei meccanismi appare caratterizzata da profili di incertezza tali da reputare, quantomeno in via preliminare, difficilmente raggiungibile il contingente di 10 GW ambito dall’esecutivo, ancora di più se si considera che le finestre di adesione scadono in tempi molto rapidi (31 maggio e 30 settembre p.v.) rendendo ancor meno agevoli le imprescindibili valutazioni commerciali dei player di mercato interessati dalle disposizioni in commento.

Si tratta ora di attendere e valutare le reazioni del mercato energetico anche alla luce dei provvedimenti attuativi di competenza del MASE e delle modifiche che saranno eventualmente introdotte in sede di conversione in Legge del Decreto attualmente in discussione alla Camera.

[1] I flussi di cassa sono attualizzati utilizzando un tasso determinato dal GSE avendo a riferimento il costo del capitale di rischio che caratterizza gli investimenti in impianti fotovoltaici oggetto della procedura (cfr. Art. 2, co. 4, lett. b), num. 2 del Decreto).

[2] Il tasso è determinato tenendo conto del costo medio del capitale che caratterizza gli investimenti in impianti fotovoltaici (cfr. Art. 2, co. 4, lett. e) del Decreto).

[3] Cfr. Decreto Legge 181/2023.

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LONDON (ICIS)–Legal experts told ICIS that article 6 of the Italian “DL Bollette” energy decree – which introduces an ETS-linked compensation mechanism for gas-fired power producers – is unlikely to be approved by the European Commission because of its selective and structural, rather than exceptional, nature.

ICIS spoke to Piero Vigano, partner and coordinator of the energy and infrastructure department, and Francesco Mazzocchi, counsel in competition and European Union law at law firm ADVANT Nctm, who said that, as the decree stands, “the likelihood that the European Commission will authorize the measure does not appear to be high.”

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Con le sentenze nn. 339, 340 e 346 del 14 febbraio 2026, il TAR Sardegna ha accolto i ricorsi proposti da alcuni primari operatori, annullando due provvedimenti di diniego alla prosecuzione dei lavori già avviati relativi ad altrettanti impianti fotovoltaici (nn. 339/2026 e 340/2026) e il provvedimento di improcedibilità dell’iter autorizzativo per un impianto eolico da circa 30 MW (n. 346/2026)

In applicazione dei principi fissati dalla Corte Costituzionale con la sentenza n. 184/2025 (per il cui approfondimento si rinvia al seguente link) – che ha dichiarato l’illegittimità della l.r. Sardegna n. 20/2024 – il TAR ha ribadito che la qualificazione di “area non idonea” non può tradursi in un divieto assoluto e aprioristico, precisando che l’Amministrazione è tenuta a svolgere una valutazione concreta nell’ambito del procedimento amministrativo. 

Nello specifico:

• per effetto delle sentenze nn. 339/2026 e 340/2026, l’operatore potrà riavviare i lavori illegittimamente interrotti;

• per effetto della sent. n. 346/2026, la Regione Sardegna dovrà riavviare il procedimento autorizzativo relativo all’impianto eolico. 

Ancora una volta è stato necessario l’intervento della giurisprudenza costituzionale e amministrativa per sbloccare lo stallo causato dalle Amministrazioni resistenti che hanno fatto leva sulla moratoria regionale che ha cagionato importanti ritardi agli operatori rallentando illegittimamente l’installazione di impianti FER nel territorio sardo. 

Tale diritto – che ha avuto i suoi primordi sin dalla legge n. 109/1994, ma privo di corrispettivo nelle fonti dell’Unione Europea – attribuisce al promotore non aggiudicatario della procedura di gara indetta dall’amministrazione concedente la facoltà di adeguare la propria offerta a quella dell’aggiudicatario ovvero, in caso di mancato esercizio della prelazione, di ottenere il rimborso delle spese sostenute per la predisposizione della proposta. 

Condividendo i rilievi formulati dal Consiglio di Stato (che aveva sollevato la questione), la Corte di Giustizia ha affermato che il meccanismo di prelazione viola il principio di parità di trattamento nelle procedure di affidamento dei contratti di concessione. La Corte ha evidenziato, in particolare, che tale meccanismo è idoneo a sovvertire l’esito della gara e che, in caso di esercizio della prelazione, l’offerta del promotore non aggiudicatario subisce una modifica sostanziale in un momento successivo all’aggiudicazione, modifica espressamente vietata dalla normativa europea (e su cui la Corte di Giustizia si è già più volte pronunciata: cfr. sentenze 13 giugno 2024, BibMedia, C‑737/22, EU:C:2024:495; 25 aprile 1996, Commissione/Belgio, C‑87/94, EU:C:1996:161). 

La Corte ha ritenuto anche che il diritto di prelazione sia incompatibile anche con la libertà di stabilimento di cui all’art. 49 del Trattato sul Funzionamento dell’Unione Europea, in quanto il vantaggio assicurato al promotore è idoneo a disincentivare la partecipazione degli operatori economici di altri Stati membri alle procedure di project financing, producendo un effetto anticoncorrenziale. La Corte ha infine escluso che tale disciplina possa trovare fondamento alla luce dei principi di efficienza ed economicità dell’azione amministrativa e di sussidiarietà, obiettivi tipici dei procedimenti di finanza di progetto, nei quali il soggetto privato si fa carico dei costi di realizzazione di lavori e servizi di interesse pubblico, oltre che della progettazione a monte della gara. Tali principi, infatti, non rientrano tra le ipotesi tassative di deroga previste dal diritto dell’Unione Europea alla libertà di stabilimento.

La Corte di Giustizia si è pronunciata solo sull’incompatibilità della precedente disciplina del project financing. Nel frattempo, il legislatore italiano ha tentato di correre ai ripari modificando l’attuale art. 193 del d.lgs. n. 36/2023, introducendo una sorta di mini-procedura ad evidenza pubblica per la selezione del promotore. Tuttavia, da un lato, gli argomenti spesi dalla Corte di Giustizia potrebbero trovare applicazione anche nel caso in cui il promotore venga scelto a valle di quella procedura concorrenziale. La Corte fonda la sentenza del 5 febbraio 2026 sulla “destrutturazione” della gara che il diritto di prelazione comporta. E tale elemento è indipendente da come venga scelto il titolare del diritto di prelazione. Dall’altro lato, la Commissione europea ha avviato una procedura di infrazione nei confronti dell’Italia, contestando anche che le forme della procedura di scelta del promotore non rispettano i requisiti minimi di trasparenza e imparzialità richiesti dalla disciplina europea (l’avvio della procedura di infrazione, riguardante una serie di norme contenute nel vigente Codice dei contratti pubblici, è disponibile qui).

La questione, dunque, si pone anche con riferimento alla vigente versione dell’art. 193 d.lgs. n. 36/2023. In ogni caso è opportuna una riflessione generale sugli effetti che la sentenza potrebbe avere nei confronti del ricorso alla finanza di progetto, su iniziativa del privato. Se, come crediamo, la sentenza in commento segnerà la fine del diritto di prelazione, non è scontato che l’istituto della finanza di progetto seguirà la stessa sorte. È giunto il momento di considerare che l’elemento essenziale di tale procedura consiste nella facoltà concessa al privato di progettare, o, nella maggior parte dei casi, addirittura ideare, un’opera pubblica o un servizio. La libertà di iniziativa dei soggetti privati trova un fondamento nell’art. 41 Cost., con un potere d’impulso che costituisce una sorta di unicum nel contesto normativo attuale dei contratti pubblici. In passato tale prerogativa consentiva ai proponenti di avere un vantaggio rispetto agli altri operatori di mercato, dal momento che l’ente pubblico poteva esaminare la proposta, dichiararla di pubblico interesse o fattibile, e procedere a bandire la gara, senza mai sollecitare altri potenziali interessati. Le disposizioni introdotte con il c.d. Decreto Correttivo, invece, garantiscono, sin da subito, la possibilità di avviare una comparazione tra più proposte, rendendo la procedura più trasparente. È evidente che per il privato aumentano notevolmente i rischi relativi ad un eventuale fallimento dell’iniziativa, accompagnati dai costi rilevanti della fase preliminare, alleggeriti, nondimeno, con la previsione normativa che consente la presentazione di un progetto semplificato. 

Tuttavia, non può essere taciuto che l’eventuale procedura ad evidenza pubblica, bandita ponendo a base di gara il progetto elaborato dal promotore, unitamente agli altri elaborati della proposta, inclusa una sintesi del piano economico-finanziario, si svolgerebbe in un contesto dove sarebbe presente una sorta di “prelazione sostanziale” del citato operatore, dettata dal beneficio competitivo assicurato dalla perfetta conoscenza dei suddetti atti (e degli eventuali margini di miglioramento dei medesimi). Tale posizione di vantaggio è confermata anche dall’obbligo di aggiudicare la procedura di finanza di progetto attraverso il criterio di aggiudicazione dell'offerta economicamente più vantaggiosa individuata sulla base del miglior rapporto tra qualità e prezzo. 

Inoltre, merita di essere osservato che la Corte di Giustizia, nella sentenza in commento, non ha messo in discussione il diritto del promotore non aggiudicatario al rimborso delle spese sostenute per la predisposizione della proposta – nel limite massimo del 2,5% del valore dell’investimento, secondo il dettato normativo dell’art. 193 del vigente Codice dei contratti pubblici – a carico dell’aggiudicatario della procedura di gara.

È chiaro che tali aspetti saranno apprezzati particolarmente da realtà imprenditoriali maggiormente strutturate, disposte a rischiare e in possesso di adeguate risorse economiche.

In conclusione, da un lato, la fine del diritto di prelazione potrebbe costituire una sorta di barriera in grado di rendere la finanza di progetto meno praticabile rispetto al passato, dall’altro, potrebbe rappresentare un nuovo inizio per il project financing, con un’evoluzione dell’istituto, destinato ad essere utilizzato per operazioni assistite da quei presupposti giuridici, economici e tecnici, la cui mancanza, spesso, in passato, ha visto fallire centinaia di iniziative, con enorme spreco di risorse pubbliche e private. 

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Come noto è stato di recente reso pubblico lo schema di decreto-legge che introduce misure urgenti per l’attuazione del Piano nazionale di ripresa e resilienza (PNRR).

Il decreto attua la sesta revisione del Piano - approvata lo scorso 27 novembre dal Consiglio Europeo – resasi necessaria di fronte alla consapevolezza dell’impossibilità di raggiungere, nei termini e con le modalità originariamente previste (anche a seguito delle precedenti revisioni del Piano), gli obiettivi originariamente fissati al 30 giugno 2026. 

Un passo indietro: da dove nasce la sesta revisione del PNRR

Con la Comunicazione NextGenerationEU – The road to 2026 (COM(2025) 310 final), del 4 giugno del 2025, la Commissione ha fornito agli Stati membri orientamenti su come razionalizzare ulteriormente i rispettivi piani per la ripresa e la resilienza (“PRR”).

In tale contesto, la Commissione UE ha indicato alcuni possibili interventi, tra cui: (i) il rafforzamento delle misure esistenti (spostando risorse sulle misure che hanno ottenuto risultati superiori alle aspettative); (ii) la riduzione delle risorse per le misure non attuabili nei tempi; (iii) l’utilizzo di strumenti finanziari gestiti da soggetti indipendenti secondo lo schema della facility per incentivare gli investimenti privati a fronte di fallimenti del mercato.

Nell'ambito di tali investimenti i traguardi del PRR coprirebbero: (a) il trasferimento di fondi al partner esecutivo tramite la firma di accordi di attuazione; e (b) la firma di contratti con i beneficiari finali per l'utilizzo della totalità dei fondi trasferiti. 

Per introdurre tale strumento finanziario o regime di sovvenzioni, gli Stati membri dovrebbero determinare il fallimento del mercato che intendono affrontare e la relativa domanda di mercato, garantire che le decisioni di aggiudicazione del partner esecutivo siano indipendenti dal governo e che la gestione finanziaria sia separata dallo Stato membro, nonché esaminare la capacità operativa del partner esecutivo di introdurre tale strumento.

Le facility GSE per biometano, agrivoltaico e comunità energetiche 

Ecco, quindi, che l'articolo 29 dello schema di decreto reca l’introduzione nell’ordinamento giuridico italiano del sistema delle facility previste dalla Commissione Europea, per tre settori strategici: biometano, agrivoltaico e comunità energetiche (CACER).

Il meccanismo prevede l’istituzione di specifici programmi di sovvenzione finanziati dal PNRR, e finalizzati alla concessione di contributi in conto capitale.

In particolare, le misure già previste saranno incluse in un programma di incentivi per un valore complessivo di 4.130 milioni di euro di contributi a fondo perduto (che ricordiamo essere risorse già assegnate all’Italia dal PNRR) in ragione di: 1,1 miliardi di euro per l'agrivoltaico, 795 milioni di euro per le comunità energetiche e 2,2 di euro miliardi per il biometano.

La gestione dei programmi è affidata al GSE e, per ciascuna misura, saranno sottoscritti tra il GSE ed il MASE specifici accordi attuativi per l’individuazione delle regole di selezione, valutazione, controllo, monitoraggio, rendicontazione e gestione finanziaria. 

Gli accordi devono inoltre prevedere il subentro del GSE al MASE nell’erogazione dei contributi e nei rapporti con i soggetti già selezionati o beneficiari sulla base dei provvedimenti adottati prima dell’entrata in vigore del decreto nonché il trasferimento delle relative risorse finanziarie a quest’ultimo.

I programmi di investimento originariamente previsti e disciplinati dai decreti attuativi di riferimento (ovvero DM 15 settembre 2022, per il biometano; DM 22 dicembre 2023, per l’agrivoltaico e DM 7 dicembre 2023 per le CER) resteranno invariati sotto il profilo sostanziale, quanto a finalità, beneficiari, e costi ammissibili.

La novità riguarda invece i tempi di entrata in esercizio degli impianti. Il termine del 30 giugno 2026, fissato dai decreti ministeriali, viene superato: la nuova scadenza sarà stabilita negli atti di concessione o nei relativi addenda e, in ogni caso, non potrà eccedere i 24 mesi dalla comunicazione degli atti medesimi a pena di decadenza dai benefici.

La data del 30 giugno 2026 mantiene rilevanza esclusivamente in quando deadline limitatamente per la sottoscrizione degli accordi di finanziamento da parte di GSE e operatori. 

L’entrata in esercizio degli impianti potrà invece avvenire come detto fino a 24 mesi dopo la comunicazione dei contratti, arrivando potenzialmente al 30 giugno 2028. 

In questo modo si riduce il rischio che i progetti finanziati dal PNRR non riescano a rispettare le scadenze del 2026, rischio fortemente prospettato da più parti in questi mesi considerando i ritardi di suppliers, contractors e gestori della rete (sia gas che elettrica) nella costruzione ed energizzazione degli impianti. 

Il sistema delle facility, gestito dal GSE, consente infatti di “prenotare” gli incentivi fino al 2028, garantendo maggiore flessibilità attuativa ai soggetti beneficiari.

Le decisioni di assegnazione dei contributi in conto capitale da parte del GSE verranno assunte “a maggioranza da un comitato indipendente per l’investimento istituito presso il GSE” e senza controllo del governo. 

I requisiti di accesso ai contributi

Per accedere ai finanziamenti, i progetti beneficiari devono rispettare alcuni requisiti fondamentali. In linea con quanto già previsto nei decreti originari, il nuovo provvedimento stabilisce: 

• il principio del "non arrecare un danno significativo" (DNSH): restano, dunque, esclusi i progetti che coinvolgono combustibili fossili, impianti soggetti al sistema di scambio quote di emissione UE con emissioni sopra i parametri consentiti, nonché gli impianti di gestione rifiuti come discariche e inceneritori;

• il divieto del cumulo dei contributi: i finanziamenti a fondo perduto previsti dal PNRR non possono essere combinati con altri finanziamenti europei per coprire lo stesso costo.

Le incertezze operative

Nonostante la definizione del quadro generale, permangono numerose opacità sul funzionamento concreto della misura. 

Da un lato, mancano ancora gli accordi attuativi tra GSE e MASE, che dovranno stabilire regole di selezione, controllo e gestione dei contributi; dall’altro, dovranno essere pubblicati i regolamenti operativi, contenenti, tra l’altro, le regole tecniche e procedurali di dettaglio, comprese le tempistiche di erogazione, gli obblighi dei beneficiari durante e dopo la realizzazione degli impianti, le modalità per la rendicontazione delle spese ammissibili e le modalità/tempistiche di erogazione dei contributi in conto capitale (attesi entro 45 giorni dalla stipula degli accordi tra MASE e il GSE). 

Fino al trasferimento delle risorse al GSE, il medesimo ha però la facoltà di anticipare i contributi mediante risorse nella propria disponibilità, nel limite del dieci per cento dell’ammontare complessivo dei programmi di sovvenzione, garantendo quindi un po' di respiro nei flussi finanziari delle società aggiudicatarie (si ricordi che ai sensi delle regole operative del DM 15 settembre 2022 per il biometano è previsto il riconoscimento del contributo in conto capitale a seguito dell’ultimazione dei lavori). 

Fino alla definizione di questi strumenti, tuttavia, non è possibile avere un quadro chiaro sul funzionamento effettivo della facility, né sui tempi e le modalità con cui saranno individuati eventuali nuovi beneficiari, in particolare con riferimento alla VI asta del biometano annunciata ma mai bandita. 

Si segnala altresì che, in data 19 giugno 2025, il MASE era già intervenuto sui termini relativi all’agrivoltaico con il decreto ministeriale n. 149, il quale ha consentito ai soggetti ammessi di ultimare i lavori di realizzazione elettrica entro il 30 giugno 2026, prevedendo invece che la messa in esercizio degli impianti potesse avvenire nei successivi 18 mesi. Occorrerà ora chiarire da parte delle autorità competenti se tale decreto ministeriale debba ritenersi integralmente abrogato dal nuovo decreto-legge ovvero se si rendano necessari interventi di coordinamento tra le due disposizioni.

Non risulta, infine, chiaro il compito che verrebbe demandato al comitato indipendente per l’investimento istituito presso il GSE, considerato che, allo stato, i beneficiari delle misure biometano e agrivoltaico sono già stati individuati mediante le rispettive procedure competitive. 

Occorre pertanto chiarire se tale comitato sia destinato ad operare esclusivamente con riferimento alle CACER ovvero se possa incidere anche su progetti già ammessi agli incentivi, nonostante la bancabilità degli stessi debba ritenersi definitivamente garantita in ragione del consolidamento del diritto alla percezione del beneficio a seguito della positiva iscrizione in graduatoria, come peraltro confermato dal GSE nel luglio 2025 con riferimento agli impianti collocati tra la posizione 149 e la 298 della V asta[1].

Una misura che “aggira” ma non risolve i problemi

Al di là delle incertezze ancora aperte sul funzionamento operativo della facility, emerge un dato centrale: la sesta revisione del PNRR consente di rispettare formalmente le scadenze europee, ma non garantisce il conseguimento effettivo degli obiettivi di politica energetica. 

I traguardi fissati dal Piano, infatti, si limitano oggi a due passaggi formali: il trasferimento dei fondi al partner esecutivo al momento della firma degli accordi attuativi e la sottoscrizione dei contratti con i beneficiari finali per l’utilizzo della totalità dei fondi stanziati.

Ciò che viene meno è l’obiettivo principale: l’entrata in esercizio, entro il 2026, di una determinata capacità di produzione di energia da fonti rinnovabili. In altre parole, si impegnano risorse nell’auspicio che gli impianti vengano realizzati, senza alcuna garanzia che tutti i progetti saranno completati nei tempi previsti. 

Il nodo centrale resta la complessità del quadro autorizzativo e i ritardi di connessione da parte degli operatori della rete elettrica e del gas (sia di trasporto che di trasmissione).

La rete del gas, in particolare, si è dimostrata non sufficientemente capillare e in grado di assorbire nuova capacità di produzione a prescindere dalla localizzazione degli impianti. La rete elettrica invece sconta un grado di saturazione e un numero di richieste di connessione sempre più in crescita (280 mila nuove connessione per e-distribuzione nel 2024, in crescita del 22,4% rispetto al 2023[2]).

Sono inoltre da non trascurare le considerevoli difficoltà tecniche correlate allo sviluppo impianti agrivoltaici avanzati.

Tutti fattori che hanno comportato lo slittamento dei tempi di raggiungimento della milestone e reso imprescindibile l’attivazione del succitato meccanismo di facility. 

In definitiva, la strategia adottata permette di rispettare la lettera dei termini europei, ma lascia in sospeso la sostanza; difatti, senza interventi strutturali su autorizzazioni e infrastrutture, il rischio concreto è che parte della capacità produttiva stimata non riuscirà ad entrare in esercizio neppure nei nuovi termini.

Si segnala che un altro intervento legato all’attuazione del PNRR (Misura M7-6 Riforma 3, prevista per il terzo trimestre del 2025) è stato effettuato dal legislatore con la legge di Bilancio 2026 (legge n. 199/2025) con la quale si è previsto, in tema di connessione alla rete di trasporto e distribuzione di gas naturale, per far fronte agli attuali limiti infrastrutturali di accettabilità del biometano nelle reti e per favorire un ampio utilizzo del biometano, in capo ai gestori:

• da una parte, l’obbligodi connettere alla propria rete, entro termini perentori e a pena di sanzioni, con previsione di procedure sostitutive in caso di inerzia, sia gli impianti di produzione di biometano realizzati ex novo sia quelli derivanti dalla riqualificazione di preesistenti impianti di produzione di biogas, secondo le regole stabilite dall’Autorità di regolazione per energia, reti e ambiente (ARERA);

• dall’altra che il 70 per cento dei costi degli investimenti di connessione alle reti di trasporto o di distribuzione e il 100 per cento dei costi relativi ai sistemi di misura e dei costi relativi alla compressione, siano attribuiti ai gestori dei sistemi di trasporto o di distribuzione in relazione alla soluzione di connessione individuata, mentre la restante parte, pari al 30 per cento, dei costi degli investimenti di connessione ricada in capo ai produttori.

ARERA dovrà aggiornare la propria regolazione relativamente alle condizioni tecniche ed economiche per l'erogazione del servizio di connessione di impianti di produzione di biometano alle reti del gas naturale i cui gestori hanno obbligo di connessione di terzi entro il 15 febbraio 2026.

Fermo restando il sicuro impatto positivo della misura anche con riferimento alle operazioni straordinarie in corso e in partenza, si resta in attesa della pubblicazione del decreto e successivamente degli accordi tra MASE e GSE, nonché, per quanto attiene al settore biometano della nuova regolamentazione di ARERA.

[1] https://www.gse.it/servizi-per-te/news/sviluppo-del-biometano-ok-del-consiglio-ue-a-risorse-aggiuntive 

[2] Fonte: Relazione e Bilancio di esercizio di e-distribuzione S.p.A. al 31 dicembre 2024, https://www.e-distribuzione.it/content/dam/e-distribuzione/documenti/e-distribuzione/Bilancio_esercizio_2024.pdf 

Come noto, con l’emanazione del Decreto n. 175 del 21 novembre 2025 destinato originariamente a regolare i soli crediti d’imposta di cui al Piano Transizione 5.0 (il “Decreto”) si è diffuso tra gli operatori un senso di sconforto e disillusione, per l’ulteriore nuova battuta di arresto derivante dal nuovo regime delle “aree idonee” per la realizzazione di impianti da fonte rinnovabile in Italia.

Nello specifico, il Decreto:

• ha abrogato la disciplina delle aree idonee ope legis di cui all’art. 20, co. 8 del D.Lgs. 199/2021 (e, per l’effetto, anche il DL Agricoltura (d.l. n. 63/2024), in pendenza, come noto, di scrutinio costituzionale) nonché i criteri e i parametri di cui al DM del 2 luglio 2024 (il “DM Aree Idonee” - già parzialmente annullato dal TAR Lazio a maggio del 2025 e attualmente sub judice dinanzi al Consiglio di Stato);

• ha introdotto nel Decreto Legislativo n. 190/2024 (anche noto come “TU FER”) una nuova disciplina delle aree idonee (artt. 11-bis e ss. del TU FER). 

Come detto, le modifiche apportate dal Decreto hanno creato particolari timori e incertezze, in particolare, da una parte, per l’introduzione del requisito dell’Autorizzazione Integrata Ambientale (“AIA”) per gli impianti industriali entro cui considerare un raggio di “idoneità” e, dall’altra per l’assenza di un regime transitorio da applicarsi ai progetti già in corso di autorizzazione sulla base della normativa abrogata. 

Con la conversione in legge del Decreto, (attualmente in corso di pubblicazione in Gazzetta Ufficiale – la “Legge di Conversione”), se, per un verso, tali profili di criticità sono stati per risolti, per un altro, sono emerse ulteriori perplessità di rilievo non marginale per le prossime iniziative di sviluppo 

In merito, si riporta di seguito l’intera elencazione delle varie tipologie di “aree idonee” così come modificate dalla Legge di Conversione.

Nello specifico, sono considerate aree idonee:

• i siti ove sono già installati impianti che producono energia dalla stessa fonte rinnovabile e in cui vengono realizzati interventi di modifica, anche sostanziale, che non comportino una variazione dell’area occupata superiore al 20%, con la precisazione (non presente nel previgente Art. 20 del D.Lgs. 199/2021) che tale variazione dell’area non è consentita per gli impianti fotovoltaici installati a terra in aree agricole; inoltre, per le nuove aree occupate, bisogna osservare quanto previsto dal D.Lgs. 42/2004 in materia di autorizzazioni culturali e paesaggistiche (cfr. Art. 11-bis, co. 1, lett. a) del TU FER);

• i siti oggetto di bonifica individuati ai sensi del D.Lgs. 152/2006 (il “Codice dell’Ambiente”), le cave e le miniere cessate, non recuperate o abbandonate o in condizioni di degrado ambientale, o le porzioni di cave e miniere non suscettibili di ulteriore sfruttamento nonché (in aggiunta a quanto era previsto dal D.Lgs. 199/2021) le discariche o i lotti di discarica chiusi ovvero ripristinati (cfr. Art. 11-bis; co. 1, lett. b), c) e d) del TU FER);

• i siti e gli impianti nella disponibilità delle società del gruppo Ferrovie dello Stato, dei gestori di infrastrutture ferroviarie, delle concessionarie autostradali, delle società di gestione aeroportuale nonché i beni del demanio in uso al Ministero della Difesa o al Ministero dell’Interno e determinati beni immobili individuati dall’Agenzia del demanio, sentito il Ministero dell’economia e delle finanze, e (previsione introdotta in fase di conversione) il Ministero dell’agricoltura, della sovranità alimentare e delle foreste nei casi di beni a destinazione agricola, di proprietà dello Stato, non contemplati in programmi di valorizzazione o dismissione di propria competenza (cfr. Art. 11-bis, co. 1, lett. e), f), g), h) ed i)).

Impianti fotovoltaici 

All’art. 11-bis, co. 1, lett. l) sono previste delle ulteriori (e aggiuntive) fattispecie di idoneità specifiche per gli impianti fotovoltaici. In particolare, si tratta:

• delle aree adiacenti alla rete autostradale entro una distanza non superiore a 300 metri;

• degli edifici, delle strutture edificate e relative superfici esterne pertinenziali;

• delle aree a destinazione industriale, direzionale, artigianale, commerciale, logistica e delle aree destinate all’insediamento di Data Center;

delle aree adibite a parcheggi (limitatamente alle strutture di copertura);

• degli invasi idrici, i laghi di cave e le miniere dismesse o in condizioni di degrado ambientale;

• delle aree nel perimetro di competenza del servizio idrico integrato;

• delle aree interne agli stabilimenti e agli impianti industriali, non destinati alla produzione agricola o zootecnica, né alla produzione di energia da fonte rinnovabile di cui all’art. 268 del Codice dell’Ambiente e le zone agricole racchiuse in un perimetro di 350 metri da tale impianto o stabilimento (è stato rimosso in fase di conversione la necessità che il relativo stabilimento sia stato autorizzato con AIA mentre è stata confermata la compressione della buffer zone da 500 a 350 metri).

Nemmeno in fase di conversione è stato re-introdotto il previgente Art. 20, co. 8, lett. c-quater (i.e., le aree non ricomprese nel perimetro dei beni sottoposti a tutela ai sensi del D.Lgs. 42/2004) che proprio di recente il TAR Lombardia-Milano, sez. III, sent. n. 4300 del 30 dicembre 2025 ha confermato essere – in continuità con altre pronunce ammnistrative (cfr. TAR Piemonte, sez. II, 19 ottobre 2023, n. 808 e TAR Toscana, sez. II, 8 luglio 2024, n. 844) – un’ulteriore fattispecie di area idonea, ampliativa dell’elenco contenuto nel comma 8.

Inoltre, il testo approvato dal Parlamento è intervenuto eliminando tra i centri di idoneità per lo sviluppo di nuovi impianti da fonte rinnovabile gli impianti FER già esistenti, ponendo un argine all’orientamento estensivo che si era consolidato con l’interpello MASE n. 130318 dell’8 agosto 2023 poi corroborato anche dalla giurisprudenza amministrativa (tra le altre TAR Lazio, Roma, Sentenza n. 4994/2025; Tar Lecce, Sentenza n. 1113/2025). 

Zone agricole e impianti agrivoltaici

Come noto, il Decreto ha finalmente introdotto la tanto agognata definizione di impianto agrivoltaico standard, che ricordiamo essere quella di “impianto fotovoltaico che preserva la continuità delle attività colturali e pastorali sul sito di installazione. Al fine di garantire la continuità delle attività colturali e pastorali, l’impianto può prevedere la rotazione dei moduli collocati in posizione elevata da terra e l’applicazione di strumenti di agricoltura digitale e di precisione”.

Sul punto, la Legge di Conversione introduce importanti precisazioni da tenere a mente in fase autorizzativa:

• per l’installazione dell’impianto agrivoltaico i soggetti proponenti di impianti agrivoltaici sono tenuti a dotarsi di una dichiarazione asseverata – da allegare al progetto presentato in fase di autorizzazione e, comunque, da mettere a disposizione dell’amministrazione nell’ambito delle attività di controllo – redatta da un professionista abilitato che attesti che l’impianto è idoneo a conservare almeno l’80% della produzione lorda vendibile; 

• viene attribuito al comune territorialmente competente un potere della durata di cinque anni (successivi alla realizzazione di un impianto agrivoltaico) volto a verificare la persistenza dell’idoneità del sito di installazione all’uso agro-pastorale;

• è previsto il ripristino dello stato dei luoghi nonché l’applicazione di una sanzione amministrativa pecuniaria di importo compreso tra euro 1.000 ed euro 100.000 agli interventi di installazione di impianti agrivoltaici che non consentano la preservazione della continuità delle attività colturali e pastorali sul sito di installazione[1].

Tali emendamenti danno adito a non poche perplessità attese le strutturali difficoltà di mezzi e conoscenze degli uffici tecnici comunali nonché l’intrinseca complicazione di poter asseverare ex ante un valore fortemente condizionato da fattori imprevedibili (i.e., clima) determinabile solo ex post a maggior ragione con riferimento a terreni attualmente non coltivati o sui quali verrà mutata coltura.

Ulteriori criticità discendono poi dalla novità correlata al potere quinquennale di verifica delle amministrazioni comunali che, oltre a poter essere utilizzato strumentalmente dagli enti locali, rischia di conferire una notevole incertezza alla solidità dei progetti acquistati o sviluppati dagli attori di mercato proprio in ragione della genericità e astrattezza dei parametri da osservare ai sensi della Legge di Conversione.

Impianti per la produzione di biometano

Con riferimento agli impianti per la produzione di biometano le modifiche alla disciplina del Decreto appaiono limitate ma non prive di conseguenze. In particolare, sono considerate idonee:

• le aree agricole entro 500 metri da zone a destinazione industriale, artigianale e commerciale (i.e., il previgente all’Art. 20, co. 8, lett. c-ter), 1) del D.Lgs. 199/2021 che, come visto, non si applica più agli impianti fotovoltaici);

• le aree interne agli impianti industriali e agli stabilimenti di cui all’art. 268 del Codice dell’Ambiente nonché le aree classificate agricole racchiuse in un perimetro i cui punti distino non più di 500 metri dal medesimo impianto o stabilimento;

• le aree adiacenti alla rete autostradale entro una distanza non superiore a 300 metri.

Come visto per la tecnologia fotovoltaica, anche per i progetti di impianti per la produzione di biometano non figurano più tra le aree idonee quelle di cui al previgente art. 20, co. 8, lett. c-quater (i.e., le aree non ricomprese nel perimetro dei beni sottoposti a tutela ai sensi del D.Lgs. 42/2004).

Parola alle Regioni

Sulla falsariga di quanto disposto dal previgente art. 20, co. 4 del D.Lgs. 199/2021 in combinato disposto con il DM Aree Idonee, si prevede che entro 120 giorni dall’entrata in vigore del Decreto (i.e., entro il 22 marzo 2026), le Regioni e, entro centottanta giorni dalla medesima data (i.e., entro il 21 maggio 2026), ciascuna provincia autonoma (garantendo l’opportuno coinvolgimento degli enti locali) provvedano con propria legge, all’individuazione delle aree idonee sulla base dei principi e criteri di cui al nuovo art. 11-bis, co. 4 del TU FER, tra cui vale la pena menzionare i seguenti:

• le Regioni non possono qualificare come idonee le aree ricomprese nel perimetro dei beni sottoposti a tutela ai sensi del Codice dei beni culturali e del paesaggio né quelle incluse in una fascia di rispetto di tre chilometri, nel caso di impianti eolici, e di cinquecento metri, nel caso di impianti fotovoltaici, dal perimetro dei beni medesimi, né identificare aree idonee ove le caratteristiche degli impianti da realizzare siano in contrasto con le norme di attuazione previste dai piani paesaggistici (cfr. Art. 11-bis, co. 4, lett. m) del TU FER);

Sul punto si sono espresse anche le associazioni di categoria, rappresentando la criticità, segnalata da alcune Regioni, relativa alla difficoltà di individuare aree idonee in misura sufficiente rispetto agli obiettivi regionali assegnati. Tali criticità producono, in concreto, l’effetto di una sostanziale impossibilità di conseguire i target di sviluppo delle fonti rinnovabili nei termini previsti, con conseguente rischio di compromissione degli obiettivi nazionali ed europei.

• al fine di preservare la destinazione agricola dei suoli, le aree agricole qualificabili come aree idonee a livello regionale non devono essere inferiori allo 0,8% delle Superfici Agricole Utilizzate (SAU) né superiori al 3% delle SAU medesime, comprensive della superficie su cui insistono impianti agrivoltaici (inciso inserito mediante la Legge di Conversione);

• può essere previsto un differente limite massimo per ciascun comune fermi restando i limiti regionali sopra esposti, i.e., tra lo 0,8% e il 3% della SAU (periodo inserito al posto del precedente “possono essere definite specifiche percentuali di sfruttamento delle SAU a livello comunale” in sede di esame parlamentare al fine di attribuire esplicitamente tale competenza alle regioni e alle province autonome, superando così possibili incertezze interpretative della formulazione originaria circa l’ente preposto alla determinazione delle soglie a livello comunale);

• impossibilità di prevedere divieti generali e astratti all’installazione di impianti a fonti rinnovabili, fermi restando i divieti e le limitazioni prescritte per l’installazione di impianti fotovoltaici in aree agricole ai sensi dell’art. 11-bis, co. 2 e di quanto previsto dall’articolo 11-quinquies del Decreto (a mente del quale all’interno delle zone di protezione dei siti UNESCO è consentita unicamente l’installazione di impianti da fonti rinnovabili autorizzabili in edilizia libera ai sensi dell’All. A del TU FER).

Aree idonee a mare

Il Decreto introduce il concetto di “aree idonee a mare” (cfr. art. 11-ter del TU FER) disponendo che sono tali quelle aree individuate dai piani di gestione dello spazio marittimo nonché le piattaforme petrolifere in disuso e i porti (quest’ultimi, per impianti eolici di potenza fino a 100 MW e previa variante del piano regolatore portuale da approvarsi entro sei mesi dalla presentazione dell’istanza di autorizzazione unica).

Regime semplificato

Alla pari di quanto disposto dal previgente art. 22 del D.Lgs. 199/2021, l’art. 11-quater del Decreto prevede che per gli interventi ricadenti (interamente e non parzialmente) su aree idonee si applichi un regime autorizzativo semplificato.

Segnatamente, per tali interventi non è necessaria l’acquisizione dell’autorizzazione paesaggistica (il parere dell’autorità competente, ove espresso, non è vincolante) e, in caso di progetti soggetti ad autorizzazione unica, i termini del procedimento sono ridotti di un terzo. 

L’introduzione di disposizioni transitorie e la scomparsa delle aree ex c-quater

Se inizialmente il Decreto ha reiterato lo stesso errore del DM Aree Idonee, non prevedendo alcun regime di salvaguardia per gli iter in corso, così determinando un potenziale effetto retroattivo delle nuove limitazioni sui plurimi progetti in pipeline non in linea con i rinnovati criteri localizzativi (ricordiamo che il TAR Lazio con la sentenza 9155/2025 ha parzialmente annullato il DM Aree Idonee su questo punto), ecco che l’esame al parlamento ci fornisce un regime transitorio che mira a salvare tutti i progetti il cui iter autorizzativo era già in vigore alla data di entrata in vigore del Decreto.

Segnatamente, è stabilito che le disposizioni di cui agli articoli 11-bis, comma 1, e 11-quater del TU FER, introdotti dal Decreto, non si applicano alle procedure in corso alla data di entrata in vigore del Decreto (dunque al 22 novembre 2025), le quali continuano a svolgersi ai sensi della disciplina previgente. Si chiarisce inoltre che per “procedure in corso” si intendono quelle abilitative o autorizzatorie, ivi comprese quelle di valutazione ambientale, per le quali la verifica di completezza della documentazione presentata a corredo del progetto risulti compiuta alla data di entrata in vigore del Decreto. Inoltre, nei casi di elevato valore agricolo dell’area, la regione o la provincia autonoma territorialmente competenti possono ricorrere al rimedio in opposizione di cui all’articolo 14-quinquies della legge 7 agosto 1990, n. 241. 

Sorge subito il problema, tuttavia, di determinare quando la completezza della documentazione presentata a corredo del progetto risulti compiuta per tutti quei procedimenti semplificati (i.e., PAS) per i quali il filtro della completezza documentale non viene nei fatti compiuto. Ciò determinerebbe, a seconda dell’interpretazione sistematica o letterale della norma (i) di considerare “salvi” tutti i progetti il cui deposito sia stato completato almeno trenta giorni antecedentemente alla data del 22 novembre 2025 (nel rispetto dell’Articolo 8 del TU FER) o al contrario (ii) di considerare non verificata la completezza documenti tutti quei procedimenti per i quali non sia stato formalmente rilasciato un provvedimento di conferma della completezza documentale (sebbene il termine di trenta giorni sia nel frattempo già decorso).

Quanto infine al previgente c-quater, sede di plurime iniziative progettuali fin dalla sua introduzione, è stata confermata l’esclusione dal novero delle aree idonee di quelle non ricomprese nel perimetro dei beni sottoposti a tutela ai sensi del D.Lgs. 42/2004.

Le aree agricole

Nonostante il DL Agricoltura sia attualmente sottoposto al vaglio costituzionale, il Decreto appare, purtroppo, riproporre essenzialmente il medesimo divieto generalizzato di realizzazione di impianti fotovoltaici a terra nelle aree agricole.

L’unica positiva differenza è rappresentata dall’introduzione della tanto attesa definizione di impianti agrivoltaici standard i quali, dovrebbero poter essere realizzati su aree agricole in deroga al predetto divieto.

Ciò nondimeno, anche in relazione a tale profilo appaiono permanere significativi margini di incertezza; difatti la deroga trova applicazione solo laddove i moduli siano “collocati in posizione adeguatamente elevata da terra”, il che lascia immensi spazi di discrezionalità alle relative amministrazioni locali su cosa si debba intendere per “posizione adeguatamente elevata”.

È opportuno, se non necessario, che vengano forniti dei criteri e parametri tecnici nitidi e concreti volti a limitare l’alea dei procedimenti amministrativi e, al contempo, ad agevolare gli operatori nella pianificazione delle proprie strategie di investimento 

Lasciano particolarmente perplessi i paletti imposti alle Regioni in termini di aree agricole qualificabili come idonee nel proprio territorio che, come visto, non devono essere inferiori allo 0,8% né superiori al 3% delle SAU (i.e., la somma delle superfici destinate alla produzione agricola), prevedendo, inoltre, la possibilità per i comuni di definire un differente limite massimo, fermi restando i limiti regionali sopra esposti.

Si tratta di un meccanismo che rischia di innescare, per ciascuna Regione, una vera e propria corsa all’avvio dei procedimenti autorizzativi su aree agricole al fine di prevenire eventuali rischi di diniego derivanti dall’avvenuta erosione della succitata soglia del 3%.

Sebbene la forchetta individuata per le aree idonee, pur presentata come misura di tutela del suolo agricolo, non costituisce in realtà un vincolo effettivo alla crescita del fotovoltaico utility scale sotto un profilo puramente quantitativo - essendo il 3% della SAU[2] sufficiente a sviluppare ben più della capacità necessaria per il fabbisogno energetico, è ragionevole attendersi che una parte significativa delle aree astrattamente idonee non presenterà condizioni di allaccio tecnicamente ed economicamente sostenibili, con la conseguenza di alimentare, come già avviene, fenomeni di progettualità opportunistica, eccessiva concentrazione micro-zonale e perdita di efficienza del sistema autorizzativo ed energetico a svantaggio di tutta la collettività.

Conclusioni

Il quadro normativo delineato dalla Legge di Conversione segna senza dubbio un punto di svolta nella disciplina delle aree idonee per lo sviluppo delle fonti rinnovabili, ponendo rimedio ad alcune delle più evidenti criticità emerse nella versione originaria del provvedimento. 

In particolare, l’introduzione di un regime transitorio per i procedimenti in corso e la rimozione di requisiti sproporzionati, quali il necessario possesso dell’AIA per l’individuazione delle buffer zone industriali, rappresentano interventi correttivi apprezzabili e, sotto diversi profili, necessari per ristabilire un minimo di certezza giuridica per gli operatori.

Ciò nondimeno, l’impianto complessivo della riforma continua a presentare significative aree di frizione. 

La definitiva esclusione della fattispecie ex art. 20, co. 8, lett. c-quater del D.Lgs. 199/2021 riduce sensibilmente l’ampiezza delle aree qualificabili come idonee, in apparente disallineamento rispetto all’orientamento giurisprudenziale che ne aveva valorizzato la funzione espansiva e sistematica. Parimenti, il persistente divieto generalizzato di fotovoltaico a terra in area agricola, temperato solo dalla deroga per gli impianti agrivoltaici standard, continua a fondarsi su formule elastiche e indeterminate che rischiano di tradursi, in sede applicativa, in un ampliamento eccessivo della discrezionalità amministrativa.

Particolarmente delicata appare, inoltre, la scelta di vincolare le Regioni a soglie percentuali rigide di SAU qualificabile come area idonea. 

Tale meccanismo, sebbene formalmente orientato alla tutela del suolo agricolo, rischia di produrre effetti distorsivi, incentivando una competizione anticipatoria tra progetti, una concentrazione localizzativa non ottimale e un incremento di iniziative prive di reale sostenibilità tecnica ed economica, con ricadute negative sull’efficienza complessiva del sistema autorizzativo e sul perseguimento degli obiettivi di decarbonizzazione.

In definitiva, il legislatore ha compiuto un passo avanti nel tentativo di razionalizzare una materia stratificata e fortemente conflittuale, ma il risultato appare ancora lontano da un assetto realmente stabile, coerente e funzionale agli obiettivi nazionali ed europei e che ascolti le istanze degli operatori. 

Molto dipenderà, nei prossimi mesi, dall’attuazione regionale del nuovo quadro normativo, dall’adozione degli strumenti digitali di supporto alla pianificazione territoriale e, non da ultimo, dal contributo chiarificatore che potrà provenire dalla giurisprudenza amministrativa. 

In assenza di ulteriori interventi di affinamento, permane il rischio che la disciplina delle aree idonee continui a rappresentare non tanto un fattore di accelerazione, quanto un ulteriore terreno di incertezza per lo sviluppo ordinato delle fonti rinnovabili in Italia.

[1] Tale sanzione è prevista anche per la realizzazione di impianti fotovoltaici a terra in violazione del divieto di cui all’art. 11-bis comma 2 del TU FER.

[2] Attualmente pari a 12,3 milioni di ettari, fonte ISTAT (2025): https://www.istat.it/storage/ASI/2025/capitoli/C13.pdf a fronte di un obbiettivo di generazione da fonte rinnovabile al 2040 che oscilla tra 144 GW e 170 GW, fonte Terna (2025): https://download.terna.it/terna/Terna_Prospettive_Sviluppo_Sistema_Energetico_2050_Copertura_domanda_elettrica_8de15802728e7d1.pdf. 

La pronuncia è stata resa nell’ambito di un giudizio promosso da un primario operatore originato da un diniego di proroga ex art. 10-septies del D.L. n. 21/2022 (anche noto come “DL Ucraina”), motivato (i) dal mancato rispetto del termine di inizio lavori autorizzati in PAS e (ii) dalla non conformità del progetto al nuovo piano urbanistico adottato.

A valle della camera di consiglio, il Collegio ha chiarito che:

• in base all’art. 10 septies d.l. n. 21/2022, “la proroga costituisce atto dovuto e non richiede un atto di assenso formale da parte dell’autorità procedente” (cfr. TAR Campania, Salerno, Sez. II, 17 ottobre 2025 n. 1701) al verificarsi delle condizioni tassativamente previste, tra cui che il termine da prorogare non sia scaduto e che “i titoli abilitativi non risultino in contrasto, al momento della comunicazione del soggetto medesimo, con nuovi strumenti urbanistici approvati”;

• per l’intervento autorizzabile con la PAS (generalmente assimilata in giurisprudenza a una SCIA) non è previsto ex art. 6, d.lgs. 28/2011 un termine di inizio lavori mentre è previsto che debba essere completato entro tre anni dal relativo perfezionamento;

• la mera “adozione” di una variante urbanistica (non ancora approvata) che si ponga in contrasto con il titolo abilitativo già formatosi non è idonea a impedire la proroga ex lege del titolo stesso.

Si tratta con tutta evidenza di un provvedimento di notevole rilievo, soprattutto alla luce dei significativi riflessi pratici ed economici per gli attori del settore, in quanto chiarisce aspetti fondamentali – fino ad oggi ancora incerti – destinati ad aver un impatto concreto per i progetti in via di sviluppo. 

Si resta ora in attesa dell’udienza di merito che è stata fissata per il 18 giugno p.v. 

Contributo a cura di Giovanni Battista De Luca, Lorenzo Piscitelli e Ludovica Petrucci. 

In merito, si riporta di seguito un sintetico riepilogo schematico delle principali argomentazioni espresse dalla Consulta unitamente alle nostre considerazioni preliminari sui riflessi della pronuncia in commento.

* * *

Sull’applicazione della Legge anche ai procedimenti autorizzativi già conclusi 

La Consulta ha ritenuto fondata la questione di legittimità costituzionale avente ad oggetto l’art. 1, co. 2 della Legge laddove impone di applicare la stessa anche ai procedimenti già conclusi. 

Tale previsione violerebbe, infatti, i principi del legittimo affidamento e della libertà di iniziativa economica, oltre che quello di massima diffusione degli impianti FER.

Nel segno, ad avviso della Corte, la disposizione regionale “trasmoda in una disciplina irragionevolmente limitativa del legittimo affidamento, ponendosi in contrasto con il principio della certezza del diritto poiché determina una vanificazione di tutti i provvedimenti autorizzativi rilasciati per la costruzione e l’esercizio di impianti alimentati da fonti rinnovabili, senza che tale travolgimento sia motivato da ragioni di carattere tecnico o scientifico (ex plurimis, sentenza n. 88 del 2025)”.

In ordine al divieto di realizzazione degli impianti nelle aree qualificate come non idonee

Coerentemente con le coordinate ermeneutiche da tempo tracciate dalla Consulta è stato ribadito che “l’inidoneità non può mai equivalere a un divieto assoluto e aprioristico (sentenza n. 134 del 2025)”.

La qualifica di un’area come non idonea determina, tutt’al più, l’impossibilità di accedere ai procedimenti autorizzatori semplificati, previsti dal legislatore statale nelle aree idonee per velocizzare la diffusione delle fonti rinnovabili.

In tali aree, infatti, l’installazione di un impianto può essere autorizzata, ma sulla base di una idonea istruttoria e di una motivazione rafforzata.

Secondo i giudici “la decisione definitiva in merito alla realizzazione degli impianti FER, nelle aree indicate come non idonee, va assunta, in ogni caso, all’esito del singolo procedimento di autorizzazione concernente lo specifico progetto di impianto, all’interno del quale si potrebbero comunque evidenziare ragioni a favore della sua realizzazione”.

Ed infatti, è nel procedimento che dovranno emergere le obiettive ragioni ostative alla realizzazione dell’impianto in un’area non idonea. Ad avviso della Corte, il procedimento autorizzativo consente, infatti, di valutare in concreto il rapporto tra le aree idonee e non, nonché di bilanciare compiutamente la protezione della natura e la tutela dell’ambiente mediante la riduzione delle fonti di energia inquinanti.

Tale impostazione, in definitiva, permette di contrastare il fenomeno Nimby e, quindi, di evitare che vengano assecondate le volontà di alcuni organi politici regionali tese ad ostacolare la realizzazione degli impianti nei rispettivi territori.

Alla luce di tali argomentazioni, è stata, dunque, dichiarata costituzionalmente illegittima la disposizione che pone un divieto assoluto di installazione degli impianti FER nelle aree non idonee. 

Sui limiti per gli interventi di revamping e repowering

È costituzionalmente illegittima per violazione del riparto di competenze legislative, la norma regionale che introduce differenti tipologie di limiti alle attività di repowering e revamping, basati sia sull’estensione delle superfici interessate sia, di fatto, sul numero di aerogeneratori di nuova generazione autorizzabili, adottando così un criterio difforme e in contrasto con quello stabilito dal legislatore statale.

Impianti off-shore e competenza statale

La Corte ha chiarito che l’individuazione delle aree idonee per l’installazione di impianti FER off-shore è di competenza del Ministro delle infrastrutture e trasporti. 

Ne deriva che le regioni, ivi inclusa la Sardegna, non possono individuare autonomamente i siti idonei all’installazione di tali impianti.

* * *

La Corte ha accolto gran parte delle contestazioni avanzate dal Governo contro la legge regionale sarda, confermando e rafforzando l’orientamento nazionale ed europeo a sostegno della transizione energetica.

In merito, è auspicabile che alcuni spunti offerti dalla pronuncia in commento siano colti recepiti nell’ambito dell’attuale conversione in Legge del DL 175/2025.

Con tale decreto, come noto, è stata significativamente ridefinita la normativa in materia di aree idonee, lasciando perplessità di non marginale rilievo anche e soprattutto con riferimento a taluni profili approfonditi dai giudici costituzionali, tra tutti l’assenza di disposizioni transitorie e la disciplina dei progetti ricadenti solo parzialmente in aree non idonee.

L’obiettivo condiviso deve essere giungere ad un contesto normativo che sia quanto più possibile nitido ed univoco onde prevenire l’oramai costante ricorso da parte degli operatori alle sedi giudiziali per affermare principi che dovrebbero essere pacifici.

Approfondimento a cura di Giovanni Battista De Luca, Lorenzo Piscitelli e Ludovica Petrucci.

Leggi il numero di  novembre 2025

Resta aggiornato! 

The launch of Fer Z depends on EU clearance, which Viganò describes as “the key step in the process of starting the Fer Z mechanism, without which it cannot be implemented”. He recalls that the European Commission has “expressed reservations about the technological efficiency and compatibility of Fer Z with the EU State Aid Guidelines, as well as the effectiveness of the mechanism in relation to the planned maintenance aspects of the facilities”. Given the innovative nature of the model, he also expects that approval of the GSE and ARERA operating rules “could take quite a long time”.

As for its interaction with existing schemes, Viganò sees Fer Z not as conflicting with Fer X but as “competition among operators for the capacity quotas offered by the various schemes, and of simultaneous competition between the schemes themselves”. He adds that while “the Fer X capacity quota could over time decrease and be partially transferred to Fer Z”, “for the moment it is not possible to envisage migration scenarios because reference tariffs are not known”.

Published in icis.com:

New Fer Z incentive mechanism could reduce renewable curtailment in Italy

Complexity of new Italian Fer Z mechanism could delay implementation

Il Correttivo, pubblicato a distanza di soli sei giorni dalle recenti misure in materia di aree idonee (per i cui approfondimenti, si rimanda al nostro precedente contributo “Aree idonee: cambiano le regole del gioco. Novità ed impatti sulle future strategie di investimento”) e che entrerà in vigore il prossimo 11 dicembre 2025, va ulteriormente ad emendare il TU FER con potenziali riflessi di rilievo tutt’altro che marginale sulle attuali prassi di mercato. 

In merito, si riporta di seguito un sintetico e schematico riepilogo delle principali modifiche normative intervenute unitamente ad alcune preliminari considerazioni sulle loro potenziali declinazioni pratiche.

1. Impianti di accumulo

Per espressa richiesta delle associazioni di settore, il Correttivo modifica l’art. 1, comma 1 del TU FER introducendo un riferimento esplicito agli impianti di accumulo.

In tal modo, è chiarito definitivamente che i regimi amministrativi previsti dal TU FER si applicano anche con riguardo a tale tipologia di asset che, inoltre, per effetto del richiamo di cui all’art. 2, co. 2, devono essere considerati di pubblica utilità, indifferibili ed urgenti.

Come noto, in precedenza, gli allegati al TU FER già contemplavano interventi sugli impianti di accumulo elettrochimico, ma mancava una norma che confermasse in modo inequivocabile l’estensione dei regimi amministrativi anche a tali impianti. 

2. Titoli idonei ai fini della disponibilità delle aree

Con gli emendamenti introdotti agli art. 8 e 9 del TU FER (inerenti alle procedure PAS e AU) è definitivamente chiarito che i contratti preliminari rappresentano titolo idoneo a dimostrare la legittima disponibilità dell’area.

Si tratta, come evidente, della concreta trasposizione in sede normativa delle recenti pronunce giurisprudenziali sul tema.

Da ultimo, il TAR Palermo, con le sentenze nn. 2131 e 2133 del 30 settembre 2025, ha confermato che possono essere ritenuti idonei anche i contratti preliminari regolarmente registrati e trascritti ai sensi dell’art. 2645-bis c.c., poiché “riguardo al principio di proporzionalità, imporre la stipula e la produzione di contratti definitivi prima ancora del rilascio dell’autorizzazione determinerebbe un aggravio ingiustificato per l’operatore, costringendolo a sostenere costi e vincoli patrimoniali senza avere la certezza dell’esito favorevole del procedimento, con un sacrificio eccessivo rispetto alla tutela perseguita dal legislatore. In tal senso, […], il deposito dei contratti definitivi può essere rinviato alla fase successiva al rilascio dell’autorizzazione”.

Tali principi sono stati, inoltre, già recepiti sul versante regionale, dalla Circolare prot. 39593 del 14 novembre 2025 con cui la Regione Siciliana ha disposto l’adeguamento della check list della documentazione richiesta per i procedimenti autorizzativi alle succitate coordinate ermeneutiche.

3. Compensazioni ambientali

L’art. 7 del Correttivo apporta modifiche alla lett. m) del co. 4 dell’art. 8 del TU FER, prevedendo nuove modalità per determinare gli importi da destinare al finanziamento del programma di compensazioni territoriali al Comune nel cui territorio verrà installato l’impianto.

Come noto, il precedente impianto normativo (rappresentati dal DM 10 settembre 2010 e dal TU FER) prevedeva genericamente che tale percentuale fosse calcolata sulla base dei “proventi comprensivi degli incentivi vigenti, derivanti dalla valorizzazione dell'energia elettrica prodotta annualmente dall'impianto” senza, tuttavia, chiarire il perimetro di tale locuzione (e.g., se si trattasse, ad esempio, di proventi annui, di proventi sulla produzione di energia oppure di utile dell’impresa).

Per l’effetto delle modifiche introdotte dal Correttivo nel caso di progetti sottoposti al regime di PAS, si passa dal previgente “programma di compensazioni territoriali al comune interessato non inferiore al 2 per cento e non superiore al 3 per cento dei proventi” alle nuove soglie, non inferiori all’1% e non superiori al 3%, assumendo come benchmark il “valore della produzione attesa durante la vita utile dell’impianto, al netto del valore dell'energia eventualmente autoconsumata”.

Lo stesso vale per quanto riguarda i progetti soggetti al regime dell’Autorizzazione Unica con la differenza che la soglia percentuale massima è stata elevata al 4% (cfr. art. 9, co. 10, lett. d, TU FER).

Le modifiche introdotte dal Correttivo entreranno in vigore dall’11 dicembre 2025 ed ulteriori criteri in ordine all’applicazione delle misure di compensazione saranno specificati in sede di aggiornamento delle Linee Guida 2010 ai sensi dell’art. 14, co. 5, del TU FER. 

4. Sistema di risoluzione alternativa delle controversie

Con l’inserimento dell’art. 12-ter al TU FER, il Correttivo apporta una significativa innovazione in termini di deflazione del contenzioso giurisdizionale.

È stato infatti previsto un nuovo meccanismo di risoluzione delle controversie, la cui gestione è demandata all’Acquirente Unico, e che sarà oggetto di definizione da parte dell’ARERA con separati provvedimenti.

Tale meccanismo dovrebbe trovare applicazione con riferimento ai regimi amministrativi connessi agli interventi sugli impianti rinnovabili, risolvendo vertenze relative, a titolo esemplificativo e non esaustivo, all'accertamento circa la sussistenza di vincoli territoriali, la verifica della completezza della documentazione a corredo della PAS o dell'istanza di AU nonché l'applicazione della disciplina semplificata per gli interventi che insistano in aree idonee.

5. Applicazione del rito abbreviato ai sensi dell’art. 119 c.p.a.

Al fine di garantire una quanto più celere definizione dei giudizi riguardanti le controversie relative alle procedure e ai provvedimenti adottati dalla pubblica amministrazione in materia di impianti FER, il Correttivo introduce l’art. 10-bis nel Testo Unico FER. 

Tale articolo stabilisce che alle suddette controversie si applicano le disposizioni previste dall’art. 119 del c.p.a. (relativo al rito abbreviato dei giudizi amministrativi).

Per effetto di tale disposizione, tutti i termini processuali ordinari sono dimezzati salvo, nei giudizi di primo grado, quelli per la notificazione del ricorso introduttivo, del ricorso incidentale e dei motivi aggiunti, nonché quelli per la proposizione dell’appello cautelare.

6. Ulteriori novità

Tra gli ulteriori fattori di novità appaiono, inoltre, meritevoli di menzione:

• l’innalzamento da 10 a 12 MW della soglia per l’applicazione del regime di PAS con riguardo agli impianti solari fotovoltaici, ubicati in aree idonee ai sensi dell’art. 11-bis del TU FER, da sottoporre a PAS (Allegato B, Sezione I del TU FER) così da rendere il testo coerente con quanto già previamente previsto dall’art. 13 in materia di esenzione di tali progetti dalle procedure ambientali;

• l’introduzione della definizione di “opere connesse” da intendere come “le opere di connessione dell'impianto alla rete elettrica di distribuzione ovvero alla rete di trasmissione nazionale necessarie all'immissione nelle predette reti dell'energia prodotta o accumulata, nonché le opere di connessione alla rete di distribuzione del gas naturale o di idrogeno per gli impianti di produzione di biometano o di idrogeno, fatta eccezione per gli interventi edilizi”;

• La precisazione che la verifica di assoggettabilità a VIA, ove occorrente, debba precedere l’avvio del procedimento di AU e debba durare non più di 90 giorni dalla verifica di completezza documentale di cui all’art. 19, co. 2 del Codice dell’Ambiente.

Conclusioni

Le innovazioni introdotte dal Correttivo – seppur non alla pari di quelle recentemente discusse in materia di aree idonee – sembrerebbero poter produrre riflessi non indifferenti sul contesto normativo di settore e, di conseguenza, sui futuri investimenti nel comparto delle rinnovabili.

Sicuramente, possono essere viste positivamente le disposizioni volte a chiarire (una volta per tutte) che è possibile ricorrere ai contratti preliminari per la dimostrazione della disponibilità giuridica dell’area.

Lo stesso dicasi con riferimento all’innalzamento della soglia degli interventi assoggettabili alla PAS e alla definizione di opere connesse.

Di converso, lasciano perplessi:

• le modifiche peggiorative intervenute, rispetto all’ultima versione del Correttivo circolata le scorse settimane, in ordine alle misure di compensazione ambientale. Difatti, rispetto al testo precedente, su spinta dell’ANCI:

  • la soglia minima applicabile per i progetti autorizzati in PAS è stata innalzata dallo 0,5% all’1% e quella massima per i progetti in AU dal 3% al 4%. In merito, in assenza di chiare disposizioni transitorie, sarà da comprendere, in sede applicativa, se la nuova soglia del 4% per quanto riguarda l’AU sarà assunta come riferimento dalle amministrazioni comunali unicamente con riguardo ai futuri iter autorizzativi o, diversamente, anche con riferimento ai procedimenti già in corso nonché in merito ai procedimenti di revisione/rinegoziazione delle convenzioni aventi per oggetto esclusivamente misure di carattere patrimoniale in violazione della Legge n. 145/2018 (ritenuta poi legittima dalla Corte Costituzionale con sentenza n. 46 del 23 marzo 2021).

  • il parametro di riferimento è tornato ad essere “il valore della produzione attesa durante la vita utile dell’impianto” in luogo del precedente “valore della produzione attesa per i primi cinque anni dall’entrata in esercizio dell’impianto”;

• le novità introdotte sul versante giudiziale e stragiudiziale. Difatti, da un lato si prevede l’applicazione del rito abbreviato (fermo restando il termine di 60 giorni per la notifica del ricorso) e, financo, un meccanismo alternativo di risoluzione delle controversie, dall’altro, si conferma ancora una volta la possibilità di impugnare sia i provvedimenti amministrativi sia quelli dell’Acquirente Unico mediante ricorso straordinario al Presidente della Repubblica (a cui si applica un termine di 120 giorni dalla piena conoscenza dell’atto che si presume lesivo) con un notevole dispendio in termini di tempi e costi per gli operatori di settore;

• l’introduzione dei sistemi di accumulo tra quelli a cui si applica espressamente il TU FER senza tuttavia puntualizzare quali sono le aree idonee applicabili a tale tipologia di asset con notevoli incertezze applicative nell’ambito dello scouting dei terreni da dedicare a tali iniziative.

Senza voler trascurare le pur apprezzabili ambizioni di riordino normativo del legislatore e i menzionati potenziali effetti chiarificatori che potrebbero derivare dal Correttivo, in definitiva, per ora, sembra che sia stato fatto “troppo poco e troppo tardi”.

Difatti, nell’ottica degli ambiziosi obiettivi al 2030, il quadro normativo di settore appare ancora, contrassegnato dalla permanenza di plurime incongruenze e coni d'ombra che rischiano di continuare ad incidere negativamente sulle strategie di investimento degli operatori di mercato 

Ad ogni modo, per avere un quadro chiaro, completo ed esaustivo in merito alla futura nuova disciplina (e alle conseguenti reazioni dei player di mercato) sarà comunque necessario attendere se e come le amministrazioni locali andranno a recepire tali modifiche normative nonché, per quanto riguardo la nuova forma di ADR, i successivi provvedimenti attuativi dell’ARERA.

Approfondimento a cura di Giovanni Battista De Luca, Lorenzo Piscitelli e Ludovica Petrucci.

Nelle ultime settimane è circolata una nuova bozza del citato decreto che, se da un lato, non è sembrata apportare consistenti modifiche sul versante della saturazione e dei DC, dall’altro, è andata arricchendosi, introducendo una consistente riorganizzazione delle c.d. “aree idonee” all’installazione di impianti rinnovabili.

Dal “Decreto Energia” le misure in questione sono ora formalmente migrate nel Decreto n. 175 del 21 novembre 2025 anche noto come “Decreto Transizione 5.0” e destinato originariamente, per l’appunto, a regolare i soli crediti d’imposta di cui al Piano Transizione 5.0 (il “Decreto”).

Il Decreto, pubblicato in Gazzetta Ufficiale il 21 novembre u.s., introduce plurimi emendamenti al Decreto Legislativo n. 190/2024 (anche noto come “TU Rinnovabili”) andando sostanzialmente ad abrogare le regole del gioco per come le conosciamo attualmente e, nel dettaglio:

• la disciplina delle aree idonee ope legis di cui all’art. 20, co. 8 del D.Lgs 199/2021 (e, per l’effetto, anche il DL Agricoltura, in pendenza, come noto, di scrutinio costituzionale);

• i criteri e i parametri di cui al DM del 2 luglio 2024 (il “DM Aree Idonee”) già parzialmente annullato dal TAR Lazio a maggio del corrente anno e attualmente sub judice dinanzi al Consiglio di Stato.

La nuova regolamentazione è ora rassegnata dagli artt. 11-bis e ss. del TU Rinnovabili. 

Segnatamente, alla pari di quanto era previsto dal D.Lgs 199/2021, sono considerate aree idonee:

• i siti ove sono già installati impianti della stessa fonte e in cui vengono realizzati interventi di modifica, anche sostanziale, che non comportino una variazione dell’area occupata superiore al 20%, con la precisazione (questa non presente nel previgente Art. 20 del D.Lgs 199/2021) che tale variazione dell’area non è consentita per gli impianti fotovoltaici installati a terra in aree agricole e che, per le nuove aree occupate, bisogna osservare quanto previsto dal D.Lgs 22/2004 in materia di autorizzazioni culturali e paesaggistiche (cfr. Art. 11-bis, co. 1, lett. a) del TU Rinnovabili);

• i siti oggetto di bonifica individuati ai sensi del D.Lgs 152/2006 (il “Codice dell’Ambiente”), le cave e le miniere cessate, non recuperate o abbandonate o in condizioni di degrado ambientale, o le porzioni di cave e miniere non suscettibili di ulteriore sfruttamento nonché (in aggiunta a quanto era previsto dal D.Lgs 199/2021) le discariche o i lotti di discarica chiusi ovvero ripristinati (cfr. Art. 11-bis; co. 1, lett. b), c) e d) del TU Rinnovabili);

• i siti e gli impianti nella disponibilità delle società del gruppo Ferrovie dello Stato, dei gestori di infrastrutture ferroviarie, delle concessionarie autostradali, delle società di gestione aeroportuale nonché i beni del demanio in uso al Ministero della Difesa o al Ministero dell’Interno e determinati beni immobili individuati dall’Agenzia del Demanio (cfr. Art. 11-bis, co. 1, lett. e), f), g), h) ed i)).

Impianti fotovoltaici 

Il Decreto prevede poi all’art. 11-bis, co. 1, lett. l) delle disposizioni ad hoc per gli impianti fotovoltaici.

In buona sostanza:

• sono confermate come aree idonee quelle adiacenti alla rete autostradale entro una distanza non superiore a 300 metri, gli edifici e le aree industriali (a cui si aggiungono le aree destinate all’insediamento di Data Center, le aree adibite a parcheggi, gli invasi idrici e le aree nel perimetro di competenza del servizio idrico integrato);

• appare confermato il divieto di installazione di impianti fotovoltaici nelle aree agricole entro 500 metri da zone a destinazione industriale, artigianale e commerciale (i.e., il previgente divieto introdotto per effetto del DL Agricoltura e relativo all’Art. 20, co. 8, lett. c-ter), 1) del D.Lgs 199/2021);

• sono rimodulate, in chiave restrittiva, le aree idonee di cui al previgente art. 20, co. 8, lett. c-ter, n. 2) (i.e., le aree interne agli stabilimenti di cui all’art. 268 del Codice dell’Ambiente e le zone agricole racchiuse in un perimetro di 500 metri dallo stabilimento) prevedendo quali condizioni: (a) che il relativo stabilimento non sia destinato alla produzione agricola e sia stato autorizzato con Autorizzazione Integrata Ambientale (“AIA”); (b) per le zone agricole una compressione della buffer zone da 500 a 350 metri;

• non appaiono più figurare tra le aree idonee quelle di cui al previgente Art. 20, co. 8, lett. c-quater (i.e., le aree non ricomprese nel perimetro dei beni sottoposti a tutela ai sensi del D.Lgs 42/2004).

Zone agricole e impianti agrivoltaici

Il Decreto appare prevedere (finalmente) una definizione volta a identificare i c.d. impianti agrivoltaici diversi da quelli avanzati (per i quali è stata prevista sin da principio un’illustrazione analitica ai fini dell’accesso alle misure PNRR).

Nello specifico, il nuovo art. 4, co. 1, lett. f-bis) definisce come “impianti agrivoltaici” gli impianti fotovoltaici che preservano la continuità delle attività colturali e pastorali sul sito di installazione e che, possono (non devono), prevedere la rotazione dei moduli collocati in posizione elevata da terra e l’applicazione di strumenti di agricoltura digitale e di precisione.

Si tratta di una novità di rilievo non marginale considerato che se, per un verso, la nuova disciplina conferma sostanzialmente all’art. 11-bis, co. 2, il divieto generalizzato di installazione di impianti fotovoltaici in aree agricole, per un altro, prevede una espressa deroga (oltre che per le CER e gli impianti agrivoltaici avanzati alla pari della previgente regolamentazione) anche per gli impianti agrivoltaici “standard” come sopra definiti purché i moduli siano “collocati in posizione adeguatamente elevata da terra”.

Impianti per la produzione di biometano

Con riferimento agli impianti per la produzione di biometano si conferma, essenzialmente, la disciplina previgente, benchè con alcune precisazioni. In particolare, continuano ad essere idonee:

• le aree agricole entro 500 metri da zone a destinazione industriale, artigianale e commerciale (i.e., il previgente all’Art. 20, co. 8, lett. c-ter), 1) del D.Lgs 199/2021);

• le aree interne agli impianti industriali e agli stabilimenti di cui all’art. 268 del Codice dell’Ambiente nonché le aree classificate agricole racchiuse in un perimetro i cui punti distino non più di 500 metri dal medesimo impianto o stabilimento con la specificazione, già menzionata per gli impianti fotovoltaici, che tali stabilimenti devono essere autorizzati in regime di AIA;

• le aree adiacenti alla rete autostradale entro una distanza non superiore a 300 metri.

Come visto per la tecnologia fotovoltaica, anche per i progetti in questione non appaiono più figurare tra le aree idonee quelle di cui al previgente art. 20, co. 8, lett. c-quater (i.e., le aree non ricomprese nel perimetro dei beni sottoposti a tutela ai sensi del D.Lgs 42/2004).

Parola alle Regioni

Sulla falsariga di quanto disposto dal previgente art. 20, co. 4 del D.Lgs 199/2021 in combinato disposto con il DM Aree Idonee, si prevede che entro 120 giorni dall’entrata in vigore del Decreto (i.e., indicativamente entro il 22 maggio 2026) le Regioni provvedano, con propria legge, all’individuazione delle aree idonee sulla base dei principi e criteri di cui al nuovo art. 11-bis, co. 4 del TU Rinnovabili, tra cui vale la pena menzionare i seguenti:

• le Regioni non possono qualificare come idonee le aree ricomprese nel perimetro dei beni sottoposti a tutela ai sensi del Codice dei beni culturali e del paesaggio né quelle incluse in una fascia di rispetto di tre chilometri, nel caso di impianti eolici, e di cinquecento metri, nel caso di impianti fotovoltaici, dal perimetro dei beni medesimi, né identificare aree idonee ove le caratteristiche degli impianti da realizzare siano in contrasto con le norme di attuazione previste dai piani paesaggistici (cfr. Art. 11-bis, co. 4, lett. m) del TU Rinnovabili);

• al fine di preservare la destinazione agricola dei suoli, le aree agricole qualificabili come aree idonee a livello regionale non devono essere inferiori allo 0,8% delle Superfici Agricole Utilizzate (SAU) né superiori al 3% delle SAU medesime e possono essere definite specifiche percentuali di sfruttamento delle SAU a livello comunale;

• impossibilità di prevedere divieti generali e astratti all’installazione di impianti a fonti rinnovabili, fermi restando i divieti e le limitazioni prescritte per l’installazione di impianti fotovoltaici in aree agricole ai sensi dell’art. 11-bis, co. 2 e di quanto dall’articolo 11-quinquies del Decreto (a mente del quale all’interno delle zone di protezione dei siti UNESCO è consentita unicamente l’installazione di impianti da fonti rinnovabili autorizzabili in edilizia libera ai sensi dell’All. A del TU Rinnovabili).

Al fine di agevolare l’individuazione delle aree idonee (nonché delle zone di accelerazione), con Decreto del MASE da adottare entro 60 giorni dall’entrata in vigore del Decreto, saranno regolate le modalità di funzionamento di una piattaforma digitale mirata alla qualificazione del territorio e alla classificazione delle aree e delle zone.

Per quanto riguarda, invece, gli obiettivi al 2030 di potenza da fonti rinnovabili da installare in ciascun territorio resta confermata la precedente ripartizione regionale di cui al DM Aree Idonee.

Aree idonee a mare

Il Decreto introduce il concetto di “aree idonee a mare” (cfr. art. 11-ter del TU Rinnovabili) disponendo che sono tali quelle individuate dai piani di gestione dello spazio marittimo nonché le piattaforme petrolifere in disuso e i porti (quest’ultimi, per impianti eolici di potenza fino a 100 MW e previa variante del piano regolatore portuale da approvarsi entro sei mesi dalla presentazione dell’istanza di autorizzazione unica).

Regime semplificato

Alla pari di quanto disposto dal previgente art. 22 del D.Lgs 199/2021, l’art. 11-quater del Decreto prevede che per gli interventi ricadenti (interamente e non parzialmente) su aree idonee si applichi un regime autorizzativo semplificato.

Segnatamente, per tali interventi non è necessaria l’acquisizione dell’autorizzazione paesaggistica (il parere dell’autorità competente, ove espresso, non è vincolante) e, in caso di progetti soggetti ad autorizzazione unica, i termini del procedimento sono ridotti di un terzo. 

Considerazioni preliminari ed impatti sul mercato

Dopo circa quattro anni trascorsi ad attendere un concreto cambio di paradigma unitamente ad indicazioni chiare, precise ed univoche su come e dove orientare le proprie strategie di investimento, è altamente probabile che il Decreto in questione si presti a molteplici critiche da parte degli operatori di mercato, alcune delle quali possono essere agevolmente anticipate da una piana lettura della disciplina in esame.

L’assenza di disposizioni transitorie e la scomparsa delle aree ex c- quater

Come noto, il TAR Lazio con la sentenza 9155/2025 ha parzialmente annullato il DM Aree Idonee per l’assenza di una disciplina transitoria mirata a salvaguardare i procedimenti in corso alla data di entrata in vigore del decreto e nelle more della promulgazione delle Leggi Regionali.

Il Decreto appare ripetere esattamente lo stesso errore, non prevedendo alcun regime di salvaguardia per le posizioni giuridiche consolidate e determinando un potenziale effetto retroattivo delle nuove limitazioni sui plurimi progetti in pipeline non in linea con i rinnovati criteri localizzativi (si pensi, a mero titolo esemplificativo, al numero significativo di progetti da installare in aree ex c-quater o ex c-ter, 2) i cui stabilimenti non sono autorizzati in regime di AIA).

La norma, inoltre, non appare prevede una espressa abrogazione delle previgenti disposizioni pur disponendo, di fatto, la loro evidente sostituzione con il nuovo regime.

È auspicabile che – onde prevenire il proliferare di contenziosi, passibili verosimilmente di accoglimento atteso anche il precedente del TAR Lazio –in sede di conversione in Legge (i.e., entro il 22 gennaio p.v.) sia corretto il tiro, introducendo la suddetta clausola salvaguardia; tuttavia, anche in tale (ottimistica) ipotesi, il risultato consisterebbe in 60 giorni di totale congelamento delle iniziative di sviluppo, con inevitabili riflessi negativi sugli investimenti ad oggi in corso di valutazione o attuazione da parte degli attori di mercato.

Lo stesso discorso vale per quanto riguarda le fasce di rispetto dei beni sottoposti a tutela. 

Il TAR Lazio, con la sentenza sopra citata, ha tacciato di illegittimità il DM Aree Idonee per un evidente difetto di proporzionalità nella parte in cui dava la possibilità alle Regioni di prevedere fasce di rispetto dei beni sottoposti a tutela fino a 7 chilometri dal relativo perimetro

Il Decreto sembra risolvere tale tematica in radice, depennando il previgente c)-quater e prevedendo, addirittura, l’impossibilità per le Regioni di qualificare come idonee le aree ricomprese nel perimetro dei beni sottoposti a tutela indipendentemente dalle fasce di rispetto che non rivestono più alcuna rilevanza.

In altri termini, è impedita una volta per tutte la realizzazione di progetti in prossimità di beni tutelati a prescindere da qualsivoglia fascia di rispetto.

Quanto sopra, sembrerebbe, salvo modifiche in sede di conversione, andare a compromettere considerevolmente le plurime iniziative previamente idonee ai sensi dell’art. 20, co. 8 lett. c)-quater attualmente in corso di valutazione e, financo, in assenza di disposizione transitorie, in corso di autorizzazione.

Il filtro dell’AIA 

Ai sensi del previgente art. 20, co. 8, lett. c-ter) era possibile installare impianti fotovoltaici o per la produzione di biometano su aree interne agli impianti industriali e agli stabilimenti nonché nelle aree classificate agricole racchiuse in un perimetro i cui punti distino non più di 500 metri dal medesimo impianto o stabilimento.

In ossequio al principio di massima diffusione delle energie rinnovabili, la disposizione in parola è stata oggetto di plurime interpretazioni estensive sia da parte dell’esecutivo sia in sede giudiziale, arrivando a classificare come “stabilimento” anche gli impianti fotovoltaici di potenza superiore a 20 kW nonché le centrali e sottostazioni elettriche (cfr. interpello MASE n. 130318 dell’8 agosto 2023; TAR Lazio, Roma, Sentenza n. 4994/2025; Tar Lecce, Sentenza n. 1113/2025).

Quanto sopra in virtù di un approccio sostanzialistico, mirato a considerare come idonee le aree a forte impatto urbanistico che, di converso, appare integralmente trascurato dal Decreto.

Il novello art. 11-bis, co. 1, lett. l), num. 1) del Decreto, infatti da, un lato, circoscrive il raggio di idoneità delle aree agricole per il fotovoltaico a 350 metri (anziché 500) e, dall’altro, richiede espressamente (sia per il fotovoltaico sia per il biometano) che il relativo impianto o stabilimento sia soggetto ad AIA, restringendo significativamente la platea dei siti utilizzabili rispetto alle precedenti letture estensive. 

Questa contraddizione normativa genera incertezza giuridica e rischia di vanificare gli sforzi interpretativi compiuti per ampliare le superfici sviluppabili, creando un evidente cortocircuito tra l'evoluzione ermeneutica favorevole alle rinnovabili e la nuova disciplina restrittiva. 

Si consideri, infatti, che molti impianti industriali, pur avendo un impatto territoriale significativo, non sono necessariamente soggetti ad AIA, la quale riguarda esclusivamente facilities di notevoli dimensioni e dedicate ad attività con elevato e significativo impatto ambientale, tra cui, a titolo esemplificativo, la produzione e trasformazione dei metalli o l’industria chimica.

Le aree agricole

Nonostante il DL Agricoltura sia attualmente in pendenza di giudizio costituzionale, il Decreto appare, purtroppo, riproporre essenzialmente il medesimo divieto generalizzato di realizzazione di impianti fotovoltaici a terra nelle aree agricole.

L’unica positiva differenza è rappresentata dall’introduzione della tanto attesa definizione di impianti agrivoltaici standard i quali, dovrebbero poter essere realizzati su aree agricole in deroga al predetto divieto.

Ciò nondimeno, anche in relazione a tale profilo appaiono permanere significativi margini di incertezza; difatti la deroga trova applicazione solo laddove i moduli siano “collocati in posizione adeguatamente elevata da terra”, il che lascia immensi spazi di discrezionalità alle relative amministrazioni locali su cosa si debba intendere per “posizione adeguatamente elevata”.

In sede di conversione è opportuno, se non necessario, che vengano forniti dei criteri e parametri tecnici nitidi e concreti volti a limitare l’alea dei procedimenti amministrativi e, al contempo, ad agevolare gli operatori nella pianificazione delle proprie strategie di investimento 

Lasciano particolarmente perplessi i paletti imposti alle Regioni in termini di aree agricole qualificabili come idonee nel proprio territorio che, come visto, non devono essere inferiori allo 0,8% né superiori al 3% delle SAU (i.e., la somma delle superfici aziendali destinate alla produzione agricola), prevedendo, inoltre, la possibilità per i comuni di definire specifiche percentuali di sfruttamento delle SAU.

Si tratta di un meccanismo che rischia di innescare, per ciascuna Regione, una vera e propria corsa all’avvio dei procedimenti autorizzativi su aree agricole al fine di prevenire eventuali rischi di diniego derivanti dall’avvenuta erosione della succitata soglia del 3%.

Conclusioni

La nuova regolamentazione appare chiudere il cerchio delle aree idonee tornando, essenzialmente, al punto di partenza con condizioni e criteri, purtroppo, ulteriormente restrittivi rispetto alla previgente normativa andando a disinnescare gli effetti positivi introdotti con il D. Lgs 199/2021.

Si tratta con tutta evidenza di una disciplina peggiorativa rispetto a quella previgente e che, in modo alquanto inatteso, appare non aver colto – diversamente dalla giurisprudenza nazionale – l’urgente necessità di adottare definitivamente un approccio coerente con i principi europei di massima diffusione delle fonti rinnovabili, proporzionalità e integrazione ambientale rendendo quasi impossibile il raggiungimento al 2030 degli obiettivi prefissati dal PNIEC.

Tale scenario consistente in un ennesimo cambiamento in peius della normativa di settore – in assenza di un consistente intervento riformatore in sede di conversione in Legge – rischia di alimentare ulteriormente l’attuale clima di incertezza normativa con inevitabili riflessi negativi sull’intero comparto nonché, in termini generali, sull’obiettivo comune di costruire progressivamente un sistema energetico solido ed indipendente.

Serviva un salto in avanti e, sfortunatamente, per ora, sembra che l’esecutivo, ignorando i segnali che arrivano dal mercato e dai giudici amministrativi, abbia fatto un inaspettato passo indietro.

Approfondimento a cura di Giovanni Battista De Luca, Piero Viganò e Lorenzo Piscitelli. 

Tale struttura è stata recepita dal decreto n. 204 del 29 luglio 2025, pubblicato sul sito del MASE lo scorso 28 ottobre (“Decreto Correttivo”), a seguito dell’intervenuta registrazione della Corte dei Conti.

Da ultimo, il Decreto Direttoriale del MASE pubblicato il 19 Novembre 2025 ha approvato le attese regole operative e gli schemi di contratto predisposti e trasmessi dal GSE (“Regole Operative”). 

Tali fonti confermano che i clienti finali energivori - iscritti all’elenco CSEA alla data del 18 gennaio 2025 - avranno la possibilità di ricevere, per un periodo di trentasei mesi (“Periodo di Anticipazione”) decorrente dal 1 gennaio 2025, volumi di energia dal Gestore dei Servizi Energetici S.p.A. (“GSE”) per il tramite di un contratto per differenza a due vie con un prezzo di riferimento pari a 65 Euro/MWh sulla base di quote mensili del volume complessivamente aggiudicato dagli energivori all’esito della procedura di assegnazione, introducendo però alcune rilevanti disposizioni.

Tra queste spiccano la Procedura Competitiva, come di seguito definita, di aggiudicazione dei volumi da restituire al GSE  e la disciplina del c.d. Claw Back: il diritto del GSE a vedersi retrocesso dalla controparte il vantaggio residuo corrispondente al minore tra il valore attualizzato dei flussi finanziari durante il periodo di anticipazione e la differenza, se positiva, tra il valore attualizzato dei flussi finanziari durante il periodo di anticipazione e il valore attualizzato dei flussi finanziari durante il periodo di restituzione. 

Il periodo di restituzione ha ancora una durata di venti anni, ma a questo si aggiunge un ulteriore periodo della durata massima di 20 anni durante il quale potrà intervenire detta retrocessione.

Il Contratto e il relativo Addendum diretti a regolare il periodo di anticipazione ed il periodo di restituzione

L’energivoro (o l’aggregatore) è tenuto a sottoscrivere un contratto (corrispondente al precedente Contratto di Anticipazione) diretto a regolare il proprio rapporto con il GSE entro il termine ultimo del 31 gennaio 2026 (“Contratto”).

Tale contratto ha ad oggetto:

i. la regolazione del differenziale per l’anticipazione all’operatore dei volumi di energia elettrica e le relative garanzie di origine;

ii. l’obbligo di realizzare nuova capacità di generazione da fonti rinnovabili entro quaranta mesi dalla sottoscrizione del contratto unico;

iii. l’obbligo di restituzione dell’energia elettrica anticipata e delle relative Garanzie di Origine;

iv. l’obbligo di restituzione del vantaggio residuo.

Fatto salvo quanto previsto in alcuni casi di aggiudicazione ad esito della Procedura Competitiva, la nuova capacità di generazione dovrà essere entrata in esercizio non prima del 30 aprile 2025 e comunque non oltre il termine di quaranta mesi successivi alla data di sottoscrizione del Contratto, fatta salva la proroga per cause di forza maggiore o nei casi di ritardo nella conclusione dei procedimenti amministrativi. Resta comunque fermo il termine finale già individuato nel 31 dicembre 2030.

Gli adempimenti contrattuali relativi all’entrata in esercizio della nuova capacità e gli obblighi di restituzione potranno essere trasferiti dall’energivoro (o aggregatore), con relativa liberazione, al soggetto terzo delegato tramite sottoscrizione del c.d. Addendum anche successivamente allo svolgimento della Procedura Competitiva e comunque entro quaranta mesi dalla sottoscrizione del Contratto.

Con riferimento alla regolazione del differenziale nel periodo di restituzione è opportuno notare che per ogni mese del periodo di restituzione il GSE, in relazione all’Energia da Restituire Mensile, calcola la differenza tra il prezzo di cessione e il maggiore tra zero e il prezzo del Mercato del Giorno Prima, determinato nel periodo rilevante delle transazioni e nella zona di mercato in cui è localizzato l’impianto. È stato inserito un floor pari a zero per il calcolo del differenziale. In caso di prezzi negativi, il produttore riceverà il prezzo di cessione da parte del GSE e non è quindi più prevista la precedente disposizione secondo la quale “la regolazione è sospesa nei periodi rilevanti in cui si registrino sul MGP prezzi pari a zero o negativi”.

La regolazione anticipata dei rapporti relativi al periodo di anticipazione 

Con riferimento alla corresponsione degli importi relativi alle competenze del 2025, il GSE effettuerà un unico pagamento dopo l’emissione della prima fattura.

Le Garanzie di Origine annullate entro il 31 marzo dell’anno “n” potranno essere utilizzate per attestare i consumi dell’anno “n-1”, ma, per attestare i consumi dell’anno 2025, potranno essere utilizzate le Garanzie di Origine riconosciute nell’ambito del Contratto che siano annullate entro il 30 aprile 2026.

La prima garanzia relativa agli anni 2025 e 2026 dovrà essere costituita dall’energivoro (o dall’aggregatore) per un importo calcolato dal GSE sulla base degli importi anticipati con riferimento all’anno 2025 e sulla stima del 2026 e presentata entro il 28 febbraio dello stesso anno. 

Procedura Competitiva

Il GSE - entro novanta giorni dalla data di pubblicazione delle nuove Regole Operative e successivamente alla sottoscrizione, da parte dei clienti finali energivori o aggregatori, del Contratto - pubblicherà l’avviso per lo svolgimento della procedura competitiva di cui all’articolo 6-bis del Decreto Energy Release 2.0, così come modificato dal Decreto Correttivo, al fine di selezionare i soggetti terzi che assumeranno l’obbligo di realizzare la nuova capacità di generazione da fonti rinnovabili che consenta di soddisfare il requisito – già noto – della produzione di almeno il doppio dei volumi anticipati ai clienti finali energivori durante il periodo di anticipazione (“Procedura Competitiva”).

Il GSE avvierà la Procedura Competitiva quando saranno decorsi non meno di quindici giorni dalla data di pubblicazione dell’avviso. La procedura rimarrà aperta per i successivi trenta giorni e l’esito sarà pubblicato entro quarantacinque giorni dalla chiusura. 

Potranno partecipare i seguenti soggetti: (i) energivori (o aggregatori) che abbiano sottoscritto il Contratto (entro i limiti della quota di energia oggetto di anticipazione); (ii) soggetti terzi delegati (entro i limiti della quota di energia oggetto del Contratto per cui sono stati delegati); (iii) produttori terzi, energivori (o aggregatori) e delegati per una quota di energia ulteriore rispetto a quella oggetto del Contratto, i quali, ai fini della partecipazione, soddisfino i seguenti requisiti: a) disponibilità del titolo abilitativo alla costruzione e all’esercizio dell’impianto e concessori; b) disponibilità del preventivo di connessione alla rete elettrica accettato in via definitiva e registrazione dell’impianto sul sistema GAUDI di Terna validata dal gestore di rete;  c) conformità dell’impianto ai requisiti prestazionali e alle norme in materia di tutela ambientale necessari anche per rispettare il principio del “Do No Significant Harm” (DNSH). 

I partecipanti presenteranno offerte aventi ad oggetto il premio che saranno disposti a ricevere o a versare per la realizzazione della nuova capacità di generazione prevista per l’accesso al meccanismo, restando inteso che i partecipanti potranno quindi offrire anche premi negativi. E’ inoltre previsto che gli energivori (o gli aggregatori) e i delegati, con riferimento ai volumi oggetto del contratto di anticipazione sottoscritto possano, pur partecipando, evitare di presentare una offerta. In tal caso, ai fini della formazione della graduatoria, il GSE considererà anche tali volumi, assumendo che, con riferimento agli stessi, sia stata presentata un’offerta pari all’offerta minima ammessa.

La partecipazione, a sua volta, può avere due diversi trattamenti a seconda del soggetto partecipante e del volume per cui lo stesso presenta l’offerta.

Verranno incluse nel c.d. “Cluster A” le richieste di partecipazione presentate senza effettuare una offerta da (i) energivori, per tutta o solo una quota parte dell’energia oggetto del Contratto; (ii) energivori in forma aggregata, per tutta o solo una quota parte dell’energia oggetto del contratto; (iii) delegati, per tutta o solo una quota parte dell’energia oggetto del Contratto. 

Saranno inserite nel c.d. “Cluster B” le richieste di partecipazione presentate con intenzione di effettuare un’offerta da: (i) energivori, per tutta o solo una quota parte dell’energia oggetto del Contratto; (ii) energivori, per la quota parte dell’energia eccedente il Contratto; (iii) aggregatori, per tutta o solo una quota parte dell’energia oggetto del Contratto; (iv) aggregatori, per la quota parte dell’energia eccedente il Contratto; (v) delegati per la sola quota parte dell’energia eccedente il Contratto, (vi) produttori terzi senza alcun limite di quota. 

Formazione della graduatoria e conclusione del Contratto di Aggiudicazione

La graduatoria è pubblicata entro i quarantacinque giorni successivi alla data di chiusura della Procedura Competitiva. Risulteranno aggiudicate (i) tutte le richieste di partecipazione del Cluster A; (ii) tutte le offerte del Cluster B inferiori o pari al valore dell’ultima offerta accettata. 

Dopo la pubblicazione della graduatoria, saranno tenuti alla sottoscrizione del c.d. Contratto di Aggiudicazione solo i produttori terzi aggiudicatari oltre a energivori (o aggregatori) e delegati, ma solo per la sola quota parte dell’energia eccedente il Contratto. 

Entrata in esercizio degli impianti ad esito della Procedura Competitiva

Per gli energivori (o aggregatori) sui quali permane l’obbligo di realizzazione e restituzione rispetto alla quantità di energia oggetto del Contratto, la capacità dovrà entrare in esercizio entro il termine di quaranta mesi dalla sottoscrizione del Contratto.

Gli impianti relativi alle offerte del “Cluster B” e nella titolarità degli energivori (o aggregatori) o delegati, entrambi per la quota dell’energia eccedente il Contratto, o per i terzi, gli impianti dovranno entrare in esercizio obbligatoriamente entro 36 mesi dalla pubblicazione della graduatoria della Procedura Competitiva e comunque non oltre il termine del 31 dicembre 2030. 

Modalità di regolazione del Vantaggio Residuo 

Non oltre il diciannovesimo anno dall’inizio del Periodo di restituzione, Il GSE calcola il valore del Vantaggio Residuo. Se positivo sarà possibile adottare una delle seguenti soluzioni: 

i. liquidazione immediata dell’importo;

ii. cessione a titolo gratuito al GSE della proprietà degli impianti e delle aree su cui insistono gli stessi, previa presentazione di una perizia asseverata; 

iii. estensione degli obblighi contrattuali fino alla completa regolazione del Vantaggio residuo per un periodo, comunque, non superiore a ulteriori vent’anni ai sensi di un un ulteriore CfD a due vie.

Lo scenario e il possibile contesto competitivo tra Energy Release e Fer X

Anche nello scenario delineato dal nuovo complesso normativo il c.d. Claw Back continua ad essere un elemento di incertezza per i produttori, ma non è escluso che sia tale da pregiudicare l’interesse di tutti i produttori a concludere accordi con gli energivori e gli aggregatori.

Tenuto conto delle regole relative alla Procedura Competitiva e della possibilità di trasferire direttamente sul delegato tutte le responsabilità relative all’entrata in esercizio della nuova capacità, si potrebbero creare i presupposti per una frenetica fase di negoziazione diretta a concludere accordi tra energivori e aggregatori da una parte e produttori dall’altra per consentire ai primi di escludere ogni rischio e ai secondi di assicurarsi il volume da restituire, a fronte del rilascio di garanzie al GSE invece che agli energivori.

Resta da verificare se i produttori vorranno anche rinunciare ad una posizione utile nella graduatoria del FER X transitorio per accedere ai benefici della nuova versione dell’energy Release valutando le condizioni in presenza delle quali sarà possibile ottenere la restituzione della cauzione. 

Articolo a cura di Piero Viganò e Valentina Castelli. 

[1] A tal fine si rimanda al nostro articoloUn prezzo scontato per l'energia elettrica sarà offerto agli energivori ai sensi del decreto Energy Release del MASE

Nell’ambito della definizione di un giudizio con sentenza semplificata, il Collegio ha colto l’occasione per chiarire come, al fine della proposizione di apposito ricorso innanzi agli organi della giustizia amministrativa,  la pubblicazione di una determinazione sul Bollettino Ufficiale Regionale non è idonea a privare dell’effetto legale di integrazione del dies a quo la pregressa comunicazione individuale che della medesima determinazione è garantita mediante comunicazione digitale effettuata ai sensi dell’art. 47 del Codice dell’Amministrazione digitale, nonché ai sensi dell’art. 14 bis, della L. n. 241/1990, determinante per il raggiungimento della “piena conoscenza” della determinazione e, di conseguenza, dell’avvio del termine previsto per l’impugnazione della stessa. 

Nel caso di specie, il Collegio, a seguito dell’opposizione alla trattazione del ricorso in sede straordinaria presentata dalla controinteressata, passando così alla decisione del ricorso in sede giurisdizionale, ha dichiarato irricevibile il ricorso straordinario al Presidente della Repubblica presentato dal Comune di Corropoli (TE), notificato in data 18 luglio 2025, per l’annullamento dell’autorizzazione unica rilasciata dalla Regione Abruzzo per la costruzione e l’esercizio di un impianto di produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili e le relative opere di connessione. 

La determinazione contenente la predetta autorizzazione unica era, tuttavia, stata notificata via PEC al proponente e al Comune di Corropoli (TE) in data 3 marzo 2025, data a partire dalla quale, per il Collegio giudicante, il ricorrente ha avuto piena conoscenza della determinazione discussa e, pertanto, dies a quo per il decorso del termine di centoventi giorni previsto per il ricorso al Presidente della Repubblica, ai sensi dell’art. 9, comma 1, del d.P.R. 24 novembre 1971, n. 1199, per il quale “il ricorso deve essere proposto nel termine di centoventi giorni dalla data della notificazione o della comunicazione dell'atto impugnato o da quando l'interessato ne abbia avuto piena conoscenza”.

Per l’Ente ricorrente, pertanto, a nulla rileva la conseguente pubblicazione sul BURAT della determinazione, tantomeno in termini di posticipazione del dies a quo previsto per la presentazione del ricorso al Presidente della Repubblica per l’annullamento dell’autorizzazione unica: tale pubblicazione, precisa quindi il Collegio, non supera la precedente comunicazione PEC mediante la quale, il Comune di Corropoli (TE), era stato già posto nella condizione di conoscere della lesività del provvedimento impugnato, nonché delle ragioni sottese all’adozione del medesimo.

La decorrenza dei termini di impugnazione a partire dalla data di pubblicazione del provvedimento sul BUR vale, quindi, per i soli Enti o controinteressati che non abbiano già ricevuto la notifica del provvedimento stesso. Resta, invece, valido, per tutti i soggetti (pubblici e privati) destinatari della notifica, il principio di cui all’art. 41 del Codice del processo amministrativo, ai sensi del quale “il ricorso deve essere notificato, a pena di decadenza, alla pubblica amministrazione che ha emesso l'atto impugnato […] entro il termine previsto dalla legge, decorrente dalla notificazione, comunicazione o piena conoscenza, ovvero, per gli atti di cui non sia richiesta la notificazione individuale, dal giorno in cui sia scaduto il termine della pubblicazione se questa sia prevista dalla legge o in base alla legge”.

Approfondimento a cura di Giovanni Battista De Luca, Lorenzo Piscitelli e Elisa Tunno. 

Con la sentenza n. 7414 del 19 settembre 2025, il Consiglio di Stato ha sancito importanti e innovativi principi in materia di impianti che accedono agli incentivi previa iscrizione in apposito registro informatico del GSE (nel caso di specie il DM 6 luglio 2012).

In particolare, i due principali elementi di novità introdotti con la citata pronuncia sono:

1. l’irrilevanza dell’errore materiale relativo all’indicazione della potenza dell’impianto quale criterio di priorità qualora tale errore non comporti alcun vantaggio indebito per l’operatore e, anzi, possa risultare svantaggioso per il suo posizionamento in graduatoria per aver indicato una potenza maggiore di quella nominale di concessione;

2. l’applicabilità della decurtazione tariffaria in luogo della decadenza per gli impianti inseriti in graduatoria anche in assenza della sottoscrizione della convenzione.

Nel caso di specie, il Comune ricorrente, nell’istanza d’iscrizione al registro per gli incentivi di cui al DM 6 luglio 2012, per un mero errore di digitazione aveva indicato una potenza superiore rispetto a quella risultante dal titolo concessorio (ovvero 226 kW anziché 152 kW).

Per tale ragione, a seguito dei controlli effettuati dopo l’inserimento dell’impianto in graduatoria in posizione utile, il GSE, avendo rilevato una discordanza tra la potenza dichiarata in fase di iscrizione al Registro (226 kW) e la potenza nominale di concessione (152 kW), ne dichiarava la decadenza dagli incentivi per aver fornito una dichiarazione non veritiera in ordine al criterio di priorità previsto dall’art. 10, comma 3, lettera g), del DM 6 luglio 2012 e inerente alla «minor potenza degli impianti».

Secondo i giudici del Consiglio di Stato, l’errore commesso dall’operatore nell’indicazione della potenza effettiva dell’impianto (226 kW anziché 152 kW), non ha determinato alcuna violazione del criterio di priorità previsto dall’art. 10, comma 3, lettera g), del DM 6 luglio 2012, né alcun indebito vantaggio per il Comune nella graduatoria, in quanto l’indicazione di una potenza maggiore rispetto a quella effettivamente autorizzata ha svantaggiato tale ente nel suo posizionamento in graduatoria (essendo la potenza minore uno dei criteri gerarchici da seguire nello stilare la graduatoria) tantoché esso è passato dalla posizione n. 111 (che avrebbe ottenuto indicando la potenza corretta) alla n. 135.

In buona sostanza, i giudici amministrativi, adottando un approccio sostanzialistico, hanno ritenuto non sussistente alcuna violazione rilevante da parte del Comune il quale non ha conseguito alcun vantaggio competitivo per effetto di un errore materiale in sede di digitazione della potenza e ciò in quanto “l’errore commesso non è stato determinante all’ottenimento di alcun vantaggio concreto nei confronti degli altri concorrenti, esso va ragionevolmente reputato frutto di un accadimento involontario”.

Con la medesima pronuncia il Collegio ha altresì affrontato il tema della declinazione dell’art 42, c. 3, del D.Lgs. 28/2011 ai sensi del quale “al fine di salvaguardare la produzione di energia da fonti rinnovabili, l’energia termica e il risparmio energetico conseguente agli interventi di efficientamento, degli impianti che al momento dell’accertamento della violazione percepiscono incentivi, il GSE dispone la decurtazione dell’incentivo in misura ricompresa fra il 10 e il 50 per cento in ragione dell’entità della violazione”.

Nel caso di specie, il Comune, a valle dell’ammissione in posizione utile in graduatoria ha avviato l’investimento per l’attivazione dell’impianto salvo poi essere destinatario del provvedimento con il quale il GSE ha comminato la decadenza dagli incentivi.

Per il Consiglio di Stato non vi è dubbio che l’impianto rientri nella cornice applicativa dell’art. 42, comma 3, del decreto legislativo n. 28/2011, la quale regolamenta “la sorte degli impianti che percepiscono incentivi al momento dell’accertamento della violazione, senza imporre che per l’applicazione dell’istituto della decurtazione sia già intervenuta la sottoscrizione della convenzione” e che pertanto “una diversa interpretazione diretta ad aggiungere un segmento della fattispecie normativa non dettato dal legislatore, oltre ad essere praeter legem, pregiudicherebbe in modo arbitrario e irragionevole le finalità di salvaguardia della produzione di energia da fonti rinnovabili, a cui fa esplicito riferimento il citato art. 42, comma 3”.

Difatti, muovendo dal dato letterale della norma, i giudici amministrativi hanno ritenuto che il GSE avrebbe dovuto procedere a decurtare l’incentivo in luogo della comminata decadenza e ciò in quanto escludere la decurtazione in luogo della decadenza, pregiudicherebbe le finalità di salvaguardia della produzione di energia da fonti rinnovabili, a cui fa esplicito riferimento l’art. 42, comma 3 del D. Lgs. 28/2011 non ritenendo rilevante la materiale percezione degli incentivi ma l’aver tenuto una condotta tale da indurre l’operatore a ritenere l’impianto ammissibile a percepire gli incentivi.

Si tratta di principi molto rilevanti che tutelano la buona fede dell’operatore titolare di tutti i requisiti necessari per l’accesso ai benefici e che, per effetto di un mero errore materiale, non ha conseguito alcun vantaggio competitivo escludendone l’applicabilità della più grave sanzione della decadenza in luogo della decurtazione dell’incentivo anche per coloro i quali siano stati ammessi in posizione utile in graduatoria ma non abbiano ancora sottoscritto la relativa convenzione con il GSE.

La pronuncia è stata resa nell’ambito del giudizio instaurato a seguito dell’archiviazione, da parte della Provincia di Mantova, dell’istanza per il rilascio del provvedimento autorizzatorio unico regionale (PAUR), ai sensi dell’art. 27 bis del D. Lgs. n. 152/2006, per la realizzazione nel Comune di San Giorgio Bigarello (MN) di un impianto agrivoltaico avente potenza pari a 13,56 MWp e delle relative opere di connessione.

Il Collegio, con la summenzionata pronuncia, ha ritenuto illegittima la previsione di cui all’Allegato A, paragrafo 6, lettera D), della Delibera in quanto introduttiva di “limitazioni non previste dalla normativa nazionale, restringendone il campo di applicazione in assenza di qualsivoglia presupposto legittimante contemplato dalla disciplina di riferimento e dunque con essa in contrasto”. 

Si ricorda, difatti, come la gravata previsione di cui alla Delibera prevedeva che, innanzitutto, “il terreno agricolo (l’insieme delle particelle catastali) su cui verrà installato l’impianto agrivoltaico, deve essere in conduzione ad una impresa agricola con un valido titolo (proprietà, affitto, comodato) per tutto il periodo di esercizio dell’impianto agrivoltaico stesso”, oltre a sancire che “possono presentare richiesta di titolo abilitativo:

1. impresa agricola singola o associata da certificato camerale, che realizza il progetto al fine di contenere i propri costi di produzione. Il requisito è verificato attraverso il fatturato dell’energia prodotta (che si configura come attività connessa, cioè complementare ed accessoria alla produzione agricola principale) che non deve superare il valore della produzione agricola, affinché venga mantenuto lo status di imprenditore agricolo, nel rispetto della normativa vigente in tema di definizione della figura dell’imprenditore agricolo e delle attività agricole (D. Lgs. 18 maggio 2001, n. 228 - Orientamento e modernizzazione del settore agricolo);

2. società a partecipazione congiunta con i produttori di energia elettrica alle quali è conferita l'azienda o il ramo d’azienda da parte degli stessi imprenditori agricoli ai quali è riservata l'attività di gestione imprenditoriali, salvo che per gli aspetti tecnici di funzionamento dell'impianto e di cessione dell'energia”.

Nulla di tutto ciò, come correttamente ha segnalato il Collegio (richiamando una recente pronuncia del TAR Lombardia, Milano, del 20 febbraio 2025, n. 1825) è prescritto dalla legislazione nazionale, che non introduce alcun requisito soggettivo in capo al proponente con riferimento alla forma giuridica o all’oggetto dell’impresa, né tantomeno impone particolari modelli di aggregazione tra operatori economici. Né rileva l’introduzione di appositi requisiti soggettivi introdotti dal DM del 22 dicembre 2023, n. 436 (c.d. “Decreto Agrivoltaico”) che, però, sono previsti “unicamente ai fini dell’accesso agli incentivi per la realizzazione dei sistemi agrivoltaici”, oltre ad essere, in ogni caso, meno gravosi rispetto ai requisiti soggettivi di cui alla Delibera. Le stesse considerazioni, come ha evidenziato il Collegio, valgono anche per i requisiti soggettivi di cui alle Linee Guida pubblicate dal MASE il 27 giugno 2022, rilevanti, anch’esse, “unicamente come fattori premiali o criteri di selezione prioritaria”, concludendo che alcun requisito soggettivo ulteriore è prescritto ai fini della richiesta di rilascio dei titoli autorizzativi per la realizzazione dell’impianto.

In conclusione, dunque, la pronuncia del TAR Lombardia in commento si inserisce nel novero giurisprudenziale in forza del quale, volta per volta, si rilevano – e auspicabilmente annullano – le limitazioni, gli ostacoli ed i vincoli che, irragionevolmente, le Regioni intendono introdurre rispetto all’installazione di impianti FER e, come nel caso di specie, rispetto alla realizzazione di impianti agrivoltaici in area agricola.

Approfondimento a cura di Giovanni Battista De Luca, Ernesto Rossi Scarpa Gregorj e Elisa Tunno.  

Il riferimento è, principalmente, agli Edge DC (aventi una dimensione tra 400 e 1.800 mq e consumi energetici <5MW) che si distinguono dai Medium DC (tra 2.000 e 9.000 mq con consumi >5MW) e dagli Hyperscale DC (oltre 9.000 mw con consumi >100MW).

In tale contesto, le ultime settimane sono state caratterizzate da novità di non marginale rilievo per la futura diffusione dei DC sul territorio nazionale. 

Il riferimento è, in particolare:

• al “nuovo” procedimento unico per la realizzazione di DC disciplinata dalla bozza del c.d. “Decreto Energia”, circolata il 24 luglio u.s. e che dovrebbe entrare in vigore entro la fine del corrente mese;

• alla strategia per l’attrazione in Italia degli investimenti industriali esteri in DC resa pubblica dal MIMIT il 16 luglio e che sarà in consultazione sino al 16 agosto p.v. (la “Strategia”).

Il procedimento unico per l’autorizzazione dei DC

Al fine di accelerare gli iter amministrativi correlati al rilascio dei titoli abilitativi volti a garantire l’operatività dei DC, l’articolo 3 del Decreto Energia introduce un procedimento autorizzativo unico.

Sulla scia delle semplificazioni implementate negli ultimi anni per gli impianti alimentati da fonti energetiche rinnovabili, ora, anche per i DC si prevede, dunque, una sorta di autorizzazione unica o PAUR, mirata snellire e velocizzare l’ottenimento di tutti i permessi e le autorizzazioni preordinate e connesse a vario titolo alla costruzione ed esercizio dell’intervento.

Segnatamente, ai sensi di quanto disposto dall’articolo 3 del Decreto Energia:

• l’autorizzazione, sia per la realizzazione sia per l’ampliamento, dei DC (aziendali, in co-ubicazione, in co-hosting o relativi campus) e delle relative reti connesse di utenza (di qualunque tensione nominale), è rilasciata nell’ambito di un procedimento autorizzativo unico da parte dell’autorità competente al rilascio dell’autorizzazione integrata ambientale. Per l’effetto, nel caso di DC con potenza fino a 300 MW, l’autorità competente sarà la relativa Regione (o Provincia delegata) e, nel caso di potenze superiori, il MASE;

• in virtù del principio di adeguatezza, nel caso di procedimenti di competenza Regionale o Provinciale, la funzione di autorità competente non può essere a sua volta delegata o attribuita ad altri enti di livello sub-provinciale;

• l’istanza di autorizzazione unica deve includere tutta la documentazione e gli elaborati progettuali previsti dalle normative di settore per il rilascio delle autorizzazioni, intese, licenze, pareri, concerti nulla osta e assensi ivi inclusi, ove necessari, quelli per l’autorizzazione integrata ambientale, la valutazione di impatto ambientale, l’autorizzazione paesaggistica o culturale, per l’utilizzo delle acque e per le emissioni atmosferiche:

• l’autorizzazione unica è rilasciata in esito ad apposita conferenza di servizi e il relativo procedimento deve avere una durata non superiore a dieci mesi decorrenti dalla verifica della completezza della documentazione allegata all’istanza. Tale termine non è prorogabile se non per circostanze eccezionali e, comunque, per un massimo di tre mesi;

• nel caso in cui il progetto sia sottoposto a screening a VIA e lo stesso si concluda prevedendo la necessità di attivare il procedimento di VIA, la relativa istanza dovrà essere presentata entro il termine perentorio di 90 giorni, decorsi i quali l’istanza si intende come rinunciata ed il procedimento archiviato;

• per i progetti di DC dichiarati dal Consiglio dei ministri di preminente interesse strategico nazionale, la relativa autorizzazione unica è rilasciata da un commissario straordinario di governo in coerenza con le disposizioni dettate dal DL 104/2023;

• per i DC che, alla data di entrata in vigore del Decreto, abbiano già ottenuto i titoli abilitativi (ivi inclusi i provvedimenti ambientali) necessari alla realizzazione dell’iniziativa ma non anche l’autorizzazione per le opere connessione, la stessa deve essere rilasciata dalla Regione competente. Tale norma fa espresso riferimento alle opere di connessione con tensione superiore a 220 kV e non anche alle opere con tensioni inferiori. 

Meccanismi di attrazione di nuovi investimenti

Con la Strategia il MIMIT ha avviato una analisi di settore per individuare punti di forza e di debolezza del sistema Italia e attuare tutte quelle azioni ritenute necessarie per attrarre investimenti esteri, velocizzando le procedure di installazione e creare un ecosistema attrattivo per potenziali stakeholder interessati.

In quest’ottica, i principali campi di azione individuati consistono:

• nell’identificazione del segmento industriale dei DC, già iniziata con l’introduzione dal 1° gennaio 2025 del codice ATECO 63.10.10 tra quelli relativi alle “infrastrutture informatiche, elaborazione dati, hosting e attività connesse” (ATECO 63.10), in attesa di un codice ATECO specifico e unitario con la pubblicazione nel 2027 dei nuovi Codici;

• nell’introduzione di una specifica destinazione d’uso per i DC;

• nella semplificazione dei processi autorizzativi (da attuare, si assume, tramite il sopra citato Decreto Energia);

• nell'identificazione delle migliori aree di sviluppo, mediante potenziamento del SINFI (Sistema Informativo Nazionale Federato delle Infrastrutture), con georeferenziazione multilivello di approdi sottomarini, reti elettriche, aree industriali dismesse, cablaggi e fonti rinnovabili;

Il documento è attualmente in consultazione pubblica e tutti i soggetti interessati possono avanzare le proprie proposte o osservazione entro il 16 agosto p.v. 

In parallelo a tali iniziative, appare quanto mai opportuno promuovere e incentivare lo sviluppo delle reti e delle fonti energetiche rinnovabili, in connessione con l’incremento della domanda energetica atteso nei prossimi anni, considerando eventualmente un riconoscimento formale dei DC come “soggetti energivori”, obbligati, da un lato a rispettare le c.d. condizionalità green, ma dall’altro beneficiari di agevolazioni sugli oneri di sistema e, in generale, sul prezzo dell’energia. 

Considerazioni preliminari

Con particolare riferimento al Decreto Energia (che a differenza della Strategia non ha contenuto meramente programmatico), la bozza attualmente disponibile appare presentare molteplici punti aperti che necessiteranno di essere chiariti nelle successive fasi di entrata in vigore ed applicazione della normativa di settore. 

Tra gli altri:

• non è specificato se la relativa autorizzazione possa costituire, ove occorra, variante allo strumento urbanistico. Tale omissione appare mal conciliarsi con il termine massimo di conclusione del procedimento (10 mesi) che appare difficilmente osservabile laddove si renda necessario richiedere ed ottenere la relativa variazione urbanistica;

• tranne che per i progetti già autorizzati e che debbano ottenere i titoli abilitativi per le opere di connessione con tensione superiore a 220 kW, non è prevista alcuna disposizione transitoria o clausola di salvaguardia con riguardo alle iniziative già avviate o in fase di avviamento, con la conseguenza che si dovrebbe applicare agli stessi il c.d. principio del tempus regit actum non senza rilevanti problemi di coordinamento e di competenza tra i vari enti preposti;

• non v’è alcun riferimento a provvedimenti attuativi (e.g., linee guida) volte a fornire maggiori dettagli in ordine alla documentazione da produrre, ai contenuti minimi dell’istanza, ai vincoli eventualmente ostativi alla realizzazione degli interventi, alla possibilità o meno di classificare le opere come di pubblica utilità, indifferibili ed urgenti ai fini dell’eventuale attivazione di procedure espropriative ecc.;

• non sono presenti riferimenti concreti ad eventuali sistemi di incentivazione e meccanismi di attrazione mirati a promuovere in concreto la realizzazione dei DC.

I DC rappresentato uno snodo essenziale verso l’effettiva transizione digitale del Paese e, se, da un lato, gli operatori di settore si mostrano disponibili a sopportare i tradizionali rischi di mercato, dall’altro, non sono altrettanto disponibili ad assumersi i rischi tipicamente legati alla discrezionalità delle pubbliche amministrazioni.

In tale prospettiva, la Strategia e il Decreto Energia appaiono idonei a rappresentare un primo lieve impulso verso la progressiva valorizzazione dei DC nel panorama nazionale; tuttavia, da una prima analisi della bozza attualmente in circolazione, per un concreto cambio di paradigma è auspicabile che siano introdotte delle disposizioni integrative e correttive o, quantomeno, dei provvedimenti attuativi da adottare in tempi rapidi.

Quanto sopra con l’obiettivo di mitigare i medesimi ostacoli e situazioni di incertezza che negli ultimi anni hanno caratterizzato lo sviluppo di altri impianti strategici (i.e., i progetti rinnovabili) per i quali i c.d. “procedimenti autorizzativi unici” sono stati negli ultimi anni sovente interpretati dai player di mercato non come un incentivo bensì come una barriera agli investimenti come è stato d’altro canto testimoniato dallo stesso legislatore con il progressivo ampliamento del perimetro applicativo dei c.d. regimi semplificati quali l’attività libera e la PAS. 

Approfondimento a cura di Piero Viganò, Giovanni Battista De Luca, Lorenzo Piscitelli, Ernesto Rossi Scarpa Gregorj e Paola Putignano. 

Resta aggiornato!

Sulla base delle informazioni ad oggi disponibili, il Decreto dovrebbe giungere in Consiglio dei Ministri a fine agosto subito dopo la pausa estiva.

L’attuale bozza del Decreto

Ai fini che qui rilevano, il Decreto prevede l’introduzione di un articolo 10-bis nel D.Lgs. n. 190/2024 (c.d. TU FER) volto a regolare le soluzioni di connessione alla rete elettrica degli: (i) impianti a fonti rinnovabili (con l’esclusione degli eolici offshore); (ii) impianti di storage (BESS e pompaggio idroelettrico).

Sulla base dell’attuale bozza:

• è previsto che ARERA disciplini entro 180 giorni dall’entrata in vigore del Decreto le modalità e le condizioni tecniche ed economiche per la connessione delle suddette tipologie di impianti. In particolare, da un lato, Terna e, dall’altro i distributori di rete locali, dovranno allocare sia la capacità di rete disponibile che eventualmente quella in eccesso rispetto a quella disponibile tramite procedure trasparenti e non discriminatorie;

• a decorrere dall’adozione della suddetta disciplina da parte di ARERA, perdono efficacia le soluzioni di connessione afferenti a progetti di impianti a fonti rinnovabili (con l’esclusione degli eolici offshore) e storage non autorizzati e il cui progetto definitivo delle opere di rete non sia stato già validato/benestariato dal distributore o da Terna;

• la perdita dell’efficacia della soluzione di connessione non può costituire motivo di sospensione del procedimento autorizzativo o ambientale in corso relativo al progetto di impianto;

• in deroga a quanto procede, restando efficaci le soluzioni di connessione relative ai progetti che hanno ottenuto già un provvedimento di esclusione dall’assoggettabilità a VIA (c.d. Screening VIA) o quelli che hanno già ottenuto un provvedimento di VIA, purché tali provvedimenti abbiano avuto ad oggetto anche le opere di rete;

• anche se le relative soluzioni di connessione conservano efficacia, ai fini dell’assegnazione definitiva della capacità di rete è in ogni caso necessario che il progetto ottenga l’autorizzazione alla costruzione e all’esercizio.

Considerazioni preliminari

Dalla bozza di Decreto appare emergere – con l’eccezione degli impianti off-shore che appaiono esclusi dall’ambito oggettivo di applicazione della norma – un quadro regolatorio in materia di connessione alla RTN pressoché rivoluzionato rispetto a quello vigente con impatti, quantomeno nel breve periodo, sulle iniziative già avviate o in fase di prossimo avviamento.

Ed infatti, laddove le attuali disposizioni fossero integralmente confermate, è verosimile che per le iniziative in stato più avanzato si assista nei prossimi mesi ad una vera e propria corsa all’ottenimento dello Screening VIA, della VIA o del benestare onde tentare di prevenire il rischio di decadenza delle STMG ottenute.

In merito, vale la pena evidenziare, in via preliminare, che la deroga disciplinata dal Decreto rischia di rivelarsi discriminatoria, consentendo ai progetti che – in ragione delle loro caratteristiche – sono sottoposti a procedimenti ambientali, di “conservare” la STMG nonostante non abbiano ottenuto la validazione/benestare del progetto definitivo delle opere di rete.

Ulteriori coni d’ombra riguardano, poi, la prossima declinazione delle sopra citate procedure “trasparenti e non discriminatorie” (le quali, teoricamente ed in linea con l’obbligo di connessione di terzi alla RTN, non dovrebbero essere “competitive” nel verso senso della parola) nonché gli iter autorizzativi relativi alle iniziative le cui STMG saranno decadute.

Bisognerà, infatti, comprendere come l’ente competente al rilascio dell’autorizzazione alla costruzione e all’esercizio, potrà essere nella posizione di pronunciarsi su un progetto di connessione che non è più attuale, tenuto conto che sia la PAS che l’autorizzazione unica hanno ad oggetto di norma sia l’impianto di generazione che le opere di rete.

Emerge inoltre con chiarezza che diventerà ancora più dirimente accelerare e snellire le procedure autorizzative connesse allo sviluppo delle rinnovabili visto che i progetti che ottengono più velocemente il titolo abilitativo saranno quelli che otterranno per primi la capacità di rete in via definitiva, a discapito dei progetti non autorizzati.

Questi, anche se prossimi al termine dell’iter autorizzativo, vedranno aumentare il rischio di perdere la capacità assegnata nel contesto della procedura indetta da Terna in caso di saturazione definitiva della relativa micro-zona con potenziali aggravi economici in termini di maggiori costi da sostenere per la relativa connessione (e.g., qualora la sottostazione previamente identificata fosse stata nel mentre saturata e sia necessario optare per una soluzione più distante e più onerosa). 

In merito, è verosimile che si assisterà all’instaurazione di molteplici contenziosi da parte degli operatori interessati, a causa dell’improvviso venir meno del loro diritto acquisito sulla capacità di rete previamente prenotata. 

Per avere un quadro chiaro, completo ed esaustivo in merito alla futura nuova disciplina (e alle conseguenti reazioni dei player di mercato) sarà comunque necessario attendere l’entrata in vigore della normativa e dei successivi provvedimenti attuativi dell’ARERA (che, orientativamente dovrebbero, essere pubblicati entro febbraio 2026 laddove fosse confermata l’entrata in vigore del Decreto entro la fine del corrente mese).

Il presente articolo, a cura di Piero Viganò, Giovanni Battista De Luca, Lorenzo Piscitelli e Ernesto Rossi Scarpa Gregorj, è il terzo di una serie di articoli pubblicati sulla saturazione virtuale della rete. I precedenti sono:

Saturazione virtuale della rete: microzone e procedure trasparenti. I potenziali impatti sulle attuali e future iniziative di sviluppo

Italia, rete elettrica sotto pressione: la sfida della saturazione tra immissione e prelievo

Resta aggiornato!

La Corte, dopo aver dato preliminarmente atto della differenza tra gli impianti a biomasse e gli altri impianti da fonti rinnovabili[1] – la cui realizzazione e operatività si pone, normalmente, in minore conflitto con la tutela dell’ambiente – ha rilevato come la legge calabrese, pur non stabilendo un divieto generalizzato di realizzazione di impianti FER sul territorio regionale[2], si ponga comunque in violazione dell’art. 117, comma 3, Cost. in relazione alla materia “produzione, trasporto e distribuzione nazionale dell’energia” di competenza concorrente (i.e. congiunta di Stato, che fissa i principi, e Regioni, che legiferano nel rispetto di tali principi)[3].

Se è vero, infatti, che la nuova disciplina nazionale ha assegnato alle Regioni un ruolo fondamentale nell’individuazione delle aree idonee e inidonee all’installazione degli impianti FER[4], ad avviso della Corte, tale dichiarazione di inidoneità, non può tradursi in un divieto assoluto stabilito a priori, ma equivale a indicare le aree in cui l’installazione dell’impianto può essere egualmente autorizzata ancorché sulla base di una idonea istruttoria e di una motivazione rafforzata. 

Secondo la Consulta, interpretare diversamente i limiti del potere riconosciuto alle Regioni, si porrebbe in palese contrasto con l’esigenza dello sviluppo di energie rinnovabili cruciale proprio rispetto all’obiettivo di tutela dell’ambiente nell’interesse delle future generazioni.

È la prima volta che la Corte si è espressa sulla base dei principi del DM Aree Idonee (decreto ministeriale 21 giugno 2024) che, attuando l’art. 20, comma 1, del d.lgs. n. 199 del 2021, ha stabilito i nuovi principi e criteri omogenei per l’individuazione da parte delle Regioni delle superfici e delle aree idonee e non idonee all’installazione degli impianti FER con la precisazione, però, che l’inidoneità non può mai equivalere a un divieto assoluto e aprioristico.

In buona sostanza la nuova normativa, se da un lato da risalto alla autonomia regionale al contempo vuole scongiurare il rischio che anche quando non sussistano evidenti ragioni di salvaguardia del territorio e degli ecosistemi introducano dei divieti il che si porrebbe in palese contrasto con la pressante esigenza dello sviluppo di energie rinnovabili la quale è «di cruciale rilievo» proprio «rispetto al vitale obiettivo di tutela dell’ambiente, anche nell’interesse delle future generazioni» (cfr.sentenza n. 216 del 2022).

Tutto questo in attesa della pronuncia sulla Legge della Regione Sardegna (L.R. n. 20/2024) che, ricordiamo, ha sostanzialmente vietato l’installazione di impianti di produzione di energia da fonte rinnovabile sul 99% del territorio sardo.

Approfondimento a cura dei nostri professionisti Giovanni Battista De Luca, Paola Putignano e Ernesto Rossi Scarpa Gregorj.

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[1] Sono note le criticità ambientali legate all’installazione degli impianti termici a biomasse stigmatizzate nello stesso Piano nazionale integrato per l’energia e il clima (PNIEC) che, a pag. 58, prevede che la relativa installazione sia “guidata in modo da favorire gli impianti ad alta qualità ambientale e ad alta efficienza, considerando anche la possibilità che siano introdotte limitazioni a installazioni ex-novo nelle aree caratterizzate da situazioni critiche sotto il profilo della qualità dell’aria”.

[2] La legge ha ad oggetto i soli impianti alimentati da biomasse, in contesti in cui l’esigenza della protezione dell’habitat naturale è particolarmente forte – ovvero i parchi nazionali e regionali – e individua il limite di potenza dei 10 MW termici.

[3] Per completezza, si segnala che la Corte costituzionale ha dichiarato l’illegittimità costituzionale dell’art. 14, comma 2, della legge regionale anche per violazione degli artt. 3 e 41 Cost. Secondo la Corte, tale disposizione normativa assume il carattere di legge provvedimento, poiché è riferibile unicamente alla centrale del Mercure (il solo impianto a biomasse oggi collocato in un parco nazionale o regionale calabrese) e risulta, quindi, destinata a incidere su una singola posizione giuridica, intervenendo così il legislatore regionale su questioni normalmente affidate all’autorità amministrativa.

[4] La disciplina previgente consentiva l’individuazione delle aree inidonee esclusivamente “attraverso un’apposita istruttoria” e, quindi, non con legge ma all’esito di un procedimento amministrativo (paragrafo 17 delle Linee guida di cui al DM 10 settembre 2010).

• fornito specifici indirizzi al Gestore dei Mercati Energetici S.p.A. (“GME”) per la costituzione e l’avvio di un mercato organizzato dedicato alla negoziazione dei PPA (“MPPA”);

• definito i criteri e le condizioni in base ai quali il Gestore dei Servizi Energetici S.p.A. (“GSE”) assume il ruolo di garante di ultima istanza dei PPA negoziati sul MPPA.

Il contesto europeo e nazionale di riferimento

Il Decreto si inserisce in un contesto normativo europeo in continua evoluzione, volto a favorire gli investimenti in energia rinnovabile e a garantire stabilità ai prezzi. A partire dal Regolamento (UE) 2024/1747, l’Unione Europea, infatti, incoraggia gli Stati membri a eliminare gli ostacoli esistenti per la negoziazione e sottoscrizione dei PPA, promuovendo, tra gli altri, strumenti di garanzia a supporto degli operatori, in particolare PMI e soggetti con limitato accesso ai mercati.

In ambito nazionale, il decreto si colloca nell’ambito del PNIEC e della Missione 7 del REPowerEU del PNRR, che mira a ridurre la dipendenza dalle fonti fossili, accelerare lo sviluppo delle rinnovabili e favorire la diffusione dei contratti a lungo termine (5–10 anni) tra produttori e acquirenti di energia rinnovabile.

Più nel dettaglio, la principale finalità del MPPA e del ruolo del GSE, quale garante di ultima istanza, è di ridurre le principali barriere esistenti per l’accesso e lo sviluppo dei PPA tra cui l’elevato costo finanziario degli strumenti di garanzia richiesti per gestire il rischio associato alle posizioni delle parti nel PPA. 

Nelle scorse settimane GME e GSE hanno avviato due consultazioni aventi ad oggetto, rispettivamente (i) la proposta di modello di funzionamento del MPPA e (ii) la proposta di regole operative per la qualifica dei soggetti che intendono partecipare al MPPA e per la disciplina di garanzia di ultima istanza del GSE (“Regole Operative”), così come previsto dall’art. 8 del Decreto. La consultazione del GME si è conclusa il 24 luglio 2025, mentre il termine per la consultazione del GSE è in scadenza il prossimo 4 agosto 2025. 

La struttura del MPPA ai sensi del Decreto e del documento per la consultazione del GME 

Il MPPA sarà una nuova piattaforma di negoziazione facente parte del più ampio mercato elettrico gestito dal GME (“Mercato Elettrico”) e, in particolare, sarà integrato funzionalmente con il mercato a termine (“MTE”)[1].

Per tale ragione, il Decreto prevede che i prodotti che potranno essere negoziati sul MPPA dovranno avere “caratteristiche standardizzate analoghe o comunque compatibili con quelle dei contratti negoziati sul MTE”.

Infatti, ai sensi del Decreto e dei documenti per la consultazione di GME e GSE, potranno essere negoziati sul MPPA contratti di compravendita aventi esclusivamente un profilo standardizzato di tipo baseload e peakload, proprio come attualmente previsto sul MTE.

Inoltre, i contratti negoziabili su MPPA dovranno:

• essere riferibili a volumi di energia che non siano già stati oggetto di contratti precedentemente negoziati e che non siano oggetto di altri incentivi e/o servizi erogati dal GSE (anche con riferimento alla relativa quota di potenza dell’impianto);

• avere una durata di minimo 5 e massimo 10 anni.

È altresì previsto che i PPA possano essere negoziati direttamente sul MPPA, attraverso una negoziazione ad asta con meccanismo di gradimento, ovvero al di fuori del mercato (“OTC Clearing”), purché i PPA OTC Clearing siano compatibili con i prodotti negoziabili su MPPA.

Il MPPA sarà un mercato a partecipazione volontaria, ma per l’accesso e la partecipazione sono previsti requisiti soggettivi ed oggettivi.

Oltre ai requisiti oggettivi, relativi agli impianti, requisiti soggettivi sono previsti sia dal GME, con riferimento alla partecipazione al Mercato Elettrico, che dal GSE, con riferimento al ruolo da quest’ultimo assunto nel MPPA.

Infatti, tutti i partecipanti al MPPA, oltre ad essere imprese attive presso la competente camera di commercio ed avere un rating non inferiore al c.d. investment grade, dovranno:

1. avere la qualifica di operatori di mercato ai sensi della disciplina del Mercato Elettrico (GME);

2. essere utenti del dispacciamento di uno o più impianti di produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili entrati in esercizio o autorizzati, se venditori (GSE);

3. essere utenti del dispacciamento di uno o più punti di prelievo come definito nel TIT, se acquirenti (GSE).

Il GME assumerà il ruolo di controparte centrale dei partecipanti sul MPPA, mentre il GSE interverrà in caso di inadempimento di una delle parti del PPA per garantire la continuità dei contratti, se così deciso della parte non inadempiente, come di seguito descritto.

Il ruolo di garante di ultima istanza del GSE ai sensi del Decreto e del documento per la consultazione del GSE

Il soggetto che possiede i requisiti previsti dalle Regole Operative del GSE sottoscrive il contratto di adesione con GSE al fine di ottenere la garanzia di ultima istanza del GSE.

Nel caso in cui una parte si renda inadempiente nei confronti del GME ai sensi della disciplina del Mercato Elettrico ovvero nei confronti del GSE ai sensi del contratto di adesione[2], la controparte in bonis potrà decidere di proseguire nel contratto e usufruire del servizio di ultima istanza del GSE ovvero di far cessare l’efficacia del contratto negoziato sul MPPA e recedere dal contratto di adesione sottoscritto con il GSE.

Se la controparte in bonis decide di attivare la garanzia del GSE, quest’ultimo subentra nella posizione della controparte inadempiente per il rimanente tempo del PPA, che non sia già oggetto di consegna sul MCT.

Inoltre, in caso di inadempimento del venditore, il GSE, in forza del mandato che gli è stato conferito, subentrerà quale utente del dispacciamento in immissione dell’impianto o degli impianti oggetto del PPA.

In caso di subentro del GSE, le posizioni contrattuali delle parti vengono regolate mediante l’applicazione del c.d. “prezzo di riserva” (“Prezzo di Riserva”), così come determinato ai sensi delle Regole Operative, e non del prezzo contrattuale precedentemente determinato dalle Parti nel PPA.

Una riforma strategica?

I requisiti e gli oneri (anche in termini professionali) per partecipare al Mercato Elettrico e, quindi al MPPA, potrebbero costituire un ostacolo per le società di progetto che normalmente detengono gli impianti di produzione nonché per i clienti finali energivori che partecipano direttamente al Mercato. 

Ai sensi del documento per la consultazione del GSE, sembra, tuttavia, che sia produttori che clienti finali possano partecipare al MPPA per il tramite del proprio trader al quale abbiano conferito mandato per il dispacciamento.

Ciò consentirebbe di superare tale limite, consentendo la partecipazione tramite utenti qualificati cui più produttori/clienti potrebbero dare mandato, similmente a come avviene per il mercato del dispacciamento gestito da Terna e in relazione al Capacity Market. Tuttavia, in tale contesto, occorrerà valutare i rischi derivanti dall’aggregazione.

Analoghe valutazioni potrebbero essere svolte anche in merito alla partecipazione al MPPA da parte dei clienti finali energivori.

Anche il Prezzo di Riserva desta diversi dubbi, in quanto non consentirebbe alle parti di mantenere il medesimo cash flow previsto al momento della conclusione del PPA. 

Occorrerà dunque attendere la pubblicazione degli esiti delle consultazioni avviate da GSE e GME per comprendere se i dubbi e i suggerimenti degli operatori del mercato saranno tenuti in considerazione nella costruzione del MPPA e nella strutturazione del ruolo del GSE quale garante di ultima istanza.

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[1] In particolare, si prevede che il MTE venga suddiviso in due comparti: il mercato dei contratti a termine (“MCT”) nel quale continueranno ad essere negoziati i contratti attualmente negoziabili sul MTE e il MPPA.

[2] Ad esempio, in caso di mancato adempimento agli obblighi assunti ai sensi del contratto di adesione.

Segnatamente, con la tale pronuncia il TAR ha chiarito che la disciplina primaria – rappresentata, nel caso di specie, dall’art. 20 del D.Lgs 199/2021 in materia di aree idonee – in quanto proveniente da fonte legislativa, rende “cedevoli” eventuali vincoli paesaggistici regolati da piani territoriali e da prescrizioni delle NTA.

Per l’effetto, è stato stabilito che, laddove il relativo progetto ricada in area idonea ex lege, la PAS non può essere negata in virtù di vincoli territoriali preesistenti senza tener conto del dato normativo nazionale.

Nella fattispecie in questione, il Comune di Larino aveva trascurato il contesto legislativo nazionale (nel segno, l’art. 20, co. 8, c-ter, n. 1 e n. 2) reputando un progetto fotovoltaico di potenza pari a circa 5 MW incompatibile con il Piano Territoriale Paesistico Ambientale (negando la relativa PAS) nonostante lo stesso ricadesse in area idonea.

A tal riguardo, il TAR Molise ha evidenziato che la disciplina regionale e comunale evocata nei provvedimenti impugnati deve ritenersi superata sia dalla disciplina statale in materia di aree idonee sia dalla disciplina regionale (i.e., la DGR n. 158/2023 con cui i criteri localizzativi sono state adeguati alle disposizioni nazionali).

È stato, dunque, ribadito che le disposizioni regionali o locali, recanti vincoli o prescrizioni alla installazione di impianti FER possano restare valide, nelle more dell’emanazione dei decreti attuativi ex art. 20 del D.Lgs. 199/2021, esclusivamente per le parti che non confliggono con la normativa nazionale (sul punto si veda, anche, la nota del Ministero dell’Ambiente e della Sicurezza Energetica prot. n. 124474 del 28 luglio 2023 fornita in riscontro ad un interpello su un caso analogo).

I giudici amministrativi si sono inoltre soffermati su due ulteriori profili di rilievo non marginale nel contesto dello sviluppo di progetti rinnovabili, sottolineando che:

• in ambito autorizzativo gli enti locali non possono limitarsi a recepire acriticamente i pareri contrari della Soprintendenza, per di più se i progetti ricadono in area idonea e, dunque, ai sensi dell’art. 22 del D.Lgs 199/2021, quest’ultimi sono “non vincolanti”;

• una ragionevole valutazione dell’effetto cumulo ai fini paesaggistici non può che tener conto, ai fini della valutazione del reale impatto percettivo di un progetto fotovoltaico, dei soli impianti limitrofi già esistenti e/o approvati e non anche di quelli ancora in fase autorizzativa. 

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Osservando in dettaglio l’evoluzione del mercato nell’anno passato e nel primo trimestre 2025 è stato senz’altro possibile notare come il processo di transizione in atto non riguardi ormai più soltanto la generazione di energia da fonti rinnovabili e la riduzione di emissioni, ma più genericamente la diversificazione delle fonti di produzione ed il prospettico ammodernamento delle infrastrutture di rete, visto il crescente bisogno di flessibilità, conseguente alla diversificazione delle fonti di produzione non programmabili – insieme all’integrazione delle infrastrutture digitali nelle reti, che avrà verosimilmente un ruolo significativo anche nel miglioramento proprio nella gestione delle reti.

Le nuove direttrici di crescita: storage e biometano.

In questo quadro generale, accanto a operazioni di rilievo nei settori delle reti elettriche e metano e LNG, l’attenzione degli investitori si è quindi progressivamente rivolta al mercato dell’accumulo elettrochimico (storage, BESS) e allo sviluppo e/o conversione di progetti dedicati alla produzione di biometano da rifiuti organici e reflui/sottoprodotti agricoli, quest’ultimo supportato  del Decreto del MASE 15 settembre 2022, che ha potuto beneficiare delle risorse rese disponibili dai fondi europei al PNRR, mentre l’approssimarsi dei relativi termini di entrata in esercizio sta riducendo le prospettive di ritorno sull’investimento e quindi le valorizzazioni.

Nel primo caso, elemento a supporto degli investimenti è stato il favorevole quadro regolatorio che ha introdotto il nuovo meccanismo “MACSE” (Meccanismo di Approvvigionamento della Capacità di Stoccaggio Elettrico) per regolare l’approvvigionamento di capacità di stoccaggio da parte di Terna la cui prima asta si terrà il 30 settembre 2025, ma fonti di cash flow potrebbero essere costituite anche dai contratti di off take, di tolling oltre che dal Capacity Market anche combinati tra loro oltre che con un approccio merchant grazie all’attesa diffusione degli optimization agrement. 

Parallelamente, nel 2024 il biometano si è imposto come vettore strategico grazie al supporto economico offerto Piano Nazionale di Ripresa e Resilienza (PNRR) che ha previsto circa 1,7 miliardi di Euro a supporto della produzione di gas rinnovabile, innescando investimenti su numerosi progetti di scala industriale, sostenuti da tariffe incentivanti – di cui le prime due a scadenza proprio alla fine del 2024 nel primo trimestre accesso prioritario alla rete. 

Lo scorso 7 giugno, l’ammontare delle risorse è stato peraltro incrementato grazie all’approvazione da parte della Commissione della richiesta italiana di procedere con la riallocazione di 640 milioni di Euro dalla misura originariamente dedicata all’idrogeno nei settori industriali hard to abate verso lo sviluppo del mercato del biometano, con scadenza a giugno 2026. Si tratta di una misura significativa che potrebbe comunque non raggiungere i suoi obiettivi in considerazione dello sfidante termine per l’entrata in esercizio degli impianti. 

Nel determinare i flussi di cassa degli investimenti negli impianti di produzione di biometano dovrebbe inoltre tenersi in considerazione che l’articolo 5-bis del DL Agricoltura ha introdotto estensione della definizione di biometano autoconsumato anche al biometano consumato, in un sito diverso da quello di produzione, da parte di un cliente finale attivo nei c.d. settori “hard to abate” che abbia sottoscritto con il produttore apposito contratto di compravendita del biometano, cioè un c.d. corporate BPA o CBPA e che il 16 maggio 2025, il GSE ha pubblicato le nuove regole applicative DM Biometano, le quali meglio dettagliano i principali termini e condizioni dei CBPA, i principali requisiti oggettivi che dovranno essere rispettati dall’impianto biometano di volta in volta rilevante e i requisiti soggettivi delle parti interessate alla sottoscrizione di un CBPA. Tali norme hanno creato i presupposti di un crescente mercato che potrebbe determinare una diversa valorizzazione degli asset nell’ambito delle operazioni di M&A che abbiano ad oggetto tali asset.

Il quadro normativo e gli ulteriori strumenti di supporto alle energie rinnovabili 

L’attuale quadro normativo, sebbene complesso, offre significative opportunità agli operatori del settore. Tra gli strumenti più rilevanti i meccanismi FER X Transitorio per l’incentivazione delle FER mature (impianti solari, eolici, idroelettrici e a gas residui) e l’atteso FER X a regime, favorendo così la bancabilità di un maggior numero di progetti sino ad ora basata sostanzialmente solo sullo scarso accesso al FER 1 oltre che sui Long Term Trader PPA e sui Long Term Corporate PPA fisici e virtuali dotati di specifiche caratteristiche.

Riguardo al FER 2 – che punta a sostenere la realizzazione di 4,6 GW complessivi tra il 2024 e il 2028 - proprio ad inizio 2025 sono state pubblicate le regole operative che regole delle procedure competitive che ne determineranno l’assegnazione in misura variabile tra i tra i 100 €/MWh e i 300 €/MWh a seconda della tecnologia e della potenza ed un evidente regime di favore per l’eolico off-shore con 3,8 GW. La grande attesa per l’avvio dei bandi dedicati all’eolico off-shore è però destinata a perdurare in attesa di un adeguato numero di progetti che possano partecipare ad aste veramente competitive.

Il FER X Transitorio – il cui decreto di approvazione risale al febbraio scorso – ha destinato invece 9.7 miliardi di euro ad un meccanismo temporaneo pensato per promuovere la realizzazione di nuovi impianti il cui bando verrà pubblicato il 14 luglio 2025, come dichiarato dal responsabile degli affari regolatori del GSE, Ing. Davide Valenzano in occasione di un convegno tenutosi presso la sede di Milano di ADVANT Nctm e ciò in attesa del meccanismo FER-X a regime che dovrebbe essere approvato entro l’autunno del 2025 e favorire la realizzazione di impianti addizionali per il periodo 2026 - 2029..

Ugualmente incentrato sul meccanismo dei contratti per differenza (CfD) è il meccanismo c.d. Energy Release 2.0, introdotto dal Decreto Legge Nr. 11 del 9 dicembre 2023, come successivamente modificato, per il quale si rimane in attesa della definizione delle regole ad esito del confronto tra MASE e Commissione Europea 

Le menzionate misure  si inseriscono, inoltre, in un quadro normativo generale riorganizzato dal Testo Unico sulle Rinnovabili, adottato sempre lo scorso anno - che su input della normativa europea - ha finalmente portato semplificazioni procedurale e razionalizzazione in materia di autorizzazioni, semplificando processi e chiarendo incertezze interpretative e per il quale si attendono le ulteriori evoluzioni che saranno contenute nel correttivo atteso entro la fine dell’anno.

Rispetto alle previsioni, l’Italia continuerà a rappresentare un mercato attrattivo per gli investimenti di fondi tradizionali e infrastrutturali anche grazie alla bancabilità dei progetti supportata dai regimi incentivanti e per la rilevante numerosità di route to marker rese disponibili dal MASE.

Tale attrattività riguarderà inoltre i settori a servizio delle nuove installazioni quali EPC Contractor e O&M Operator oltre alle ESCO e agli operatori genericamente attivi nell’efficienza energetica, ma la frammentazione del mercato sembra costituire un ostacolo.

I rischi collegati alla saturazione virtuale della rete 

In considerazione dello stato early stage di molte iniziative di sviluppo di impianti FER per le quali è stata prenotata la capacità di rete (e non ancora validato il relativo progetto), è verosimile che molti di questi progetti non siano mai realizzati. 

In tale contesto, negli ultimi mesi il MASE e Terna hanno avviato la predisposizione di strategie volte a scongiurare potenziali rischi di congestione virtuale della rete legati al considerevole quantitativo di richieste di allaccio correlate a tali progetti embrionali. 

Entro la fine dell’anno dovrebbe quindi essere approvato un quadro regolatorio in materia di connessione alla rete pressoché rivoluzionato rispetto a quello vigente che potrebbe avere un rilevante impatto sugli attuali e futuri investimenti nel settore delle rinnovabili.

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Tra questi, i data center rappresentano il fulcro della nuova pressione sulla rete. Secondo stime di settore, entro il 2030 la sola Lombardia – e in particolare l’area metropolitana di Milano – potrebbe assorbire diversi gigawatt di potenza aggiuntiva per alimentare strutture di cloud computing, intelligenza artificiale e servizi digitali avanzati. Aumenti di domanda tanto concentrati sul territorio rischiano di superare la capacità di prelievo disponibile nelle cabine primarie e nelle dorsali di alta tensione.

I data center, infrastrutture centrali per cloud computing, intelligenza artificiale, servizi finanziari e telecomunicazioni, stanno moltiplicando la loro presenza nell’area metropolitana di Milano, attratti dalla qualità delle infrastrutture, dalla connettività e dalla prossimità ai grandi operatori ICT. Ma questo sviluppo ha un costo energetico significativo.

Il fenomeno sta già emergendo nelle valutazioni di Terna e delle società di distribuzione locale, che rilevano colli di bottiglia e richieste di connessione che superano la capacità tecnica installata. A differenza delle centrali tradizionali o degli impianti industriali del passato, i data center richiedono alimentazione costante, stabile e ad alta intensità, spesso con richieste nell’ordine delle centinaia di megawatt per singolo sito.

In parallelo, il fabbisogno di elettricità sarà amplificato dalla decarbonizzazione dei consumi, con l’elettrificazione di settori come i trasporti, il riscaldamento e i processi industriali. Ne emerge un quadro in cui la rete dovrà non solo accogliere sempre più fonti rinnovabili distribuite, ma anche distribuire energia in modo capillare e affidabile ai nuovi poli di domanda, spesso localizzati in zone già dense di carichi.

Questo scenario rende urgenti investimenti infrastrutturali, il potenziamento delle reti di trasmissione e distribuzione, l’adozione di soluzioni digitali per la gestione intelligente dei flussi energetici e una pianificazione coerente con i piani di sviluppo urbano e industriale. L’equilibrio tra domanda e offerta elettrica non è più solo una questione di produzione, ma sempre più di capacità di assorbimento e resilienza della rete.

Secondo quanto attualmente emerso, in questo contesto, Terna avrebbe pensato ad un meccanismo simile a quello dell’“Open Season”, previsto per le domande in immissione, anche per le domande in prelievo derivante da nuovi Data Center. In particolare, i potenziali utenti in prelievo, durante il periodo di Open Season, dovranno manifestare il loro interesse e impegno per l’utilizzo della capacità futura. Non si tratterebbe, dunque, di una vera e propria asta, ma sarà data precedenza ai soggetti che per primi otterranno l’autorizzazione.

* Questo articolo è il secondo di una serie di articoli pubblicati sulla saturazione virtuale della rete. Il primo è raggiungibile a questo indirizzo

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Abbiamo discusso di questo meccanismo e delle sue implicazioni per il sistema elettrico nazionale nel corso del convegno organizzato dal Dipartimento Energy & Infrastructure di ADVANT Nctm presso la sede di Milano il 18 giugno 2025 - a cui hanno partecipato il Dott. Federico Boschi capo Dipartimento Energia del MASE e l’ing. Davide Valenzano, responsabile degli affari regolatori del GSE, oltre a Tommaso Barbetti di Elemens - dedicato al nuovo Market Design e alle Route To Market disponibili per i produttori da FER.

1. Natura e struttura giuridica del FER Z

Il FER Z si differenzia dai precedenti modelli (come il FER X) per la sua architettura decentralizzata. Mentre nel sistema FER X vige un approccio “pay-as-produced” tra lo Stato e il produttore, il FER Z introduce una disintermediazione contrattuale tra asset produttivo e incentivo, valorizzando il ruolo degli aggregatori, quali trader e utility.

Questi soggetti stipuleranno un Contract for Difference (CfD) con il Gestore dei Servizi Energetici (GSE) sulla base di profili predefiniti di consegna energetica (es. baseload o peakload), e contemporaneamente dovranno approvvigionarsi di energia da un portafoglio eterogeneo di impianti, di cui almeno il 70/80% da FER di nuova realizzazione (solare, eolico, idroelettrico e accumuli) per soddisfare tali obblighi.

A loro volta gli aggregatori, quindi, dovranno stipulare: 

1. PPA virtuali (CfD) con i vari produttori che compongono il suddetto portafoglio e che oggi sono soggetti che parteciperebbero direttamente al FER X;

2. contratti di acquisto della disponibilità di storage o contratti di time-shifting MACSE,

per poter comporre e rispettare il profilo promesso in favore del GSE.

In ultima istanza, si tratta di un Corporate PPA virtuale baseload o peakload dove il GSE ha il ruolo della corporation.

2. Profili giuridici e criticità regolatorie

Il FER Z comporta maggiori complessità contrattuali e rischio operativo, poiché richiede all’aggregatore non solo di garantire la continuità della fornitura secondo profili orari, ma anche di gestire attivamente il portafoglio produttivo e l’equilibrio economico tra CfD e acquisti a mercato.

Dal punto di vista giuridico, si tratta di un sistema incentivante ibrido che incorpora elementi tipici dei Corporate PPA e del capacity market di Terna. L’incentivo non è più legato alla mera produzione, ma al rispetto di un profilo teorico di produzione, che dovrà essere garantito lungo un orizzonte temporale definito (verosimilmente annuale).

Come dichiarato dal Dott. Boschi, la Commissione europea ha per il momento espresso riserve sull’efficienza tecnologica e sulla compatibilità del FER Z con la disciplina UE sugli aiuti di Stato, nonché sull’efficacia del meccanismo in relazione agli aspetti di manutenzione programmata degli impianti, questione rilevante anche per il FER X.

3. Implicazioni per il mercato e prospettive normative

Dal punto di vista del diritto dell’energia, il FER Z rappresenta un passo verso una maggiore integrazione concorrenziale delle rinnovabili nei mercati energetici. Si prevede che questo schema possa contribuire per circa 5 GW baseload, con una potenza installata necessaria stimata fino a 20 GW.

In termini operativi, è prevista una consultazione pubblica (non ancora iniziata) e l’avvio delle prime aste non prima del 2026, con una durata potenziale fino al 2029. Il sistema sarà modulato sulla base della complementarietà con altri strumenti (FER X, PPA di mercato) per evitare sovrapposizioni o distorsioni, fermo restando che i vari meccanismi/strumenti dovranno convivere.

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Con il termine “BPA” (biomethane purchase agreement) ci si riferisce alla categoria di contratti a lungo termine aventi ad oggetto la fornitura di un determinato volume di biometano prodotto da un impianto di generazione - in fase di sviluppo e, quindi, da realizzarsi, o già realizzato - ad un soggetto acquirente. L’acquirente potrà essere, alternativamente, un “trader” oppure un cliente finale, a partire dalla data di efficacia della Legge n. 101/2024 che ha convertito il Decreto-legge n. 64/2024 (“DL Agricoltura”). In particolare, l’articolo 5-bis del DL Agricoltura prevede l’estensione della definizione di biometano autoconsumato anche al biometano consumato, in un sito diverso da quello di produzione, da parte di un cliente finale attivo nei c.d. settori “hard to abate” che abbia sottoscritto con il produttore apposito contratto di compravendita del biometano, cioè un c.d. corporate BPA o CBPA. 

In data 16 maggio 2025, il GSE ha pubblicato le nuove regole applicative (“Regole Applicative”) di cui all’articolo 12 del Decreto del MASE 15 settembre 2022 (“DM Biometano”), le quali meglio dettagliano i principali termini e condizioni dei CBPA, i principali requisiti oggettivi che dovranno essere rispettati dall’impianto biometano di volta in volta rilevante e i requisiti soggettivi delle parti interessate alla sottoscrizione di un CBPA. 

2. Caratteristiche dell’Impianto

Con riferimento ai requisiti relativi agli impianti sottesi ad un CBPA:

• l’impianto dovrà produrre biometano dalla digestione anaerobica di biomassa proveniente dallo svolgimento di attività agricole, forestali, di allevamento, alimentare e agroindustriale, cioè dovrà trattarsi di un impianto c.d. agricolo;

• l’impianto dovrà beneficiare della tariffa incentivante di cui al DM Biometano.

3. Caratteristiche del cliente finale

Con riferimento, invece, ai requisiti soggettivi relativi alle parti di un CBPA, nel caso in cui l’impianto sotteso al CBPA sia connesso ad una rete pubblica, le Regole Applicative hanno precisato che il cliente finale dovrà essere principalmente attivo in un settore identificato come “Hard to Abate”, tra cui rientrano (a fini esemplificativi) cementifici, acciaierie, cartiere, vetrerie, imprese siderurgiche e chimiche. Tale requisito soggettivo non è invece richiesto con riferimento al caso in cui l’impianto oggetto del CBPA sia connesso ad una rete chiusa.

4. Caratteristiche dell’Accordo di compravendita di biometano

L’accordo di compravendita di biometano di cui all’art. 5-bis del DL Agricoltura potrà essere sottoscritto sia anteriormente che posteriormente all’entrata in esercizio dell’impianto di biometano di volta in volta rilevante e dovrà essere trasmesso al GSE. Inoltre, detto tipo di accordo dovrà necessariamente rispettare requisiti e contenuti minimi dettagliatamente esposti nelle Regole Applicative ed elencati di seguito.

In primo luogo, il CBPA dovrà avere ad oggetto l’intero volume di biometano prodotto dall’impianto di volta in volta rilevante e le relative garanzie di origine.

In secondo luogo, la durata dovrà essere almeno di un anno.

Infine, il CBPA dovrà includere ulteriori di previsioni volte a garantire che il produttore sia soggetto alle istruzioni del cliente finale autoconsumatore.

5. Osservazioni conclusive

Alla luce di quanto considerato, le Regole Applicative permettono di completare il panorama delle fonti normative e regolatorie necessarie alla negoziabilità di corporate biomethane purchase agreements, i quali potrebbero assumere una rilevanza fondamentale e crescente all’interno del panorama contrattuale del mercato energetico italiano data sia la diffusione di un numero via via maggiore di impianti di generazione di biometano derivante dalla purificazione del biogas da fermentazione anaerobica di biomassa agricola sia la rilevanza che accordi di questo tipo possono rivestire per clienti finali con particolare riferimento ad obiettivi interni di sostenibilità e decarbonizzazione oltre che all’adempimento degli obblighi di cui al sistema ETS (Emission Trading Scheme) europeo.

Le Regioni dove si concentra il maggior numero di richieste sono quelle del centro sud e, in particolare, Puglia, Sicilia, Sardegna, Basilicata e Lazio.

Siamo ben oltre gli obiettivi di decarbonizzazione definiti dal PNIEC e in base ai quali l’Italia è tenuta ad installare entro il 2030 “appena” 65 GW di nuova capacità rinnovabile; quindi, appena un quinto della capacità attualmente prenotata sulla rete.

Una notevole percentuale delle pratiche di connessione risulta essere tuttavia ancora in uno stato di avanzamento embrionale o quasi. Difatti:

• per 59.47 GW le relative STMG sono ancora da accettare;

• per 153.07 GW le STMG sono state accettate (ma il progetto delle opere di rete non è ancora in valutazione);

• per 72.63 GW i progetti delle opere di rete sono ancora in valutazione da parte del gestore;

• per 57.96 GW i relativi progetti hanno ricevuto il nulla osta (i.e., sono stati “validati” o “benestariati);

• per 8.11 GW è stata rilasciata la STMD.

Se si cambiano gli addendi e si prendono in esame unicamente i progetti benestariati e per i quali è stata rilasciata la STMD, il conteggio di cui sopra scende a 66,07 GW, in linea con gli obiettivi PNIEC ma ben al di sotto della potenza attualmente prenotata.

È verosimile che, atteso il loro stato early stage, molte delle iniziative per le quali è stata prenotata la capacità di rete (e non ancora validato il relativo progetto) non vadano a buon fine; per l’effetto, si è dinanzi ad un potenziale sovradimensionamento delle infrastrutture di rete. 

In tale contesto, negli ultimi mesi il MASE e Terna si sono messi al lavoro per studiare delle strategie volte a scongiurare potenziali rischi di congestione virtuale della rete legati al considerevole quantitativo di richieste di allaccio correlate a tali progetti embrionali.

Andando per ordine:

• il 14 marzo Terna ha pubblicato il piano di sviluppo per la rete 2025 dedicando un apposito capitolo alla programmazione territoriale efficiente e agli interventi di connessione;

• nell’ambito della conversione in legge del c.d. DL Bollette, intervenuta il 24 aprile, il MASE ha presentato un emendamento (poi ritirato) volto ad apportare significative modifiche alla disciplina degli iter di connessione tramite l’introduzione di nuove modalità di prenotazione della capacità di rete nonché specifici criteri di priorità;

• il 28 aprile è stato dato avvio ad un celere processo di consultazione riservato alle associazioni di categoria sulla nuova disciplina ipotizzata dal MASE;

• al principio del corrente mese il Ministro ha dichiarato che la disciplina in questione – che dovrebbe avere i medesimi tratti di quella (quasi) introdotta tramite il DL Bollette – troverà prossimamente espressa regolamentazione mediante un emendamento o un decreto ad hoc (sulla base di recenti dichiarazioni del direttore generale mercati e infrastrutture energetiche del MASE, tale provvedimento dovrebbe entrare in vigore entro la fine del 2025).

Ebbene, dall’analisi congiunta della succitata documentazione e delle informazioni ad oggi disponibili sembrerebbe emergere – con l’eccezione degli impianti off-shore che appaiono esclusi dall’ambito oggettivo di applicazione della norma – un quadro regolatorio in materia di connessione alla RTN pressoché rivoluzionato rispetto a quello vigente e di cui si riepilogano di seguito i principali tratti distintivi di rilievo per gli attuali e futuri investimenti nel settore delle rinnovabili.

• Le microzone

Per la definizione delle soluzioni di connessione è previsto il passaggio dalla attuale gestione per “singola” pratica a una gestione basata sul disegno di soluzioni “complessive”.

In quest’ottica, c’è l’esordio del concetto di “microzona”, ovvero una porzione di RTN sub-regionale (e, quindi, sub-zonale) e che, da una prima mappatura svolta da Terna, vede delinearsi 76 diverse microzone.

Il nuovo iter di connessione prevede, quindi, una analisi: (i) inter-microzonale, valutando la capacità accoglibile in ciascuna microzona compatibilmente con i vincoli di scambio tra microzone e con il grado di congestione di quella determinata microzona; e (ii) intra-microzonale, disegnando per ciascuna microzona una soluzione di connessione complessiva in grado di accogliere la capacità stimata sulla base dell’analisi inter-microzonale.

I dati afferenti a ciascuna microzona saranno consultabili dagli operatori tramite il portale telematico TE.R.R.A. gestito da Terna e soggetto ad aggiornamento trimestrale a seconda dell’andamento dello sviluppo dei progetti risultati assegnatari di capacità di rete.

Sul portale sarà quindi consultabile la fotografia della capacità massima addizionale da fonti rinnovabili e da accumuli – fatta eccezione per quella relativa agli impianti off-shore – assegnabile in ciascuna microzona.

• Le procedure di allocazione della capacità

Sulla base del precedente emendamento poi ritirato:

• l’allocazione della capacità di rete disponibile e le relative soluzioni di connessione dovrebbero essere rilasciate mediante procedure trasparenti e non discriminatorie da indire secondo modalità procedurali stabilite dall’ARERA entro 180 giorni dall’entrata in vigore della nuova disciplina;

• per gli operatori che, all’esito delle procedure competitive, siano risultati assegnatari di capacità di rete e che abbiano già ottenuto la PAS o l’Autorizzazione Unica, la relativa capacità di rete dovrebbe essere assegnata in via definitiva.

L’attuale modalità di analisi delle richieste di connessione prevede un criterio sequenziale di assegnazione delle soluzioni di connessione con valutazioni condotte one to one con gli operatori per ciascuna richiesta.

Diversamente, con le novità in corso di introduzione, sembrerebbe che il gestore faccia una valutazione a monte definendo una soluzione complessiva applicabile alla relativa microzona e proceda all’assegnazione della capacità di rete non mediante procedimenti singoli avviati su istanza degli operatori interessati bensì mediante vere e proprie procedure pubbliche (le quali, in linea con l’obbligo di connessione di terzi alla RTN, almeno in teoria, non dovrebbero essere “competitive” nel verso senso della parola).

Un vantaggio non indifferente sarà riservato ai progetti che hanno ottenuto il titolo autorizzativo, per i quali sarà prevista l’assegnazione in via definitiva della relativa capacità.

• I progetti in corso e le STMG già rilasciate

Come anticipato, i principi, i criteri funzionali e le modalità operative di allocazione della capacità di rete tramite le suddette procedure trasparenti dovrebbero essere dettagliate da ARERA tramite un provvedimento ad hoc da emettere entro 180 giorni dall’entrata in vigore della nuova disciplina.

A tal riguardo, tra le novità di maggior rilievo, anche e soprattutto per le iniziative avviate o in fase di avviamento, figura la previsione in base alla quale a far data dalla pubblicazione del provvedimento adottato dall’ARERA, le soluzioni di connessione riferite a progetti rinnovabili o accumuli non abilitati o autorizzati, già rilasciate ma non validate dal gestore di rete, perderanno efficacia.

In poche parole, se si guarda al quadro attuale, laddove tale norma fosse già in vigore e il provvedimento di ARERA già adottato, le pratiche inerenti a circa 202 GW di potenza cadrebbero nel nulla, costringendo gli operatori a dover necessariamente prendere parte alle procedure trasparenti di cui sopra per prenotare la capacità necessaria a portare avanti le proprie iniziative di sviluppo. 

Le innovazioni che il MASE si accinge ad introdurre rivestono con tutta evidenza una notevole portata per le attuali e future iniziative di sviluppo di progetti rinnovabili.

Laddove, infatti, le disposizioni previamente inserite e poi ritirate dal DL Bollette dovessero essere integralmente confermate:

• diventerà ancora più dirimente accelerare e snellire le procedure autorizzative connesse allo sviluppo delle rinnovabili visto che, in buona sostanza, i progetti che ottengono più velocemente il titolo abilitativo saranno quelli che otterranno per primi la capacità di rete in via definitiva, a discapito dei progetti che vanno a rilento, i quali vedranno aumentare il rischio di perdere la capacità assegnata nel contesto della procedura indetta da Terna in caso di saturazione definitiva della relativa micro-zona;

• è verosimile che per le iniziative in stato più avanzato si assista nei prossimi mesi ad una vera e propria corsa al benestare onde tentare di prevenire il rischio di decadenza delle STMG ottenute;

• è altrettanto verosimile che – laddove fosse confermata l’assenza di qualsivoglia clausola di salvaguardia per i progetti per i quali la STMG è stata già accettata o il relativo progetto delle opere di rete sia in corso di valutazione dal gestore – si assista al proliferare di molteplici contenziosi da parte degli operatori interessati a causa dell’improvviso venir meno del loro diritto acquisito sulla capacità di rete previamente prenotata. In merito, si precisa che l’eventuale cessazione di efficacia delle STMG non dovrebbe essere immediatamente conseguente all’entrata in vigore della norma, bisognerà infatti attendere la successiva disciplina dell’ARERA (volendo ipotizzare che la normativa entri in vigore entro fine giugno, la conseguente disciplina dell’ARERA dovrebbe essere disponibile entro dicembre 2025 – i.e., entro 180 giorni).

È bene puntualizzare che si è dinanzi a considerazioni meramente preliminari, difatti per avere un quadro chiaro, completo ed esaustivo in merito alla futura nuova disciplina sarà necessario attendere l’entrata in vigore della normativa e dei successivi provvedimenti attuativi dell’ARERA.

Saranno inoltre da osservare anche i risvolti applicativi dell’innovazione normativa per valutare se la stessa sarà effettivamente idonea o meno a garantire una programmazione efficiente delle infrastrutture della RTN e, al contempo, a tutelare i player di mercato prevenendo e non creando nuovi colli di bottiglia.

[1] Dati tratti dalla piattaforma econnextion di Terna.

Nei giudizi definiti con le sentenze nn. 324 e 325/2025, le vicende sono speculari. Era stata presentata un’istanza per il rilascio del Provvedimento Autorizzatorio Unico Regionale ex art. 27 bis del D.lgs. n. 152/2006 per la realizzazione di un impianto fotovoltaico e delle relative opere di connessione alla rete elettrica nazionale. A tale istanza, l’Amministrazione aveva risposto solo tre anni dopo chiedendo un’integrazione documentale. Dopo aver adempiuto a tale richiesta, l’Amministrazione però era rimasta inerte non rispettando così il termine di conclusione del procedimento stabilito in 230 giorni.

Invece, nel giudizio definito con la sentenza n. 326/2025 era stata presentata un’istanza per il rilascio dell’Autorizzazione Unica per la costruzione e l’esercizio di un impianto fotovoltaico, cui la Regione aveva dato seguito solo due anni dopo tramite richiesta di integrazione documentale. Anche in questa fattispecie, l’Amministrazione era rimasta inerte violando il termine di 90 giorni per concludere il procedimento.

L’art. 31 c.p.a. al comma 2 stabilisce che l’azione avverso il silenzio “può essere proposta fintanto che perdura l’inadempimento e, comunque, non oltre un anno dalla scadenza del termine di conclusione del procedimento”.

In tutte e tre i giudizi questo termine decadenziale risulta ampiamente decorso, ma il TAR Basilicata ha invece accolto tutti i ricorsi. Questo perché ha ritenuto che la risposta alla richiesta di integrazione documentale - proveniente dall’Amministrazione - costituisca un evento interruttivo del termine, mentre sarebbe ininfluente l’istanza di sospensione ex art. 27 bis, co. 5, secondo periodo, del D.lgs. n. 152/2006 avanzata dal privato e concessa dall’Amministrazione.

Perciò, siccome dalla data in cui la ricorrente aveva risposto alla richiesta di integrazione documentale era iniziato a decorrere il rimanente termine procedimentale per indire la Conferenza di servizi, il TAR in tutti e tre i giudizi ha condannato la Regione Basilicata a convocare la Conferenza dei servizi e a concludere il procedimento.

Nello specifico, i vari attori coinvolti in tali configurazioni possono beneficiare:

• di incentivi sotto forma di tariffa incentivante sulla quota di energia condivisa per un contingente di potenza massimo pari a 5 GW;

• a determinate condizioni (in particolare nel caso di CER sviluppati in Comuni con popolazione inferiore a 5.000 abitanti), di contributi a fondo perduto a valere sul PNRR (benché nei limiti del 40% dei costi di investimento) con risorse stanziate pari a 2,2 miliardi di euro con un target di 1,73 GW di potenza installata.

Se si guarda al contributo PNRR alla data del 19 maggio u.s. sono state presentate richieste per una potenza complessiva di appena 420 MW (con una media di 90 kW a CER), di cui risultano ammesse meno della metà (43%).

A circa cinque mesi dal termine ultimo per l’accesso alla misura (30 novembre 2025) siamo, dunque, ancora molto lontani dall’obiettivo di 1,73 GW ipotizzato alla fine del 2023 (nel segno mancano ancora all’appello circa 1.3 GW).

Purtroppo, la situazione non appare più rosea se dal fronte del PNRR ci si sposta sul versante delle tariffe incentivanti.

Per quest’ultime sono state infatti presentate domande per una potenza complessiva di circa 130 MW (con una media 120 kW a CER); per tale meccanismo i termini di scadenza sono più dilatati (è possibile accedere fino al 31 dicembre 2027) ma in ogni caso il contingente stimato appare difficilmente passibile di erosione, scontando odiernamente un divario di circa 4.9 GW.

Lo scenario dipinto appare derivare, da un lato, da obiettivi politici con tutta evidenza eccessivamente ambiziosi e, dall’altro, dalle oramai risapute complessità dei passaggi burocratici e attuativi che caratterizzano la costituzione e gestione delle CER e che ne hanno considerevolmente ostacolato la diffusione.

In tale contesto, nel dare seguito alle dichiarazioni pubbliche recentemente rilasciate dal Ministro Pichetto Fratin, nelle ultime settimane il legislatore ed il MASE hanno provato a dare una nuova spinta alle comunità energetiche, innovando con modifiche di rilievo non marginale il quadro normativo di settore. 

Il riferimento è, segnatamente, ai seguenti due fronti di intervento: 

• estensione dei soggetti ammessi a partecipare alle comunità - introdotta con il Decreto Legge 29 marzo 2025, n. 19, convertito nella Legge 24 aprile 2025, n. 60 (anche noto come “Decreto Bollette”); e 

• aggiornamento delle modalità di accesso ai contributi a fondo perduto PNRR, disciplinata tramite un nuovo decreto ministeriale attualmente soggetto al controllo della Corte dei Conti.

Le novità del Decreto Bollette

In prima battuta, al fine di incrementare i canali di accesso alle CER, il DL Bollette ha agito sul perimetro soggettivo di applicazione della norma, ampliando in modo non indifferente la platea dei soggetti che possono costituire o aderire a una Comunità Energetica Rinnovabile. 

Nello specifico, in aggiunta ai soggetti già previsti – ovvero persone fisiche, PMI, enti territoriali, enti religiosi e del terzo settore – sono stati espressamente inseriti come “nuovi soggetti ammessi”: (i) le aziende pubbliche di servizi alla persona (ASP); (ii) i consorzi di bonifica; (iii) gli enti e le aziende territoriali per l’edilizia residenziale pubblica; e (iv) le associazioni ambientaliste riconosciute.

Ancora, il legislatore sembrerebbe recepire i chiarimenti forniti dal GSE in merito alla c.d. CER nazionale.

Il riferimento è, nello specifico, all’eliminazione dall’art. 31, co. 1, lett. b) del D.Lgs 199/2021 dell’inciso “situati nel territorio degli stessi Comuni in cui sono ubicati gli impianti” in virtù del quale sembrerebbe che i soci o membri della CER possano ora essere situati anche in Comuni diversi da quelli in cui sono presenti gli impianti.

Quanto sopra, con l’eccezione dei soggetti titolari dei c.d. poteri di controllo (i.e., come chiarito dal GSE, quei poteri attribuiti al fine di indirizzare la CER e garantire il conseguimento dello scopo statutario) che, diversamente, devono essere situati nel “territorio in cui sono ubicati gli impianti”.

L’intervento sembra quindi diretto a recepire alcune tendenze del settore, ormai indirizzato verso il modello “multi – configurazione”, con, da un lato, una maggior flessibilità nell’individuazione dei soggetti membri, non più necessariamente ancorata ai confini comunali e, dall’altro, sotto il profilo della governance, la costituzione di comitati di configurazione che, tramite l’esercizio dei poteri di controllo (da interpretarsi come sopra), siano nelle condizioni di assicurare, per ciascuna iniziativa, l’effettivo perseguimento dei relativi interessi territoriali.

In merito, appare tuttavia prematuro assumere una posizione definitiva; saranno infatti da attendere chiarimenti da parte delle autorità competenti (ARERA, MASE, GSE), nonché osservare i relativi risvolti applicativi dell’innovazione normativa in questione. 

Il Decreto del MASE: le nuove regole per accedere al contributo PNRR

Sempre nell’ottica di recuperare terreno e tentare di avvicinarsi ai contingenti fissati alla fine del 2023, il 16 maggio il MASE ha emesso un decreto che innova ulteriormente le modalità di accesso agli incentivi e contributi dedicati allo sviluppo di comunità energetiche rinnovabili. 

In primo luogo, nell’accogliere le istanze avanzate da diversi mesi da parte delle associazioni di categoria, l’accesso ai contributi PNRR è stato esteso alle CER sviluppate nei Comuni fino a 50.000 abitanti (in precedenza la misura era riservata ai Comuni con popolazione inferiore ai 5.000 abitanti).

La modifica ha una portata non indifferente in quanto allarga notevolmente il perimetro oggettivo di applicazione del meccanismo di sostegno.

Basti infatti pensare che i Comuni Italiani sotto i 50.000 abitanti sono circa 7.750 mentre, mentre il conteggio si ferma a circa 5.500 se si considerano esclusivamente quelli con popolazione inferiore a 5.000 abitanti. 

Di particolare rilievo risultano, inoltre, le modifiche relative all’anticipo del contributo, al cumulo dello stesso con le tariffe incentivanti e alla possibilità di andare oltre alla scadenza del 30 giugno 2026 per la connessione dell’impianto.

Segnatamente:

• è stata prevista la possibilità di richiedere, a titolo di anticipazione, fino al 30% del valore del contributo PNRR (in precedenza tale anticipazione poteva essere al massimo pari al 10%);

• in caso di cumulo tra contributi in conto capitale ed incentivi è stata esclusa l’applicabilità del fattore di riduzione delle tariffe incentivanti anche per le persone fisiche facenti parte della relativa CER (diversamente, per tale categoria, in caso di cumulo, era previsto un dimezzamento della tariffa in caso di accesso a contributi nella misura del 40% dei costi di investimento);

• è stata introdotta una maggiore flessibilità nei tempi di entrata in esercizio dei progetti, prevedendo che, ai fini dell’accesso al contributo PNRR solo per i lavori di realizzazione dell’impianto sia necessario osservare la scadenza del 30 giugno 2026 mentre, l’effettiva entrata in esercizio può avvenire entro il 31 dicembre 2027 così da mitigare eventuali penalizzazioni legati ai tempi preordinati alla realizzazione delle opere di rete e alla connessione dell’impianto.

Si tratta con tutta evidenza di innovazioni di portata non marginale per la predisposizione dei business plan da parte sia dei membri delle configurazioni sia degli eventuali produttori terzi nonché, ove necessaria, ai fini della bancabilità dei relativi progetti.

Ed infatti, in buona sostanza, è concessa la possibilità ai soggetti interessati di ottenere l’anticipazione di maggiori risorse finanziarie prima dell’avvio dei lavori, di beneficiare di maggiori profitti dalle tariffe incentivanti in caso di cumulo con il contributo e di affrontare con maggior tranquillità le scadenze correlate all’erogazione della quota a saldo del contributo PNRR.

Per la pubblicazione in Gazzetta e l’effettiva entrata in vigore si resta ora in attesa del vaglio della Corte dei Conti.

Le modifiche introdotte offrono indubbiamente nuove opportunità di sviluppo e di investimento, ciò nondimeno, permangono ancora plurime perplessità. 

Resta, in particolare, una criticità di fondo: le richieste per l’accesso ai contributi PNRR possono essere presentate fino al 30 novembre 2025 e a tale data i relativi progetti devono essere già dotati di preventivi di connessione ottenuti ed accettati nonché dei relativi titoli autorizzativi.

Tali adempimenti, come noto, anche a valle delle recenti semplificazioni introdotte per effetto del TU Rinnovabili, sono contrassegnati da tempi incerti e mal si conciliano con le scadenze stringenti correlate al contributo PNRR.

Se si assume che il decreto entri in vigore all’inizio di giugno i player di mercato avranno, infatti, appena 6 mesi di tempo per svolgere i relativi studi di fattibilità, verificare la sostenibilità economico-finanziaria degli investimenti e completare tutti i necessari passaggi burocratici dinanzi al gestore di rete e alle relative pubbliche amministrazioni (senza contare i profili societari connessi alla costituzione della CER ed eventualmente contrattuali laddove siano coinvolti anche produttori terzi).

In disparte le CER di prossima costituzione, il decreto appare dare origine a specifiche questioni operative e giuridiche anche con riguardo a quelle già costituite.

In particolare, occorrerà verificare se l’ingresso di nuove categorie di soggetti – in particolare enti pubblici e istituzioni non originariamente contemplate – comporti l’obbligo di modificare lo statuto delle CER già costituite, ad esempio per adeguarne le finalità, i requisiti di partecipazione o le modalità decisionali. pur dovendo conservare la relazione con il territorio che la normativa europea (ed anche quella nazionale) da sempre mirano a tutelare.

Tale scenario rende sempre più impellente un effettivo e sostanziale cambio di paradigma nell’ambito della definizione del quadro legislativo in materia di CER che non può più permettersi di essere visto come una barriera agli investimenti ma, anzi, dovrebbe essere di impulso agli stessi così da consentire anche ai piccoli produttori e consumatori di svolgere la propria parte nella corsa alla decarbonizzazione.

In definitiva, anche se i recenti segnali sono positivi e appaiono andare nella giusta direzione, da una visione complessiva del contesto normativo e regolatorio di riferimento, la valorizzazione e il consolidamento dell’autoconsumo diffuso nel panorama energetico nazionale appare, purtroppo, viaggiare ancora decisamente a rilento. 

Nel caso di specie, il Comune di Nardò si è limitato a constatare che il progetto non fosse compatibile con il PRG e il Piano Paesaggistico Territoriale Regionale e che, dunque, le relative aree non potessero essere classificate come idonee ai sensi dell’art. 20, co. 8, lett. a) del D.Lgs 199/2021 (i.e., siti ove sono già installati impianti della stessa fonte e in cui vengono realizzati interventi di modifica, anche sostanziale, per rifacimento, potenziamento o integrale ricostruzione che non comportino una variazione dell'area occupata superiore al 20 per cento).

Ebbene, il TAR ha rilevato che l’amministrazione ha fondato le proprie conclusioni su una lettura solo parziale (oltre che erronea) del quadro normativo in materia di aree idonee.

Nello specifico, il Comune se, da un lato, si è soffermato sull’area idonea di cui all’art. 20, co. 8, lett. a), dall’altro, ha omesso di rilevare che il progetto insisteva sulle aree di cui all’art. 20, co. 8, lett. c-ter), n. 2, anch’esse idonee all’installazione di impianti rinnovabili e citate espressamente dall’operatore nell’ambito dell’iter autorizzativo.

Si tratta, in particolare, delle aree interne agli impianti industriali e agli stabilimenti nonché le aree classificate agricole racchiuse in un perimetro i cui punti distino non più di 500 metri dal medesimo impianto o stabilimento.

Ne deriva, come sottolineato dal Collegio, il difetto di istruttoria e di motivazione delle determinazioni dell’amministrazione comunale, atteso che l’art. 20, co. 8, lett. a) del D.Lgs 199/2021 non è l’unica norma volta ad individuare le aree idonee ex lege e che è stata omessa la valutazione in ordine alla riconducibilità o meno dell’area di intervento ad ulteriori fattispecie disciplinate dal medesmo quadro legislativo.

In aggiunta, il TAR Lecce ha altresì censurato il provvedimento impugnato nella parte in cui avrebbe ritenuto il progetto incompatibile con le disposizioni del PPTR, evidenziando che, sotto il profilo motivazionale, l’amministrazione è tenuta ad una valutazione della singola fattispecie avuto riguardo alla specificità dei luoghi e dell’interesse pubblico tenendo ben presenti le norme europee in materia di promozione delle fonti rinnovabili.

La sentenza si pone nel solco di un orientamento che va man mano consolidandosi e in virtù del quale le motivazioni dell’eventuale diniego opposto alla realizzazione di impianti rinnovabili devono essere particolarmente stringenti (cfr. tra le altro, Consiglio di Stato, Sez. VI, 9 giugno 2020, n. 3696 e Sez. II, 2 maggio 2025, n.  3701).

La pronuncia in questione prende le mosse dalla richiesta di annullamento di una nota dell’Assessorato all’Energia della Regione Siciliana con cui, al fine di comprovare la disponibilità giuridica dei suoli interessati dall’istallazione dell’impianto, era stato richiesto al relativo operatore di produrre, prima del rilascio del titolo autorizzativo, copia dei contratti definitivi debitamente registrati e trascritti.

Ebbene, i giudici amministrativi hanno chiarito che, in linea con l’art. 2, co. 2 della L.R. n. 29/2015, per comprovare la sussistenza del predetto requisito, è sufficiente produrre i contratti preliminari (regolarmente registrati e trascritti).

Diversamente, il deposito del contratto definitivo può essere rinviato alla fase successiva all’emissione del provvedimento autorizzatorio.

Difatti, come sottolineato dai giudici del Tar, i negozi preliminari, anche in virtù di quanto previsto dall’art. 2932 del codice civile, in materia di esecuzione specifica dell’obbligo di concludere un contratto, sono di per sé idonei a dare evidenza della disponibilità delle aree di progetto.

Si tratta con tutta evidenza di un provvedimento di notevole rilievo, soprattutto alla luce dei significativi riflessi pratici ed economici per gli attori di mercato che, in questi ultimi mesi, si sono trovati a dover sopportare importanti costi da sostenere nell’ambito delle iniziative di sviluppo di progetti rinnovabili, attesi gli oneri non indifferenti correlati all’esecuzione dei contratti definitivi prima della positiva conclusione degli iter autorizzativi.

Si resta ora in attesa dell’udienza di merito che è stata fissata per il 24 settembre p.v. anche se, come visto, appare abbastanza chiaro l’orientamento del Collegio sul punto.

In particolare, è stato specificato che qualora l’operatore economico abbia presentato l’istanza di proroga, debitamente giustificata da elementi ostativi all’inizio dei lavori, il provvedimento di decadenza non può fondarsi sul mero dato storico della scadenza dei termini dettati nel provvedimento autorizzativo (e neppure di quelli dettati dalle proroghe successivamente concesse).

Diversamente, in questi casi, l’Amministrazione è chiamata a valutare la rilevanza degli elementi giustificativi posti a base dell’istanza di proroga. 

Nel contesto della produzione di energie rinnovabili non possono, infatti, trovare applicazione gli orientamenti tradizionali in tema di inizio dei lavori in ambito edilizio, in quanto gli impianti in questione sono accompagnati da una specificità rilevante, dovendo connettersi ad una rete elettrica. 

E’ stato quindi posto l’accento sulla differenza tra il formale inizio dei lavori in generale e l’inizio dei lavori specificamente riservato, ope legis, alla realizzazione di impianti per la produzione di energia da fonti rinnovabili. 

Nello specifico, il favor riconosciuto dall’ordinamento alla produzione di energia da fonti rinnovabili deve essere inteso come principio generale, applicabile, in quanto tale, anche al termine di “inizio dei lavori”. 

In quest’ottica, tale termine deve ritenersi rispettato tutte le volte in cui sia stato dato l’avvio all’iniziativa nei sensi specificati dall’art. 2, co. 159 della Legge n. 244/2007 (i.e, mediante l'acquisizione della disponibilità delle aree destinate ad ospitare l'impianto, nonché l'accettazione del preventivo di allacciamento alla rete, la stipulazione di contratti per l'acquisizione di macchinari o per la costruzione di opere relative all'impianto, ovvero la stipulazione di contratti di finanziamento dell'iniziativa o l'ottenimento in loro favore di misure di incentivazione etc.).

Il concetto di “avvio” ovvero di “inizio” dei lavori è, dunque, equiparato a quello di “concreto avvio della realizzazione dell’iniziativa” (cfr. inter alia, Consiglio di Stato, Sentenza, 14 gennaio 2016, n. 84).

Da ultimo e a titolo di completezza, si segnala che con le medesime pronunce in parola il Consiglio di Stato ha colto inoltre l’occasione per ribadire che un atto lesivo, quale la decadenza del titolo autorizzativo, impone il rispetto delle garanzie procedimentali di cui all’art. 7 della Legge n. 241/1990 (a meno che non sussistano ragioni di urgenza da esplicitare adeguatamente nella motivazione del provvedimento).

In merito, si riporta di seguito un sintetico e schematico riepilogo delle principali modifiche normative intervenute unitamente ad alcune preliminari considerazioni sulle loro potenziali declinazioni pratiche.

*** 

1. Accumuli elettrici termomeccanici 

Ai sensi dell’art. 3-quinquies del Decreto Bollette, in aggiunta agli impianti di accumulo elettrochimico sono espressamente inseriti tra gli interventi soggetti al regime di PAS di cui all’All. B, Sez. I, lett. aa) e di Autorizzazione Unica di cui all’All. C del TU Rinnovabili anche gli accumulatori elettrici termomeccanici. Per l’effetto:

• sono soggetti a PAS gli interventi relativi ad accumulatori elettrici termomeccanici ubicati all’interno di specifiche aree (es. nel perimetro di impianti industriali o di impianti di produzione di energia elettrica esistenti; all’interno di aree di cava ecc.) e al ricorrere di determinate condizioni (es. l’intervento non richiede variante agli strumenti urbanistici adottati ecc.);

• sono sottoposti ad AU di competenza regionale gli interventi relativi ad accumulatori elettrici termomeccanici: (a) connessi o asserviti ad impianti di produzione di energia elettrica di potenza uguale o inferiore a 300 MW autorizzati ma non ancora realizzati; (b) ubicati in aree diverse da quelle sopra descritte e relative al regime di PAS e in grado di erogare autonomamente servizi a beneficio della rete elettrica nazionale, di potenza inferiore o pari a 200 MW;

• sono sottoposti ad AU di competenza statale gli interventi relativi ad accumulatori elettrici termomeccanici: (a) connessi o asserviti ad impianti di produzione di energia elettrica di potenza superiore a 300 MW autorizzati ma non ancora realizzati; (b) ubicati in aree diverse da quelle sopra descritte e relative al regime di PAS di potenza superiore ai 200 MW. 

Sempre sul versante dei sistemi di accumulo con l’art. 3-sexies del Decreto Bollette, si prevede che il MASE, previa stipula di un’apposita convenzione, possa avvalersi del GSE in relazione ai procedimenti autorizzativi concernenti impianti c.d. storage.

Quanto sopra con l’obiettivo di efficientare i relativi iter amministrativi.

Pertanto, da un lato, si integrano espressamente le categorie di sistemi di accumulo sottoposti alla disciplina del TU Rinnovabili e, dall’altro, si prevede l’ausilio del GSE al fine di rendere più spedite le pratiche amministrative funzionali e connesse alla realizzazione di tali progetti. 

2. Accumuli idroelettrici attraverso pompaggio puro

L’art. 4-bis, co. 1, lett. a, num. 2, del Decreto Bollette modifica l’art. 9, co. 13 del TU Rinnovabili la cui previsione dispone ora che, anche per gli impianti di accumulo idroelettrico attraverso pompaggio puro, nell’ambito dei relativi procedimenti di AU (di competenza statale) si esprima, in sede di conferenza di servizi, sia il Ministero delle Infrastrutture e dei Trasporti sia la regione interessata.

Anche in tal caso si estende, dunque, la platea delle pubbliche amministrazioni da coinvolgere stabilendo espressamente che ai fini del procedimento autorizzativo debba essere sentita anche la regione interessata dal relativo progetto.

3. Impianti off-shore

Novità analoghe sono previsto anche con riguardo ai progetti off-shore.

Nello specifico, si dispone che nei procedimenti di AU relativi ad impianti off-shore (di competenza statale) in sede di conferenza di servizi debbano essere sentiti non solo il Ministero delle Infrastrutture e dei Trasporti ed il Ministero dell’Agricoltura e della Sovranità Alimentare (per gli aspetti legati all’attività di pesca marittima) ma anche la relativa regione costiera interessata. 

Lo stesso vale per gli interventi di potenziamento, ripotenziamento, rifacimento, riattivazione e ricostruzione, sostituzioni o riconversioni di impianti esistenti o autorizzati che comportino una potenza complessiva superiore a 300 MW (cfr. art. 9, co. 13, TU Rinnovabili come modificato dall’art. 4-bis, co. 1, lett. a), num. 1 del Decreto Bollette).

4. Idroelettrico 

Si estende il regime dell’attività libera agli impianti idroelettrici con capacità di generazione inferiore a 500 kW di potenza di concessione e che osservino specifici requisiti tecnico-urbanistici (e.g., realizzati su condotte esistenti senza incremento né della portata esistente; non comportino modifiche alle destinazioni d'uso ecc.) (cfr. art. 4-bis, co. 1, lett. b) del Decreto Bollette). 

L’obiettivo è tentare di agevolare lo sviluppo di determinati progetti idroelettrici che, in ragione delle loro caratteristiche tecniche-progettuali, sono idonei ad essere sottoposti ad un iter particolarmente semplificato.

In termini generali, si segnala che è previsto il regime di PAS per impianti idroelettrici di potenza <100 kW e l’AU in caso di impianti di potenza superiore a tale soglia.

5. Impianti agrivoltaici 

Con l’art. 4-bis, co. 1, lett. c) del Decreto Bollette è eliminato il riferimento agli impianti agrivoltaici dall’All. B, Sez. I del TU Rinnovabili.

La previgente versione prevedeva che erano soggetti a PAS gli impianti solari fotovoltaici o agrivoltaici di potenza fino a 1 MW.

Tale modifica sembrerebbe essere stata introdotta essenzialmente per ovviare alla discordanza di tale disposizione con l’All. A del TU Rinnovabili in base al quale agli impianti agrivoltaici di potenza inferiore a 5 MW e che consentono la continuità dell'attività agricola e pastorale si applica il regime dell’attività libera.

6. Impianti eolici 

Come anticipato gli emendamenti introdotti mediante il Decreto Bollette producono riflessi non solo sugli iter autorizzativi ma anche su quelli ambientali.

In particolare, con l’art. 4-bis, co. 2, è integrato l’Allegato IV del Codice dell’Ambiente prevedendo che siano assoggettati a screening VIA regionale i progetti di rifacimento ovvero di ripotenziamento di impianti eolici esistenti, abilitati o autorizzati, da realizzare nello stesso sito dell'impianto esistente, abilitato o autorizzato, e che comportano un incremento di potenza superiore a 30 MW. 

Si ricorda che tale potenza, in linea con quanto chiarito dal MASE (interpello prot. 65335 del 24 aprile 2023) va calcolata sulla base del solo progetto sottoposto a valutazione ed escludendo eventuali impianti o progetti localizzati in aree contigue o che abbiano il medesimo centro di interesse ovvero il medesimo punto di connessione e per i quali sia già in corso una valutazione di impatto ambientale o sia già stato rilasciato un provvedimento di compatibilità ambientale.

Si evidenzia inoltre che, ai sensi della recente giurisprudenza amministrativa (Tar Lecce, sent. nn. 11/2025 e 935/2024), ai fini del cumulo, devono considerarsi unicamente i progetti in corso di autorizzazione, e non anche gli impianti insistenti in aree contigue già realizzati ed in esercizio.

7. Progetti prioritari VIA

Ai sensi dell’art. 4-quater del Decreto Bollette è integrato l’elenco di cui all’art. 8 del Codice dell’Ambiente prevedendo che siano considerati prioritari anche gli impianti di produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili soggetti ad autorizzazione unica di competenza statale di cui all’All. C, Sez. II del TU Rinnovabili (e.g., impianti di potenza >300MW; off-shore ecc.). 

È quindi ampliata la lista delle categorie progettuali da considerarsi prioritarie nel contesto dell’ordine di trattazione dei procedimenti di VIA di competenza della Commissione Tecnica PNRR-PNIEC.

***

Le innovazioni introdotte dal Decreto Bollette sembrerebbero in larga misura dirette ad ampliare la platea degli attori istituzionali da coinvolgere nel contesto dei procedimenti autorizzativi di rilievo per lo sviluppo di progetti rinnovabili.

Il riferimento è, in particolare, ai progetti di accumulatori elettrici termomeccanici, di accumuli idroelettrici attraverso pompaggio puro e di impianti off-shore per i quali è previsto il coinvolgimento del GSE e/o delle regioni interessate.

In linea meramente teorica l’incremento degli interlocutori istituzionali presenti ai tavoli autorizzativi potrebbe rendere meno spedita la conclusione degli iter amministrativi.

Sul punto appare tuttavia prematuro assumere una posizione definitiva; saranno infatti da osservare i risvolti applicativi dell’innovazione normativa per valutare se la stessa sarà effettivamente idonea o meno a recare un beneficio agli operatori di mercato in termini di maggior efficienza e celerità dei procedimenti di loro interesse.

Di diverso tenore e di rilievo non marginale appaiono le modifiche concernenti i procedimenti ambientali.

In effetti, l’introduzione della soglia di 30 MW per lo screening VIA delle modifiche degli impianti eolici sembrerebbe rendere maggiormente nitido il perimetro applicativo della norma, in precedenza resa opaca, tra l’altro, da non meglio precisati riferimenti alla produzione di impatti ambientali significativi e negativi (cfr. art. 6, co. 6 del Codice dell’Ambiente).

Si può guardare con favore anche all’inserimento tra i progetti prioritari, ai fini dei procedimenti VIA, di quelli soggetti ad AU statale ai sensi del TU Rinnovabili.

In relazione a tale ultimo profilo appare tuttavia opportuno sottolineare che tale modifica si inserisce nel solco della recente giurisprudenza amministrativa la quale ha chiarito a più riprese che tale criterio di priorità non è di per sé idoneo a derogare l’obbligo di conclusione di tutti i procedimenti di VIA instaurati dinanzi la Commissione Tecnica (i.e., non solo quelli “prioritari”) entro i termini perentori stabiliti dalla legge (sul punto si veda il nostro commento alla recente sentenza del Consiglio di Stato, 22 aprile 2025, n. 3465). 

In particolare, i Giudici di Palazzo Spada hanno ribadito ancora una volta a chiare lettere che il criterio di priorità disciplinato dall’art. 8 del D.Lgs 152/2006 non è idoneo a derogare l’obbligo di conclusione dei procedimenti di VIA entro i termini perentori stabiliti dalla legge (cfr. art. 25, co. 7, D.Lgs 152/2006 – il “Codice dell’Ambiente”).

Risultano quindi integralmente riformate le conclusioni cui era giunto il giudice di primo grado (TAR Basilicata, Sez. I, Sentenza n. 598/2024) secondo il quale, al contrario, la regola della perentorietà dei termini avrebbe dovuto essere recessiva rispetto alla necessità di dare priorità agli iter degli impianti di maggiore potenza. 

La pronuncia in commento si inserisce nel solco della recente giurisprudenza amministrativa la quale ha chiarito a più riprese che tutti i termini della VIA sono perentori (cfr. tra le altre, Consiglio di Stato, Sez. IV, 4 dicembre 2024, n. 9737 e Consiglio di Stato, Sez. IV, 6 dicembre 2024, n. 9791).

Difatti, in coerenza con l’art. 3-bis, co. 3 del D.Lgs 152/2006, le norme del Codice dell’Ambiente possono essere derogate solo per dichiarazione espressa da successive leggi.

Diversamente, come rilevato dal Consiglio di Stato, nel caso di specie, il criterio di priorità nella trattazione delle istanze (connessa ratione temporis alla maggiore potenza da installare) non solo non è supportato da alcuna deroga espressa alla perentorietà dei termini di conclusione dei relativi procedimenti ma non risulta neanche incompatibile con tale disciplina.

Per l’effetto di quanto precede, il Consiglio di Stato ha condannato il Ministero dell’Ambiente e della Sicurezza Energetica a provvedere sull’istanza di VIA entro il termine di trenta giorni dalla comunicazione della sentenza con l’avvertimento che, in caso di ulteriore inerzia si procederà con la nomina di un commissario ad acta.

Si tratta di un ulteriore importante punto di chiarimento nell’ambito delle articolate procedure ambientali che caratterizzano il settore delle rinnovabili e che richiama l’attenzione sull’attuale delicato equilibrio tra le complicazioni organizzative interne delle autorità competenti e l’osservanza delle garanzie procedimentali nonché sul peso del contenzioso nell’ambito di tali procedimenti.

Su tali aspetti e sulle ultime pronunce della giurisprudenza amministrativa si è d’altra parte soffermata proprio di recente la stessa Commissione tecnica PNRR-PNIEC ponendo l’accento sulla necessità di porre rimedio quanto prima alle oramai note questioni organizzativo-amministrative del Ministero ed evidenziando che una percentuale pari al 41,4% delle istanze pervenute è ad oggi condizionata dall’incidenza del contenzioso nella determinazione dell’ordine di trattazione (si veda sul punto il recente report primo trimestre 2025 della Commissione Tecnica PNRR-PNIEC trasmesso al MASE in data 17 aprile u.s.).

In sintesi, si tratta di mere precisazioni e adattamenti alla normativa intervenuta successivamente all’ultimo aggiornamento delle Istruzioni, avvenuto nell’ottobre 2023.

In primo luogo, due sono le modifiche formali che interessano le Istruzioni, poiché se nelle precedenti istruzioni si faceva esplicito riferimento ai “pannelli fotovoltaici”, nelle nuove Istruzioni detto richiamo è sostituito dalla definizione “moduli fotovoltaici”, mantenendo saldo il significato che precedentemente era negli stessi termini assegnato al “pannello”, riferendosi, dunque, “al pannello fotovoltaico installato in impianti di potenza nominale inferiore (se si tratta di “modulo fotovoltaico domestico”, n.d.r.), superiore o uguale (se si tratta di “modulo fotovoltaico professionale”, n.d.r.) a 10 kW”. O ancora, se in passato il codice identificativo dei singoli rifiuti era definito erroneamente come “codice CER” (Catalogo Europeo dei Rifiuti), oggi correttamente diventa il “codice EER” (Elenco Europeo dei Rifiuti).

Al netto delle suddette modifiche formali, è recepita la definizione della nuova quota trattenuta dal GSE di cui al D.Lgs. n. 49/2014, finalizzata a garantire la completa copertura dei costi di gestione e smaltimento ambientalmente compatibile dei moduli fotovoltaici a fine vita: se in passato detta quota ammontava ad un valore pari a Euro 10/modulo per qualsiasi tipologia di RAEE fotovoltaico, domestico o professionale, con le nuove Istruzioni la medesima quota sarà pari al doppio dei costi di adesione da versare ai Sistemi Collettivi, individuati nel valore di Euro 10/modulo per qualsiasi tipologia di RAEE fotovoltaico, domestico o professionale.

Con l’adozione delle nuove Istruzioni, dunque, la quota trattenuta dal GSE è pari a Euro 20/modulo, disponendo che, nel caso di impianti di tipologia professionale entrati in esercizio dal 2006 al 2012 per i quali è già stato avviato il processo di trattenimento della quota secondo la modalità di calcolo stabilita sulla base del precedente valore della quota (pari a 10€/modulo), “la maggiorazione introdotta viene applicata a partire dalle rate residue del periodo di trattenimento”, provvedendo “alla rimodulazione delle restanti quote del piano di rateizzazione”.

In quanto alle disposizioni introdotte dal D.Lgs. n. 118/2020 e s.m.i., oltre a riprendere la precisazione introdotta con il D.L. 24 febbraio 2023, n. 13, per la quale la quota da versare al Sistema Collettivo può essere rateizzata nel periodo massimo di cinque anni (e, in ogni caso, per un periodo non superiore al numero di anni residui di incentivazione per l’impianto specifico), il Decreto n. 45/2025 e le nuove Istruzioni tengono conto delle previsioni introdotte con il D.L. n. 84/2024, recante “Disposizioni urgenti sulle materie prime critiche di interesse strategico”, individuando come ulteriori due finestre temporali disponibili per la trasmissione dell’istanza di adesione ad un Sistema Collettivo quella compresa tra il 1° aprile 2025 ed il 31 maggio 2025, attualmente in corso, e quella compresa tra il 1° luglio 2025 e il 30 settembre 2025, derogando quindi alla precedente finestra di adesione la cui scadenza era fissata al 31 dicembre 2024.

Con riferimento alle tempistiche di restituzione delle quote a garanzia precedentemente trattenute dal GSE, invece, le modalità individuate nelle Istruzioni prevedono che, per gli impianti di tipologia domestica, la restituzione delle quote trattenute è prevista nel corso dell’anno successivo rispetto alla trasmissione dell’istanza di adesione al Sistema Collettivo; per gli impianti di tipologia professionale, la restituzione delle quote trattenute verrà effettuata entro 180 giorni dalla data di conclusione della finestra temporale di riferimento in cui è stata presentata l’istanza di adesione al Sistema Collettivo.

Da ultimo, in aderenza a quanto previsto dal D.L. n. 84/2024, rispetto al passato, oggi il MASE può avvalersi del GSE per l’attività di verifica e controllo sulle attività dei Sistemi Collettivi.

Rimangono inalterati gli allegati alle Istruzioni medesime, congiuntamente alle previgenti disposizioni, rimaste intatte a seguito dell’adozione del Decreto n. 45/2025 e delle analizzate nuove Istruzioni per il fine vita dei moduli fotovoltaici incentivati in conto energia.

Il termine “tolling” deriva dall’inglese “toll”, che in origine significa pedaggio, tariffa o, nell’ambito industriale, il compenso che viene pagato per l'utilizzo di un impianto di produzione o trasformazione. Il contratto di tolling, pertanto, è un contratto con cui un soggetto, il proprietario della materia prima, affida a un altro soggetto, titolare dell’impianto, la lavorazione o trasformazione di tale materia, mantenendone però la proprietà.

Nel contesto degli impianti di produzione di energia elettrica, e in particolare degli impianti di cogenerazione, il contratto di tolling si configura come un contratto ai sensi del quale un soggetto, c.d. toller, fornisce la materia prima (quale, tipicamente, il combustibile) a un altro soggetto, c.d. processor, titolare dell’impianto di cogenerazione e produzione affinché quest’ultimo produca, mediante l’utilizzo del materiale fornito dal toller, l’energia elettrica e termica che sarà successivamente riconsegnata al toller medesimo da parte del processor, a fronte del pagamento di un corrispettivo.

Più recentemente, si nota la diffusione del contratto di tolling da parte degli operatori di mercato anche ai sistemi di accumulo (“Contratto di Tolling”). In tale contesto, il Contratto di Tolling si configura come un accordo ai sensi del quale il soggetto proprietario dell’impianto di stoccaggio, l’asset owner (“Asset Owner”), rende disponibile la capacità dell’impianto medesimo per consentire ad un altro soggetto, il toller (“Toller”), di immettere, conservare e prelevare, a propria discrezione, l’energia elettrica dall’impianto di stoccaggio dell’Asset Owner, a fronte del pagamento, da parte del Toller, di un corrispettivo volto a remunerare la predetta messa a disposizione della capacità. Il Toller manterrà la proprietà esclusiva di tutta l'energia immessa, conservata e prelevata dall'impianto durante il periodo di durata del Contratto di Tolling.

Risulta evidente, dunque, che in quest’ultima configurazione del Contratto di Tolling non vi sia alcuna fornitura di materia prima né alcuna attività di produzione di energia elettrica. L’impianto di stoccaggio viene semplicemente messo a disposizione del Toller al fine di consentire a quest’ultimo di conservare l’energia elettrica per renderla, in un secondo momento, disponibile sul mercato valorizzandola secondo le sue esigenze. 

La ratio sottesa al Contratto di Tolling

Con il Contratto di Tolling le parti intendono ripartire i rischi e le responsabilità correlati tanto all’attività di realizzazione di un sistema di accumulo quanto al successivo esercizio del sistema medesimo.

Più in particolare:

(i) l’Asset Owner si impegna a realizzare e raggiungere l’entrata in esercizio dell’impianto entro un certo termine e a mettere a disposizione la relativa capacità di stoccaggio in favore del Toller. L’Asset Owner, a seguito dell’entrata in esercizio, manterrà la responsabilità correlata alle attività di manutenzione, messa a disposizione e gestione dell’impianto in favore del Toller, percependo un corrispettivo da parte del Toller che garantirà all’Asset Owner il cash flow necessario a quest’ultimo per adempiere agli obblighi eventualmente assunti ai sensi di un contratto di finanziamento sottoscritto per la realizzazione dell’impianto nel contesto di un più ampio progetto di finanziamento (c.d. finanza di progetto); mentre

(ii) il Toller si impegna ad utilizzare l’impianto in conformità ai cicli e alle procedure concordate nel Contratto di Tolling potendovi conservare l’energia elettrica nella sua disponibilità al fine di valorizzarla a propria discrezione, restando inteso che con riferimento all’impianto di stoccaggio, il Toller non assumerà alcun rischio di realizzazione e manutenzione dello stesso.

La struttura del corrispettivo nel Contratto di Tolling

Come descritto nei precedenti paragrafi, il Toller versa un corrispettivo all’Asset Owner per remunerare la messa a disposizione della capacità dell’impianto di stoccaggio da parte di quest’ultimo.

Tale corrispettivo può assumere diverse configurazioni:

(i) corrispettivo fisso: un ammontare di Euro moltiplicato per ogni MW della capacità resa disponibile ai sensi del Contratto di Tolling. In tal caso, le parti, pur avendo determinato il corrispettivo in misura fissa, potrebbero prevedere dei meccanismi di aggiustamento dello stesso al fine di tenere in considerazione l’effettiva disponibilità dell’impianto e la relativa efficienza nel periodo rilevante;

(ii) corrispettivo varabile: un ammontare di Euro moltiplicato per ogni MWh dei volumi di energia che sono immessi e conservati nell’impianto per ciascun periodo rilevante. Tale corrispettivo variabile potrà essere previsto come unico corrispettivo ovvero in aggiunta al corrispettivo fisso;

(iii) revenue sharing: un valore percentuale dell’ammontare dei profitti realizzati dall’ottimizzazione dell’impianto da parte del Toller, ivi incluso quanto ottenuto dalla partecipazione ai mercati, che sarà attribuito all’Asset Owner, quale unico corrispettivo ovvero in aggiunta al corrispettivo fisso e/o al corrispettivo variabile. Il revenue sharing potrà trovare applicazione quale unico corrispettivo, o componente del medesimo, a partire dal momento in cui decorrono gli obblighi relativi alla messa a disposizione della capacità in favore del Toller e di pagamento del corrispettivo, ovvero come modalità di ripartizione dei profitti ottenuti prima di tale momento, qualora l’entrata in esercizio dell’impianto intervenga in un momento antecedente rispetto al momento da cui decorre il pagamento del corrispettivo fisso e/o del corrispettivo variabile.

Il rapporto tra Contratto di Tolling e Capacity Market

Le posizioni e gli impegni delle parti ai sensi del Contratto di Tolling e il meccanismo di determinazione del corrispettivo sopra descritto potranno risultare maggiormente articolati se l’Asset Owner, con la medesima capacità messa a disposizione del Toller ai sensi del Contratto di Tolling, intendesse partecipare al mercato della capacità. 

Il mercato della capacità, conformemente a quanto previsto dall’articolo 1 del D.Lgs. 379/2003 s.m.i, è, per l’appunto, un mercato organizzato e gestito da Terna basato sulla capacità messa a disposizione del sistema elettrico e volto al raggiungimento dell'adeguatezza della capacità produttiva disponibile nel sistema elettrico stesso assicurando il costante soddisfacimento della domanda nazionale di energia con adeguati margini di riserva.

Detto mercato si struttura come un sistema di aste (c.d. procedure concorsuali) volte a definire gli impegni di capacità assunti da ciascun partecipante al mercato e all’esito delle quali gli aggiudicatari saranno tenuti alla sottoscrizione di uno specifico contratto con Terna (“Contratto Capacity Market”). Ai sensi di detto contratto, l’assegnatario - che, ai fini di cui al presente articolo, risulta l’Asset Owner - si impegna a rendere disponibile a Terna la capacità aggiudicata all’esito delle procedure concorsuali valorizzando i corrispondenti volumi di energia elettrica sul mercato elettrico per il tramite del Toller a fronte del pagamento, da parte di Terna, all’assegnatario di un corrispettivo composto da una componente variabile e da una componente fissa. 

Alla luce di quanto brevemente esposto e del fatto che la capacità dell’impianto di stoccaggio è gestita e valorizzata dal Toller, la coesistenza del Contratto Capacity Market e del Contratto di Tolling produce la necessità di disciplinare in quest’ultimo accordo gli ulteriori impegni a carico dell’Asset Owner e del Toller. Inoltre, il Contratto di Tolling dovrà configurare un sistema di flussi e un corrispettivo che tenga in debito conto la più complessa situazione giuridica e fattuale inerente all’impianto di stoccaggio di proprietà dell’Asset Owenr in tale contesto. 

Invero, il Toller, anche in qualità di utente del dispacciamento dell’impianto, sarà il soggetto responsabile delle attività di immissione e prelievo dell’energia dall’impianto di stoccaggio, della gestione della disponibilità dell’impianto medesimo nonché della presentazione delle offerte sul mercato elettrico.

Più in particolare, il Contratto di Tolling, con riferimento alla partecipazione al mercato della capacità, dovrà disciplinare:

(i) la partecipazione alle Procedure Concorsuali, eventualmente limitando la possibilità per l’Asset Owner di partecipare ad alcune di esse a seconda del differente periodo di consegna;

(ii) l’impegno dell’Asset Owner a non partecipare al Meccanismo di Approvvigionamento della Capacità di Stoccaggio Elettrico (“MACSE”)[1], ad ogni ulteriore meccanismo, tra cui i meccanismi incentivanti, e/o ad un mercato che possa essere incompatibile con gli impegni assunti ai sensi del Contratto di Tolling e del Contratto Capacity Market;

(iii) gli specifici obblighi che il Toller dovrà assumere per consentire all’Asset Owner di adempiere agli obblighi, a propria volta assunti, ai sensi del Contratto Capacity Market;

(iv) la ripartizione del rischio relativo al corrispettivo variabile che dovrà essere versato al Gestore di Rete nell’ipotesi in cui le offerte siano eseguite ad un prezzo superiore allo strike price;

(v) i rimedi contrattuali applicabili nel caso in cui l’Asset Owner risulti inadempiente agli obblighi assunti ai sensi del Contratto Capacity Market, qualora tali inadempimenti siano attribuibili ad atti, omissioni o inadempimenti del Toller ai sensi del Contratto di Tolling.

In generale, il Toller avrà il diritto di dispacciare l'impianto, a sua discrezione, su tutti i mercati disponibili, purché la partecipazione a tali mercati sia sempre conforme alle regole del Mercato della Capacità e non influisca negativamente sulla partecipazione allo stesso da parte dell’Asset Owner.

Di quanto precede e di altri aspetti relativi agli investimenti nello Storage e i relativi cash flow nel contesto della bancabilità parleremo insieme ai nostri ospiti in occasione del convegno BESS: profili di bancabilità tra regole e mercato, che si terrà presso la nostra sede di Milano. Tramite il link è possibile registrarsi. I posti disponibili sono limitati e vi suggeriamo di iscrivervi quanto prima.

[1] Il MACSE è stato introdotto con delibera ARERA n. 247/2023, in attuazione dell’art. 18 del D.Lgs. n. 210/2011.

L’ampia diffusione ed incidenza registrata dalla produzione di energia da fonti rinnovabili ha reso fondamentale l’introduzione di un sistema di stoccaggio della produzione energetica e, quindi, di capacità di accumulo centralizzata al fine di garantire flessibilità e massimizzazione del ricorso al sistema delle rinnovabili.

Il Meccanismo, di cui Terna ne ha pubblicato la disciplina, in data 22 ottobre 2024, previa approvazione del Ministero dell’Ambiente e della Sicurezza Energetica con DM del 10 ottobre 2024, n. 346, si fonda sulla possibilità di stipulare contratti standard per l’approvvigionamento di capacità di accumulo elettrico con controparti selezionate tramite procedure competitive, destinatarie di un premio determinato espresso in euro/MWh annuo: a fronte del premio, al produttore aggiudicatario non resta che mettere a disposizione la capacità contrattuale a terzi che abbiano acquistato, tramite Terna, i c.d. prodotti di time-shifting, ovvero il diritto di immagazzinare l'energia prodotta in un momento specifico in uno o più impianti di accumulo che si sono aggiudicati le aste nella fase precedente, per poi immetterla in rete in un momento successivo.

Detti contratti standard prescrivono appositi obblighi per i sottoscrittori, ovvero (i) l’effettiva realizzazione della capacità di stoccaggio impegnata nei termini previsti dallo stesso contratto; (ii) l’obbligo di rendere disponibile a Terna, per l’intero periodo di consegna, la capacità di stoccaggio impegnata, al fine di consentire l’esercizio, da parte di operatori di mercato terzi, dei contratti di time-shifting; (iii) l’obbligo di rendere disponibile a Terna sul Mercato dei Servizi di Dispacciamento (“MSD”), per l’intero periodo di consegna, singolarmente o tramite aggregati definiti da Terna nel Codice di rete, la capacità di stoccaggio impegnata, rispettando le prestazioni tecniche minime definite nel contratto e i vincoli economici.

Come anticipato, quindi, per la stipula dei contratti standard, Terna organizza apposite procedure competitive, rendendo periodicamente disponibili dei contingenti incrementali di capacità al fine di garantire la disponibilità di determinate quantità di stoccaggio elettrico nei diversi e futuri periodi, tenendo conto di diverse variabili componenti: a dette procedure concorsuali potranno partecipare esclusivamente titolari di impianti di stoccaggio in possesso di appositi requisiti soggettivi ed oggettivi, ma non solo.

1.1 Del sistema delle garanzie

Nell’ambito delle procedure concorsuali di cui sopra, in conformità alle previsioni di cui alla Delibera ARERA, Terna organizza e gestisce un sistema di garanzie al quale i partecipanti sono tenuti ad aderire, pena l’estromissione dalle medesime procedure o l’impossibilità per il partecipante di procedere alla stipula del contratto standard di approvvigionamento di capacità di stoccaggio elettrico. Il predetto sistema delle garanzie è costituito da (i) garanzie pre-asta; (ii) garanzie post-asta; e (iii) il fondo di garanzia. 

1.1.1. Garanzie pre-asta 

In conformità a quanto disposto dal Capo II dalla Disciplina Terna, per ciascuna asta il partecipante deve costituire, almeno 40 (quaranta) giorni prima dalla data di esecuzione dell’asta alla quale intende qualificare il sistema di stoccaggio, una garanzia pre-asta di importo pari alla somma tra: 

(i) la capacità qualificata[1] di ciascun sistema di stoccaggio qualificato, espressa in MWh;

(ii) il premio di riserva[2] dell’asta aperta alla tecnologia di riferimento con periodo di pianificazione[3] più breve tra quelle ammesse alla procedura concorsuale;

(iii) una percentuale pari al 10%.

Detta garanzia pre-asta, nella forma del deposito cauzionale infruttifero, verrà restituita da Terna a ciascun partecipante che risulti assegnatario, entro 15 (quindici) giorni da quando Terna invia allo stesso la copia controfirmata del contratto e/o dell’accordo attuativo, e ad ogni partecipante che non risulti assegnatario, entro 15 (quindici) giorni dalla comunicazione degli esiti dell’asta.

Qualora il partecipante assegnatario non adempia agli obblighi in capo ai medesimi assegnatari individuati da Terna, e/o qualora a seguito di apposite verifiche effettuate prima della stipula del contratto e/o dell’accordo attuativo, risulti la non veridicità delle dichiarazioni rese e/o della documentazione fornita, Terna può escutere la garanzia pre-asta costituita dal partecipante. 

1.1.2. Garanzie post-asta

Allo stesso modo della garanzia pre-asta, per ciascun contratto, l’assegnatario deve costituire o integrare, nel termine di 15 (quindici) giorni dalla comunicazione degli esiti dell’asta, una o più garanzie post-asta, di importo complessivo pari alla somma tra:

(i) la capacità impegnata[4] di ciascun sistema di stoccaggio contrattualizzato, espressa in MWh;

(ii) il premio di riserva dell’asta aperta alla tecnologia di riferimento con periodo di pianificazione più breve tra quelle ammesse alla procedura concorsuale in cui il sistema di stoccaggio è stato contrattualizzato;

(iii) il numero di anni, arrotondato per difetto, del periodo di pianificazione della tecnologia di riferimento con periodo di pianificazione più breve tra quelle ammesse alla procedura concorsuale in cui il sistema di stoccaggio è stato contrattualizzato;

(iv) una percentuale pari al 15%.

Detta garanzia post-asta, nelle forme del deposito cauzionale infruttifero o della fideiussione bancaria a prima richiesta, verrà restituita da Terna, su richiesta dell’assegnatario, successivamente alla completa regolazione delle partite economiche scaturenti dal contratto e dai relativi accordi attuativi.

Anche nel caso delle garanzie post-asta prestate dall’assegnatario, qualora quest’ultimo non adempia alle obbligazioni di pagamento derivanti dal contratto e dai relativi accordi attuativi, Terna può escutere la garanzia post-asta costituita dall’assegnatario. 

1.1.3. Il fondo di garanzia 

Per ciascun contratto stipulato con Terna, l’assegnatario è tenuto a versare nei confronti di quest’ultima, entro il termine di 15 (quindici) giorni dalla comunicazione degli esiti dell’asta, un contributo al fondo di garanzia pari alla somma dei prodotti tra: 

(i) la capacità impegnata di ogni sistema di stoccaggio contrattualizzato, espressa in MWh;

(ii) il premio di riserva dell’asta aperta alla tecnologia di riferimento con periodo di pianificazione più breve tra quelle ammesse alla procedura concorsuale in cui il sistema di stoccaggio è stato contrattualizzato;

(iii) una percentuale pari al 15%.

Anche il contributo al fondo di garanzia, come le garanzie pre e post-asta, nella forma di deposito cauzionale fruttifero, verrà restituito, su richiesta dell’assegnatario, successivamente alla completa regolazione delle partite economiche scaturenti dal contratto e dai relativi accordi attuativi. 

Il ricorso al fondo di garanzia da parte di Terna è subordinato all’escussione preventiva di tutte le garanzie post-asta costituite dall’assegnatario nell’ambito del contratto a cui è riferito l’adempimento, ricorrendo, ordinatamente, prima ai contributi al fondo di garanzia versati dall’assegnatario inadempiente, poi ai contributi al fondo di garanzia versati dagli altri assegnatari.

1.2 La prima gara 

In data 7 marzo 2025, mediante apposita comunicazione per gli operatori, Terna ha reso note le tempistiche per la prima asta del MACSE: difatti, l’asta per il 2028 per l’approvvigionamento a termine di nuova capacità di accumulo relativa a batterie a ioni di litio e alle tecnologie di stoccaggio elettrico diverse dalle batterie a ioni di litio e dall’accumulo idroelettrico, si svolgerà il giorno 30 settembre 2025.

Pertanto, secondo lo scadenziario fissato dalla stessa Terna, i partecipanti sono tenuti a presentare apposita richiesta di ammissione, nelle modalità dalla stessa definite, entro il 3 giugno e a presentare sul portale MACSE i dati e la documentazione necessaria entro il 17 luglio, con versamento del deposito cauzionale a titolo di garanzia pre-asta entro il 21 agosto e caricamento della documentazione relativa all’autorizzazione entro il successivo 26 agosto.

A titolo di stima, si prevede che la capacità attualmente autorizzata è di circa 9 GWh, quindi al di sotto rispetto alla domanda di 10 GWh, dovendosi però ancora considerare che potranno partecipare tutti gli impianti autorizzati in via definitiva entro fine agosto 2025.

Di quanto precede e di altri aspetti relativi agli investimenti nello Storage e i relativi cash flow nel contesto della bancabilità parleremo insieme ai nostri ospiti in occasione del convegno BESS: profili di bancabilità tra regole e mercato, che si terrà presso la nostra sede di Milano. Tramite il link è possibile registrarsi. I posti disponibili sono limitati e vi suggeriamo di iscrivervi quanto prima.

[1] Ai sensi dell’art. 2, comma 1, lett. i) della Disciplina MACSE di Terna, per ciascun sistema di stoccaggio, è la capacità, espressa in valori interi di MWh, che Terna qualifica all’asta.

[2] Ai sensi dell’art. 2, comma 1, lett. aaa) della Disciplina MACSE di Terna, si intende il valore massimo che può essere assunto dal premio corretto (i.e., per ciascun sistema di stoccaggio, l’ammontare pari al prodotto tra il premio e precisi coefficienti di cui alla medesima disciplina adottata da Terna), secondo quanto definito dall’Autorità in relazione ad una procedura concorsuale.

[3] Ai sensi dell‘art. 2, comma 1, lett. jj) della Disciplina MACSE di Terna, si intende il periodo, definito nella relazione tecnica, che intercorre fra la data di comunicazione degli esiti dell’asta e l’avvio del periodo di consegna (i.e., il periodo durante il quale il sistema di stoccaggio contrattualizzato è soggetto all’obbligo di disponibilità e all’obbligo di restituzione, con inizio in data 1° gennaio).

[4] Ai sensi dell’art. 2, comma 1, lett. g) della Disciplina MACSE di Terna, per ciascun sistema di stoccaggio, è la capacità, espressa in valori interi di MWh, che risulta contrattualizzata in esito alla partecipazione all’asta.

Nel caso esaminato, il GSE, dopo aver approvato un progetto di efficientamento energetico e tre RCV, ne ha respinto la quarta annullando il provvedimento di accoglimento della PPPM e le RVC in precedenza approvate in quanto non conformi alla normativa (D.M. 28 dicembre 2012). 

Ebbene, il Collegio ha stabilito che il provvedimento di annullamento non fosse riconducibile alla decadenza ma all’esercizio da parte del GSE del potere di autotutela, e come tale soggetto alla disciplina dell’art. 21 nonies della L. 241/1990, poiché fondato su una rivalutazione di elementi già esaminati in precedenza con esito positivo, senza che nel frattempo fossero emersi nuovi fatti o documenti.

La decadenza si caratterizza, infatti, per la tipologia di vizio, individuato (i) nella falsità o non veridicità delle condizioni dichiarate dall'istante, o (ii) nella violazione di prescrizioni amministrative ritenute essenziali per il perdurante godimento dei benefici ovvero, ancora, (iii) nel venir meno dei requisiti di idoneità per la costituzione e la continuazione del rapporto (Ad. Plen. 11 settembre 2020 n. 18).  Il potere esercitato in questi casi dal GSE si concretizza nell’emanazione di un atto vincolato di carattere accertativo della mancanza dei requisiti oggettivi condizionanti ab origine l'ammissione all’incentivo (Cons. Stato, sez. IV, 12 gennaio 2017, n. 50; 24 gennaio 2022, n. 462; 20 gennaio 2021, n. 594; sez. VI, 3 gennaio 2022, n. 9; 28 settembre 2021, n. 6516; Corte cost., 13 novembre 2020, n.237), all’esito di un nuovo percorso procedimentale, nel cui contesto sono acquisiti ulteriori elementi conoscitivi.

Qualora, invece, l’assenza delle condizioni per accedere al meccanismo incentivante venga pronunciata sulla base di una mera riconsiderazione dello stesso materiale istruttorio già nella disponibilità del GSE, l’atto è da ricondurre alla categoria dell’annullamento d’ufficio in autotutela. 

L’effettuazione di controlli sulla base di nuovi elementi istruttori traccia, dunque, la linea di demarcazione tra autotutela e decadenza.

Il giudici del Consiglio di Stato evidenziano come, una volta concluso il procedimento con il vaglio positivo degli elementi forniti dal privato, il loro riesame, non giustificato da nuovi elementi emersi, ovvero non dovuto a omissioni informative o false rappresentazioni, o inadempimenti ad obblighi assunti, deve necessariamente seguire i canoni ed i presupposti dell’esercizio del potere di autotutela soggiacendo ai relativi limiti di cui all’art. 21 nonies della L. 241/1990.

Attualmente, il SSPC (Sistema Semplice di Produzione e Consumo) è definito come il sistema in cui una linea elettrica collega una o più unità di produzione gestite, in qualità di produttore, dalla medesima persona fisica o giuridica o da persone giuridiche diverse purché tutte appartenenti al medesimo gruppo societario, ad una o più unità di consumo gestite, in qualità di cliente finale, dalla medesima persona giuridica o da persone giuridiche dello stesso gruppo. Tale configurazione impone quindi un vincolo soggettivo tra i produttori, limitando di fatto, lato consumo o lato produzione, l’accesso al regime SSPC a soggetti tra loro legati da rapporti societari formali (art. 16, comma 1, D.Lgs. n. 210/2021 e art. 1.1, lett. nn) dell’Allegato A alla Delibera ARERA 12 dicembre 2013 n. 578/2013/R/eel, il c.d. TISSPC).

2. Proposta di modifica

La nuova formulazione proposta in sede di conversione in Legge del D.L. n. 19/2025 (c.d. Decreto Bollette) prevede l’eliminazione del vincolo di appartenenza al medesimo gruppo societario in capo ai soggetti produttori, lasciando invariato tale vincolo per i soggetti consumatori. Il testo così modificato permetterebbe a produttori anche non appartenenti al medesimo gruppo societario di contribuire alla generazione elettrica all’interno dello stesso SSPC.

Nuova definizione proposta:

“Il sistema in cui una linea elettrica collega una o più unità di produzione gestite, in qualità di produttore, dalla medesima persona fisica o giuridica o da persone giuridiche diverse, ad un’unità di consumo gestita da una persona fisica in qualità di cliente finale o ad una o più unità di consumo gestite, in qualità di cliente finale, dalla medesima persona giuridica o da persone giuridiche diverse purché tutte appartenenti al medesimo gruppo societario [...]”.

3. Ragioni della proposta

L’obiettivo della modifica è quello di:

• favorire l’integrazione di impianti di produzione da parte di soggetti terzi, anche indipendenti, all’interno di un sistema SSPC, mantenendo tuttavia l’unitarietà del sistema di consumo;

• superare le rigidità societarie oggi richieste, che spesso non trovano riscontro nella realtà operativa di imprese che condividono spazi, interessi o finalità energetiche comuni, pur non facendo formalmente parte dello stesso gruppo;

• stimolare l’efficienza energetica e l’autoproduzione dietro un unico POD, dover necessariamente adottare configurazioni che utilizzano la rete pubblica (CER, autoconsumo a distanza con linea pubblica, autoconsumo collettivo).

4. Conclusioni

La modifica proposta si colloca nel solco delle recenti evoluzioni normative in materia di autoconsumo e sistemi energetici distribuiti, mirando a rendere più inclusivo e versatile l’istituto del SSPC, pur salvaguardando i presidi di responsabilità gestionale e di semplificazione amministrativa propri della configurazione attuale.

Entro e non oltre il 29 aprile 2025, la proposta di modifica dovrà (o meno) essere approvata definitivamente dal Parlamento in sede di conversione in Legge del D.L. Bollette.

Laddove tale proposta dovesse essere effettivamente e definitivamente approvata, in attesa dell’ulteriore recepimento da parte di ARERA nell’ambito del TISSPC, con riferimento a quelle configurazioni SSPC che dovessero essere interessate ad aggiungere all’interno delle configurazione stesse uno o più impianti di produzione nella titolarità di soggetti diversi da quelli attualmente titolari degli impianti di produzione, si ritiene applicabile la procedura prevista per la comunicazione delle modifiche della configurazione del SSPC previste dalle relative Regole Tecniche del GSE.

In vigore dal 14 febbraio 2025, giorno della pubblicazione sul Bollettino Ufficiale della Regione Veneto, la previsione normativa unifica le tre precedenti proposte di legge (i.e., nn. 221, 283 e 291) ed introduce una fondamentale proroga per l’esercizio delle piccole derivazioni a scopo idroelettrico scadute: con il precedente testo, difatti, si fissava il termine di scadenza nella data del 31 luglio 2024 ma, per effetto della novella, tale termine è stato sostituito con il termine del “31 luglio 2029”.

La Legge regionale n. 1/2025, infatti, opera una proroga di ben cinque anni per le piccole concessioni scadute nel luglio del 2024, nell’ottica di riservare allo Stato un tempo tecnicamente “sufficiente” per l’individuazione e l’attuazione di un’adeguata disciplina regolatoria finalizzata alle assegnazioni delle piccole derivazioni idroelettriche, come ritenuto dal Consiglio regionale. 

Difatti, la ratio della novella risiede nella consapevolezza dell’attuale assenza, a livello nazionale, di una disciplina finalizzata alla regolazione, in sede di rinnovo delle piccole concessioni, delle procedure competitive: a tal proposito, non manca il richiamo alle direttive europee, come la “Bolkestein”, per la quale l’indizione di bandi per l’affido delle derivazioni idroelettriche ai nuovi concessionari è garanzia di leale concorrenza ma, di conseguenza, dispendio di ampio tempo durante il quale, come sancito dalla presidente della Seconda commissione consiliare, “non possiamo lasciare scoperto un servizio essenziale come la produzione elettrica, [specialmente] se consideriamo quanto siano problematiche per l’ambiente e costose economicamente altre forme di approvvigionamento energetico, in primis quelle provenienti da combustibili fossili”.

Inoltre, con la medesima Legge regionale n. 1/2025, la Regione Veneto è intervenuta anche sulle concessioni per i grandi impianti, rimettendo - dall’entrata in vigore della novella - alla Giunta regionale la possibilità di consentire alle sole concessioni scadute in data anteriore al 31 dicembre 2024, la prosecuzione temporanea, da parte del concessionario, dell’esercizio degli impianti di grande derivazione ad uso idroelettrico per il tempo che si ritiene necessario per il completamento delle procedure di attribuzione delle stesse grandi derivazioni idroelettriche: l’intento di detta previsione risiede nel garantire la continuità della produzione elettrica in considerazione dei tempi necessari per effettuare la ricognizione delle opere, dei beni e degli impianti afferenti alle grandi derivazioni idroelettriche, nonché nel garantire l’espletamento delle procedure di gara.

Benché si tratti, quindi, come anticipato, di una previsione normativa di natura “transitoria”, la cui introduzione, d’altronde, lascia spazio alla possibilità di conoscere, medio tempore, la pronuncia della Corte di Giustizia europea sull’applicabilità della predetta Direttiva “Bolkestein” anche alle piccole derivazioni idroelettriche, il Consiglio dei Ministri, nella seduta del 9 aprile, ha disposto l’impugnazione della medesima Legge regionale n. 1/2025, in quanto alcune delle disposizioni ivi contenute si mostrano illegittime rispetto agli articoli 11 e 117, comma 1 e 2, lett. e), della Costituzione: in particolare, il Consiglio ha ritenuto che “la disposizione regionale in esame delinea una specifica ipotesi di rinnovo che esula dai principi concorrenziali, […]viene così cristallizzato il riconoscimento implicito di un rinnovo, in evidente contrasto con i principi di pubblicità, trasparenza e non discriminazione previsti dalla normativa eurounitaria ed in particolare dall'art. 12 della direttiva Bolkenstein che, secondo la costante giurisprudenza […], costituisce norma self executing dell'ordinamento euro unitario, e, come tale, direttamente applicabile con conseguente necessità di disapplicazione della normativa interna contrastante con essa”. 

Si ricorda come l’approvazione da parte della Regione Lazio delle suddette Linee Guida è da inserirsi nelle more dell’approvazione, da parte delle singole Regioni, dei decreti ministeriali finalizzati all'individuazione delle superfici e delle aree idonee e non all'installazione di impianti a fonti rinnovabili, di cui al comma 1, dell’art. 20, del D.Lgs. n. 199/2021: con le medesime Linee Guida, la Regione Lazio, se da un lato ha conferito priorità alla realizzazione delle iniziative ricadenti in aree già ritenute idonee ai sensi del comma 8, dell’art. 20, del D.Lgs. n. 199/2021 o inerenti allo sviluppo delle Fonti Energetiche Rinnovabili nell’ambito dell’attuazione del PNRR, del Piano Nazionale Complementare e della Programmazione unitaria 21-27, dall’altro lato ha condizionato l’attivazione del procedimento per il rilascio del PAUR ad un criterio di proporzionalità e sussidiarietà tra Province, “tale da consentire, in ogni singola provincia, lo sviluppo delle FER esclusivamente fino a un massimo del 50% del totale autorizzato espresso in MWp dell’intera Regione”.

Ebbene, in considerazione dell’elevata concentrazione di impianti FER nella Provincia di Viterbo (che, attualmente, ospita circa il 78% della totalità degli impianti FER installati presso la Regione Lazio), le previsioni contenute dalle Linee Guida, con specifico riferimento a tale Provincia, dispongono di fatto un vero e proprio divieto all’installazione di progetti che non siano ricompresi tra quelli prioritari ovvero insistenti in area idonea, con la conseguente impossibilità, quindi, di avviare i procedimenti autorizzativi in tutti gli altri casi.

Contrariamente a quanto statuito con sentenza n. 23856, pubblicata il 31 dicembre 2024, il medesimo TAR Lazio ha, dunque, rilevato la contrarietà di dette Linee Guida con le disposizioni contenute ai commi 6 e 7, del D.Lgs. n. 199/2021, in quanto introducono una moratoria per i procedimenti non prioritari in aree diverse da quelle idonee, nonché con linee guida di cui al D.M. del 10 settembre 2010, configurando, per una porzione significativa del territorio regionale, un divieto preliminare alla realizzazione di progetti FER, oltreché alla costante giurisprudenza costituzionale che ha chiarito la natura inderogabile delle linee guida a garanzia di una disciplina uniforme sul territorio nazionale.

Il Collegio, dunque, nonostante abbia confermato in capo alle Regioni la possibilità di introdurre criteri di proporzionalità e sussidiarietà al fine di rendere armonico lo sviluppo degli impianti FER sul territorio regionale, ha concluso per la qualificazione della Deliberazione n. 171/2023 nei termini di un vero e proprio “divieto aprioristico di instaurare [una debita istruttoria] procedimentale”, determinando un’“inevitabile illegittimità per violazione dei principi inderogabili che governano la materia”.

1. IL QUADRO DELLE NUOVE TARIFFE DOGANALI

Con provvedimento emanato dal Presidente degli Stati Uniti lo scorso 2 aprile, il governo americano ha adottato le nuove misure in materia di tariffe doganali, che prevedono l’applicazione di dazi supplementari sulle importazioni dei prodotti provenienti da tutti i Paesi esteri.

Le nuove politiche protezioniste adottate dal governo americano, in vigore dalla mezzanotte del 2 aprile, si applicano quindi anche alle importazioni provenienti dall’Unione europea.

Di seguito le principali novità previste dalle nuove misure:

• per il settore automobilistico, sono introdotte tariffe doganali del 25%, che vengono applicate alle importazioni di automobili, camion e relativa componentistica (per quest’ultima voce, le misure entreranno in vigore entro il 3 maggio) da tutti i Paesi esteri;

• a partire dal 5 aprile le importazioni di tutte le merci dai Paesi esteri nel territorio doganale degli Stati Uniti sono sottoposte all’applicazione di dazi del 10%;

• per molti Paesi, l’aliquota sarebbe stata destinata a salire a partire dal 9 aprile. In particolare, il provvedimento della Casa Bianca prevedeva che all’Unione europea (e, di conseguenza, all’Italia) sarebbero stati applicati dazi al 20%; nel caso della Cina, la percentuale arrivava fino al 34%;

• tuttavia, lo stesso 9 aprile il Presidente degli Stati Uniti ha annunciato una sospensione di 90 giorni delle nuove tariffe, mantenendo dazi reciproci al 10% verso tutti i Paesi;

• l’unica eccezione è costituita dalla Cina, che aveva risposto alle nuove misure statunitensi con l’approvazione di controdazi all’84%: nei suoi confronti, il governo americano ha ordinato un rialzo dei dazi al 125%;

• alcuni prodotti rimangono al momento esclusi dalle nuove tariffe doganali. Tra questi, rientrano prodotti farmaceutici, legname e semiconduttori, molti metalli preziosi (tra cui oro, argento, platino e rame), prodotti energetici (incluso il petrolio) e minerali, oltre alle merci oggetto di misure specifiche.

Le nuove disposizioni integrano un primo pacchetto di misure già emanate lo scorso 10 febbraio, con le quali il governo americano aveva sancito l’applicazione di dazi al 25% per le importazioni di acciaio e alluminio.

2. L’IMPATTO DEI DAZI SUI CONTRATTI COMMERCIALI

Oltre ad indubbie ricadute sul piano economico e commerciale, l’introduzione dei dazi può avere una diretta incidenza su tutti i contratti commerciali – in essere o ancora da stipulare – aventi ad oggetto la fornitura di beni verso gli Stati Uniti.

In particolare, per i contratti già conclusi, l’adempimento delle obbligazioni contrattuali alla luce dell’incremento delle tariffe doganali potrebbe risultare ben più gravoso rispetto a quanto previsto – o fosse ragionevolmente prevedibile – al momento della sottoscrizione del contratto.

In primo luogo, è opportuno compiere una valutazione preliminare delle singole clausole contrattuali, verificando la presenza nel contratto di:

• disposizioni su legislazione e foro competente, per stabilire se il contratto sia soggetto o meno alla legge italiana (e, conseguentemente, ai possibili rimedi previsti dal codice civile);

• eventuali termini di resa (c.d. Incoterms) per verificare i criteri di ripartizione tra le parti degli incombenti doganali di import/export;

• eventuali clausole di rinegoziazione contrattuale e/o di cessazione anticipata del rapporto contrattuale al verificarsi di determinate circostanze (ad esempio, clausole di forza maggiore o clausole c.d. di hardship).

Inoltre, la recente sospensione di 90 giorni delle nuove tariffe conferma il quadro di attuale instabilità e incertezza dei rapporti commerciali internazionali. Questo impone, a nostro parere, una ancor maggiore accortezza nella negoziazione di nuovi accordi e una particolare attenzione nella gestione degli accordi già in essere.

2.1 I rimedi codicistici

Per i contratti commerciali soggetti alla legge italiana – in assenza di specifici rimedi contrattuali concordati dalle parti – il codice civile prevede alcuni istituti giuridici che potrebbero limitare l’impatto delle nuove misure tariffarie sulle pattuizioni contrattuali originarie. In particolare:

• l’impossibilità sopravvenuta della prestazione per causa non imputabile al debitore (ex artt. 1218, 1256 e 1463 e ss. del codice civile);

• l’eccessiva onerosità sopravvenuta della prestazione (ex art. 1467 e ss. del codice civile);

• le disposizioni in materia di equità integrativa (ex art. 1374 c.c.), nonché quelle relative agli obblighi di interpretazione ed esecuzione del contratto secondo buona fede (ex artt. 1366, 1375 c.c.).

L’ipotesi di impossibilità sopravvenuta della prestazione è integrata al verificarsi di una qualsiasi situazione impeditiva dell’adempimento non prevedibile e non superabile tramite lo sforzo legittimamente richiedibile al debitore. Difatti, ai sensi dell’art. 1218 c.c., il debitore inadempiente può essere ritenuto non responsabile qualora dimostri che l’inadempimento è stato conseguenza dell’impossibilità di eseguire la prestazione per “causa a lui non imputabile”.

Nei casi di impossibilità sopravvenuta definitiva, l’obbligazione contrattuale si estingue, con conseguente risoluzione di diritto del contratto (totale oppure parziale, nel caso in cui l’impossibilità riguardi solo una parte della prestazione); diversamente, ove tale impossibilità sia solo temporanea, l’adempimento dell’obbligazione può essere legittimamente sospeso.

Fermo restando la necessità di compiere una valutazione caso per caso dei singoli contratti, i nuovi dazi (almeno in linea generale) non sembrano integrare una vera e propria impossibilità definitiva. In circostanze comunque specifiche, potrebbe essere invocata una impossibilità temporanea, con conseguente sospensione dell’obbligo di eseguire il contratto.

Probabilmente, potrebbe essere più agevole invocare l’istituto dell’eccessiva onerosità sopravvenuta. Tale rimedio consente la risoluzione di contratti il cui equilibrio sia modificato da avvenimenti sopravvenuti – straordinari e non ragionevolmente prevedibili al momento della conclusione del contratto – che non rientrano nell’ambito della normale alea contrattuale e che rendono una delle prestazioni eccessivamente onerosa rispetto all’altra.

In questo caso, la controparte che sia interessata a mantenere in essere il vincolo contrattuale potrà valutare di ridurre ad equità il contratto, modificandone equamente le condizioni.

Ad ogni modo, è opportuno segnalare che entrambi gli istituti citati – al netto della possibilità di ridurre ad equità il contratto – si scontrano spesso con un ostacolo operativo: nell’ambito del commercio, infatti, la risoluzione del contratto potrebbe non rappresentare un rimedio adeguato, in quanto comporterebbe il totale venir meno del rapporto commerciale. Al riguardo, all’epoca dell’epidemia da Covid-19 (evento eccezionale per eccellenza), la Corte di Cassazione si era espressa a sostegno dell’esistenza di un obbligo per le parti di rinegoziazione il contratto, anziché invocarne la risoluzione (cfr. Corte di Cassazione, Ufficio del Massimario, relazione tematica n. 56/2020).

In via alternativa, si potrebbe valutare di ricorrere all’applicazione dei principi generali di equità integrativa e buona fede nell’esecuzione del contratto, con riferimento ai quali la dottrina ha già ravvisato la possibilità di sostenere l’esistenza di un generale dovere di rinegoziazione del contratto, in presenza di circostanze sopravvenute.

2.2 I rimedi contrattuali

Come visto, la normativa codicistica offre prevalentemente rimedi che comportano il venir meno del rapporto contrattuale, i quali spesso mal si conciliano con l’esigenza, in ambito commerciale, a preservare per quanto possibile i rapporti commerciali in essere.

Nell’ottica di favorire l’attivazione di rimedi conservativi, una soluzione può risiedere nella predisposizione a priori di specifiche clausole di rinegoziazione contrattuale.

In tal senso, spesso i contratti commerciali integrano alcune clausole tipiche della prassi commerciale, nazionale e internazionale, che regolano a livello negoziale gli effetti degli eventi sopravvenuti che possono incidere sull’equilibrio contrattuale.

Le previsioni contrattuali più diffuse nella prassi negoziale sono:

• le c.d. clausole di force majeure;

• le c.d. clausole di hardship;

• le c.d. clausole MAC (material adverse change).

Le clausole di forza maggiore regolano i casi in cui l’obbligazione contrattuale diventa impossibile a causa del verificarsi di un evento dedotto nel contratto. L’applicazione della clausola di forza maggiore comporta la sospensione delle obbligazioni in capo alla parte e, eventualmente, la successiva risoluzione del contratto o la facoltà per le parti di recedere dallo stesso.

La possibilità che simili clausole possano trovare applicazione con riferimento all’introduzione dei dazi deve essere valutata alla luce della loro esatta formulazione, anche se – come visto – le nuove tariffe generalmente non comportano una vera e propria impossibilità della prestazione. Si dovrà procedere ad una analisi di dettaglio dei singoli eventi ricompresi dalla clausola. 

Le clausole di hardship, diversamente, impongono l’obbligo di rinegoziare le pattuizioni contrattuali al verificarsi di determinate circostanze che rendano eccessivamente oneroso, per una delle parti, eseguire il contratto.

Tale rimedio parrebbe rappresentare una via più percorribile nel quadro dell’introduzione dei nuovi dazi. In primis – con una finalità analoga all’istituto dell’eccessiva onerosità sopravvenuta – le clausole di hardship non fanno riferimento in senso stretto a ipotesi di impossibilità dell’adempimento. In secondo luogo, il carattere conservativo del rimedio potrebbe rappresentare una soluzione più adeguata alle esigenze del commercio.

Da ultimo, le clausole MAC (material adverse change) legittimano una parte – al verificarsi di un determinato evento “rilevante” – a recedere dal contratto (salvo che sia previsto un c.d. “right to cure”, che concede la possibilità all’altra parte di offrire di rimediare alle conseguenze dell’evento sopravvenuto). Anche in tale ipotesi, è comunque opportuno effettuare una valutazione caso per caso per verificare l’applicabilità in concreto.

3. CONCLUSIONI

L’introduzione delle nuove tariffe doganali da parte degli Stati Uniti pone diversi interrogativi riguardo alle sorti dei rapporti commerciali tra Stati Uniti e Italia.

In attesa di seguire gli sviluppi delle politiche intraprese dal governo americano, è opportuno valutare, nei contratti in corso di negoziazione, l’inserimento di adeguate previsioni volte a mitigare i rischi derivanti dall’estrema incertezza del contesto internazionale, anche in vista di eventuali contromisure che potrebbero essere adottate dall’Unione europea, ad esempio prevedendo clausole specifiche che allochino chiaramente l’onere di nuovi dazi e/o prevedano meccanismi di revisione dei prezzi.

Quanto ai contratti commerciali già sottoscritti, la cui esecuzione dovesse essere impattata dai dazi, sarà necessario valutare caso per caso la possibile attivazione dei rimedi di legge e di contratto disponibili. 

In accoglimento dell’eccezione sollevata dalla controinteressata, il TAR ha statuito che in virtù dell’art. 119, comma 1, lett. f) e comma 2, c.p.a., nei giudizi aventi ad oggetto le controversie relative a provvedimenti concernenti le procedure di occupazione e di espropriazione delle aree destinate all’esecuzione di opere pubbliche o di pubblica utilità, tutti i termini processuali ordinari sono dimezzati (salvo, nei giudizi di primo grado, quelli inerenti la notificazione del ricorso e dei motivi aggiunti), ivi compreso il termine di trasposizione in sede giurisdizionale del ricorso straordinario mediante deposito dell’atto di costituzione di cui all’art. 48 c.p.a., che costituisce termine avente natura processuale e dunque da rispettare a pena di inammissibilità (cfr., ex multis, T.A.R. Veneto, Sez. II, 31 maggio 2024 n. 1251).

Ai sensi dell’art. 48, comma 1, c.p.a., qualora la parte nei cui confronti sia stato proposto ricorso straordinario proponga opposizione, il giudizio prosegue innanzi al competente tribunale amministrativo regionale “se il ricorrente, entro il termine perentorio di sessanta giorni dal ricevimento dell’atto di opposizione, deposita nella relativa segreteria l’atto di costituzione in giudizio, dandone avviso mediante notificazione alle altre parti”.

È, quindi, già con l’opposizione al ricorso straordinario che si apre la fase giurisdizionale della vicenda, senza che il deposito dell’atto di costituzione possa essere considerato quale “notificazione del ricorso introduttivo” –al quale non si applicherebbe il termine dimidiato–.

L’atto di costituzione si limita, infatti, a riproporre il ricorso già proposto in sede amministrativa, che non può essere integrato o modificato nei motivi e nelle conclusioni, e non può, dunque, in nessun modo essere equiparato alla proposizione del ricorso, già introdotto, con la conseguenza che, per le materie soggette al rito speciale di cui all’art. 119 cod. proc. amm., il deposito dell’atto di costituzione oltre il termine dimidiato di trenta giorni dall’opposizione rende inammissibile il ricorso giurisdizionale per tardività del suo deposito ai fini della trasposizione (cfr. anche Consiglio di Stato, Sez. VII, 9 febbraio 2023 n. 1443; T.A.R. Emilia-Romagna, Parma, 6 agosto 2024 n. 217).

Mentre l’art. 15 prevede, infatti, che le disposizioni procedimentali soppresse dall’allegato D continuino ad applicarsi alle procedure in corso, cioè a quelle procedure per le quali è in corso la verifica di completezza della documentazione presentata a corredo del progetto, “fatta salva la facoltà del soggetto proponente di optare per l'applicazione delle disposizioni di cui al presente decreto”, l’art. 1, comma 3, dispone che, nelle more dell’adeguamento ai principi di cui al Testo Unico da parte delle Regioni e degli enti locali (che deve avvenire entro il termine di 180 giorni dalla data della sua entrata in vigore), continua a trovare applicazione la disciplina  previgente.  

Con risposta del 26 marzo scorso all’interrogazione n. 5-03777, la X Commissione del MASE ha chiarito che, a partire dal 30 dicembre 2024, “ogni nuova iniziativa che non rientri tra quelle per le quali la verifica di completezza della documentazione a corredo del progetto risulti compiuta alla data di entrata in vigore, è soggetta alle nuove disposizioni sia in ordine alla tipologia di regime amministrativo, sia in ordine all’amministrazione competente”.

Il MASE ha precisato inoltre che, con riferimento alla previsione di cui all’art. 1, comma 3, il richiamato “adeguamento” è riferito ad aspetti meramente organizzativi delle singole amministrazioni competenti, in ordine, tra gli altri, alla completa digitalizzazione delle procedure amministrative.

In conclusione, devono ritenersi immediatamente applicabili le previsioni di cui al TU FER rispetto alle “nuove iniziative” tra cui sono ricomprese, oltre alle richieste di autorizzazione presentate successivamente alla data del 30 dicembre 2024, anche quelle presentate antecedentemente a quella data ma per le quali la verifica di completezza documentale non risulti essere stata ultimata alla data del 30 dicembre 2024.

Il Collegio ha ritenuto che tale circostanza non possa da sola integrare l’ipotesi di artato frazionamento, atteso che l’art. 29 del D.M. 23 giugno 2016, nella sua interezza, prevede che tale elemento possa essere considerato, al più, come “indiziario” e non quale elemento costitutivo della fattispecie abusiva.

In particolare, ad avviso dei giudici del Consiglio di Stato, dall’esame dell’art. 29 del D.M. 23 giugno 2016, il quale prevede che il GSE “nell’applicare le disposizioni di cui all’art. 5, comma 2, verifica, inoltre, la sussistenza di elementi indicativi di un artato frazionamento della potenza degli impianti”, emerge inequivocabilmente come “l’unicità del nodo di raccolta dell’energia prodotta possa essere al più valutato quale possibile elemento indicativo di un artato frazionamento, ma non possa in alcun modo essere considerato - in forza di una non prevista presunzione assoluta - elemento da solo sufficiente a configurare un artato frazionamento”.

In tale ottica, per i giudici di Palazzo Spada, l’interpretazione data dal GSE prima, e dal TAR, poi, essendo incentrata sulla valorizzazione dell’art. 5, comma 2, lett. b)[1], del D.M. 23 giugno 2016 secondo cui si sarebbe in presenza sempre e comunque di un “unico impianto” ai sensi dell’art. 5, comma 2, lett. b), del D.M. 23 giugno 2016 in caso di “impianti localizzati nella medesima particella catastale o su particelle catastali contigue”, solo perché nella stessa particella siano situati entrambi i POD, comporterebbe l’inammissibile abrogazione della parte in cui lo stesso art. 5, comma 2 fa salvo l’art. 29 del D.M. 23 giugno 2016 generando “un inammissibile corto circuito logico-giuridico”. 

Altro spunto molto interessante della sentenza in commento riguarda il riconoscimento della lesione del principio del legittimo affidamento in capo all’operatore titolare dei due impianti eolici al quale, in un primo momento, era stato contestato, in sede di preavviso di rigetto dal GSE, tra gli altri motivi ostativi, il possibile artato frazionamento, laddove i provvedimenti finali di rigetto adottati dal GSE non contenevano alcuna contestazione in merito. 

Tanto aveva indotto la società a ritenere che i propri impianti non fossero stati più ritenuti dal Gestore interconnessi fra loro con la conseguenza che, a seguito della pubblicazione dei nuovi bandi per l’incentivazione aveva ritenuto di poter partecipare, previa iscrizione al Registro dei due impianti (rispettivamente aventi potenza di 3 MW e 2,4 MW) in luogo della procedura d’asta (prevista per gli impianti con potenza superiore ai 5 MW).

Ne consegue che la condotta del GSE è stata censurata dal Consiglio di Stato in quanto contraria non solo al dato letterale e alla ratio delle disposizioni in materia di artato frazionamento, ma anche al principio del legittimo affidamento ingenerato nell’operatore il quale si configura «in ragione del convincimento ragionevole del legittimo esercizio del potere pubblico e del convincimento ragionevole dell’operato dell’amministrazione conforme ai principi di correttezza e buona fede, individuandosi in ciò il duplice parametro “al quale ancorare” “la fiducia”, “il convincimento” o “l’aspettativa” del privato» (ex multis, Cons. Stato, Sez. IV, 27 dicembre 2024, n. 10415).

[1] Secondo cui “fermo restando l’art. 29, ai fini della determinazione della potenza dell’impianto, ivi incluso il valore di soglia di cui al comma 1, si considera quanto segue: … b) più impianti alimentati dalla stessa fonte, nella disponibilità del medesimo produttore o riconducibili, a livello societario, a un unico produttore e localizzati nella medesima particella catastale o su particelle catastali contigue si intendono come unico impianto, di potenza cumulativa pari alla somma dei singoli impianti”.

La crescente dipendenza dai servizi digitali sta comportando una domanda senza precedenti di infrastrutture per l’elaborazione e l’archiviazione dei dati. I data center, tra le infrastrutture più energivore del pianeta, sono al centro della rivoluzione digitale e dell’intelligenza artificiale e il loro consumo energetico ed idrico non può più essere ignorato. Sistemi di raffreddamento e apparecchiature di supporto devono infatti essere continuamente alimentati per garantire il funzionamento dei servizi digitali senza interruzioni. 

Per quanto, tuttavia, si tratti con ogni evidenza di energivori, i data center non possono oggi ancora accedere ai vantaggi riservati alle imprese ad alto rischio di delocalizzazione, in quanto pare arduo dimostrare che si tratta di un settore a rischio delocalizzazione, presupposto degli attuali aiuti di stato alle imprese energivore.

A questo si aggiunge che il codice ATECO (63.11) attribuito dal primo gennaio 2025 ai data center, allo stato, non rientra tra quelli che possono accedere alle agevolazioni per gli energivori. 

Il contesto normativo europeo e nazionale

Con il Regolamento Delegato (UE) 2024/1774 del 13 marzo 2024, la Commissione Europea ha costituito un nuovo sistema di valutazione della sostenibilità dei data center diretto a consentire raffronti tra centri dati e promuovere nuovi assetti o interventi adeguati di efficientamento in centri dati nuovi o esistenti, che possano tradursi non solo in una riduzione considerevole del consumo idrico ed energetico, ma anche in un più ampio ricorso alle energie rinnovabili, nell'aumento dell'efficienza della rete o nel riutilizzo del calore di scarto nelle strutture e nelle reti di riscaldamento circostanti. 

Tra le altre, il regolamento indica le informazioni e gli indicatori chiave di prestazione che devono essere comunicati alla banca dati europea dai gestori di centri dati con una domanda di potenza delle tecnologie dell'informazione installate pari ad almeno 500 kW e che sono necessari per l'istituzione di un sistema per classificare la sostenibilità dei centri dati e di una metodologia di misurazione e calcolo comune dell'Unione. Esso definisce inoltre i primi indicatori di sostenibilità dei centri dati che saranno calcolati sulla base delle informazioni e degli indicatori chiave di prestazione comunicati alla banca dati europea sui centri dati.

Ad oggi, in Italia non esistono, invece, norme specificamente dedicate ai data center.

Un primo disegno di legge in materia risale allo scorso 24 giugno 2024 (c.d. “DDL Pastorella”) che reca la “Delega al Governo in materia di organizzazione, potenziamento e sviluppo tecnologico dei centri di elaborazione dati” al fine di:

a) prevedere una disciplina di carattere generale dei centri di elaborazione dati, nel rispetto dei princìpi costituzionali, dell’ordinamento dell’Unione europea e del diritto internazionale, definendo, in tale ambito, procedure autorizzative semplificate per la costruzione di nuove infrastrutture e un relativo codice ATECO; 

b) assicurare il potenziamento della rete elettrica nazionale per garantire la concreta attuazione dello sviluppo infrastrutturale;

c) promuovere lo sviluppo tecnologico e sostenere l’economia digitale, incentivando gli investimenti pubblici e privati nell’innovazione tecnologica per il settore dei centri di elaborazione dati;

d) favorire il riconoscimento e la crescita del settore, ottimizzando l’utilizzo delle risorse e riducendo l’impatto ambientale, nel rispetto dei princìpi di semplificazione burocratica e delle disposizioni in materia di sicurezza informatica e protezione dei dati; 

e) definire i parametri e i livelli di sicurezza, resilienza, ripristino ed efficienza energetica dei centri di elaborazione dati, nel rispetto degli standard e delle disposizioni internazionali in materia; 

f) facilitare la trasformazione digitale delle pubbliche amministrazioni e delle imprese e l’offerta di servizi performanti ai cittadini attraverso lo sviluppo di competenze progettuali, di costruzione e di mantenimento delle infrastrutture ad alta tecnologia; 

g) adottare iniziative per garantire la competitività dell’Italia nelle strategie infrastrutturali e digitali europee e la sovranità tecnologica per le infrastrutture dei centri di elaborazione dati; 

h) promuovere la formazione e lo sviluppo di competenze specifiche nel settore dei centri di elaborazione dati, anche prevedendo l’istituzione di programmi educativi specifici in collaborazione con enti di alta formazione.

Con il disegno di legge n. 1259 del 2025 (“DDL Basso”) è stato sostanzialmente ripreso il contenuto del DDL Pastorella, prevendendo ulteriori finalità e, nello specifico:

a) agevolare il riutilizzo e la riqualificazione di siti con la presenza di centrali a carbone dismesse o in dismissione per la realizzazione di nuovi centri di elaborazione dati e delle infrastrutture energetiche di supporto, anche attraverso incentivi finanziari;

b) creare una cabina di regia interministeriale composta dal Ministero delle imprese e del made in Italy e dal Ministero dell'ambiente e della sicurezza energetica, per coordinare lo sviluppo delle infrastrutture dei centri di elaborazione dati;

c) valutare l'accelerazione delle richieste per i progetti di nuovi centri di elaborazione dati che prevedano l'utilizzo di soluzioni energetiche pulite, le sperimentazioni innovative di teleriscaldamento e di raffreddamento, la riduzione di richieste di acqua;

d) sostenere i sistemi di accumulo di energia a basso impatto ambientale per rendere i centri di elaborazione dati più sostenibili ed efficienti.  

Entrambi i DDL non indicano quale tipo di meccanismo incentivante dovrebbe essere adottato, né le tipologie di procedure autorizzative astrattamente da implementare. Non è nemmeno indicato sulla base di quale principio l’incentivo sarebbe compatibile con la normativa eurounitaria relativa agli aiuti di Stato.

Incentivi esistenti e PPA

Ad oggi, non esistono meccanismi incentivanti pensati esclusivamente per i data center. Tuttavia, dal punto di vista regolatorio i data center, costituiscono “unità di consumo”. In quanto tali, possono questi costituire una configurazione di autoconsumo (individuale o, in presenza dei relativi presupposti, collettivo), con collegamento diretto o tramite rete pubblica a impianti di produzione di energia elettrica da FER.

L’autoconsumo tramite rete pubblica è incentivato dal Decreto ministeriale n. 414 del 7 dicembre 2023 (“DM CACER”) che definisce le modalità di concessione di incentivi, volti a promuovere la realizzazione di impianti alimentati da fonti rinnovabili anche inseriti in configurazioni di comunità energetiche, gruppi di autoconsumatori e autoconsumatori a distanza. 

In particolare, il DM CACER incentiva la quota di energia “autoconsumata” dall’unità di consumo e prodotta dall’unità di produzione. La medesima energia è anche oggetto di contributo per la valorizzazione dell’energia elettrica autoconsumata.

L’autoconsumo individuale con collegamento diretto all’unità di produzione, invece, può configurare alternativamente, a scelta delle parti e a seconda della maggiore convenienza:

• un Sistema Semplice di Produzione e Consumo (“SSPC”) ai sensi del Testo Integrato dei Sistemi Semplici di Produzione e Consumo (“TISSPC”), che, in estrema sintesi, beneficia di uno sconto sugli oneri di sistema;

• un autoconsumo a distanza con linea diretta ai sensi del Testo Integrato di Autoconsumo Diffuso (“TIAD”), che beneficia del solo contributo di valorizzazione sull’energia autoconsumata.

Ovviamente le due ultime configurazioni permettono al cliente finale, oltre ai vantaggi sopra citati, un risparmio diretto in bolletta pari alla minor energia non prelevata dalla rete a autoconsumata.

Da ultimo, è evidente il frequente ricorso ai PPA prevalentemente virtuali, da parte delle big tech per assicurarsi un prezzo fisso dell’energia da prodursi da impianti da fonti rinnovabili addizionali, il cui ruolo - con l’applicazione delle regole che affidano al GSE la funzione di garante di ultima istanza e con l’attesa crescita della capacità di stoccaggio elettrico - potrebbe essere ulteriormente ampliato e diversificato, con l’adozione di contratti a profilo invece che a volume. 

***

[1] Questo contributo fa seguito ad altri in cui sono stata analizzati gli aspetti relativi alle autorizzazioni ambientali (https://www.advant-nctm.com/news-e-approfondimenti/energia-tra-innovazione-tecnologica-e-impatto-ambientale ) e agli aspetti urbanistici nella Regione Lombardia (https://www.advant-nctm.com/news-e-approfondimenti/linee-guida-per-la-realizzazione-dei-data-center ).

Come noto, nelle procedure di VIA rimesse alla competenza statale, il Ministero dell’Ambiente e della Sicurezza Energetica (MASE), in qualità di autorità competente, adotta il provvedimento di compatibilità ambientale sul progetto previa acquisizione del concerto del MiC, in ossequio al disposto dell’art. 25 D.lgs. n. 152/2006.

In particolare, con riferimento ai progetti PNRR, l’art. 25, comma 2 bis, del D.Lgs. n. 152/2006, stabilisce che la Commissione Tecnica PNRR-PNIEC si esprima “entro il termine di trenta giorni dalla conclusione della fase di consultazione di cui all’articolo 24 e comunque entro il termine di centotrenta giorni dalla data di pubblicazione della documentazione di cui all’articolo 23 predisponendo lo schema di provvedimento di VIA. Nei successivi trenta giorni, il direttore generale del Ministero della transizione ecologica adotta il provvedimento di VIA, previa acquisizione del concerto del competente direttore generale del Ministero della cultura entro il termine di venti giorni”.

In buona sostanza, con la citata norma è stato delineato un procedimento in base al quale, conclusa la fase istruttoria, la Commissione Tecnica PNRR-PNIEC rende il proprio parere sulla compatibilità ambientale del progetto il quale viene portato all’attenzione del MiC per la relativa valutazione. Il Ministero è chiamato ad esprimersi entro il termine perentorio di venti giorni dalla ricezione dello schema di provvedimento reso dalla Commissione Tecnica PNRR-PNIEC.

Fino alle recenti pronunce, accadeva spesso che il MASE attendesse per svariati mesi l’espressione del concerto del MiC, la mancanza del quale comportava un vero e proprio stallo nella procedura non superabile se non mediante la proposizione dell’azione sul silenzio innanzi al Giudice Amministrativo.

La più recente giurisprudenza amministrativa, prendendo le mosse dall’orientamento formatasi in seno al Consiglio di Stato (cfr., Sez. IV, sent. n. 8610/2023) con riferimento al silenzio della Soprintendenza nell’ambito del procedimento di compatibilità paesaggistica, ha, invece, ritenuto applicabile l’istituto del silenzio-assenso tra Amministrazioni (c.d. silenzio assenso orizzontale) ex art. 17 bis L. 241/1990, anche in caso di procedura di VIA statale.

L’articolo 17 bis, nel disciplinare gli effetti del dell’inerzia nei rapporti tra Pubbliche Amministrazioni, introduce l’istituto del silenzio assenso orizzontale una volta decorsi i termini accordati dalla legge per il rilascio del parere. Tale istituto, per espressa previsione del comma 3, si applica anche nel caso in cui vengano in rilievo interessi sensibili e, dunque, nei casi in cui sia prevista l'acquisizione di assensi, concerti o nulla osta di “amministrazioni preposte alla tutela ambientale, paesaggistico territoriale, dei beni culturali”. 

In definitiva, la più recente giurisprudenza amministrativa stigmatizza l’illegittimità  dei pareri e dei contributi tecnico-istruttori adottati in violazione dei termini perentori di legge escludendo la loro portata preclusiva rispetto alla conclusione del procedimento e, anzi, riconoscendo a quel ritardo valore di silenzio assenso tra amministrazioni una volta decorsi i termini per il rilascio dei pareri, non potendo comportare il ritardo una sospensione sine die del procedimento di VIA in danno dell’operatore.

Lo scorso 26 novembre il Ministero dell’Ambiente e delle Sicurezza Energetica ha presentato nella sede del GSE, la Strategia Nazionale per l’Idrogeno (di seguito, “Strategia”), un documento di indirizzo che tratteggia gli obiettivi del Pease per valorizzare il ruolo dell’idrogeno - e, in particolare, dall’idrogeno verde[i] - nel processo di transizione energetica italiano, per il raggiungimento degli obiettivi di decarbonizzazione assunti nel Piano Nazionale Integrato Energia e Clima (“PNIEC”) al 2030 e nel Net Zero al 2050.

Come noto, infatti, l’idrogeno è chiamato a giocare un ruolo fondamentale nei c.d. settori hard-to-abate (HTA) dell’industria (acciaio, fonderie, ceramica, cemento vetro) nonché in ulteriori settori più specifici come quello della mobilità, del trasporto terrestre pesante o a lungo raggio, del settore marittimo e del trasporto aereo. 

Del resto allo stato attuale, il suo utilizzo è limitato a quello di un gas tecnico, ovvero un fattore produttivo di cui viene fatto uso in alcuni specifici processi industriali (raffinazione del petrolio, produzione di fertilizzanti, etc.) ovvero all’uso come carburante in progetti pilota di mobilità sostenibile, ma che non ha ancora trovato un utilizzo significativo per la produzione di calore tramite combustione.

Viceversa, questo gas potrebbe assumere il ruolo importante come vettore energetico, poiché potenzialmente producibile da tutte le fonti energetiche primarie - rinnovabili (bio e non bio), fossili e nucleari e in quanto dotato di un certo grado di universalità per taluni usi finali.

La Strategia è quindi articolata secondo tre fondamentali direttive, ovvero: (i) la domanda di idrogeno; (ii) la produzione e la sua offerta; e (iii) il trasporto e le infrastrutture ad esso necessarie. In ciascuno di tali ambiti la Strategia ha sviluppato tre scenari, ovvero lo scenario “base”, quello “intermedio” e un ultimo di “alta diffusione”, che vengono seguiti da un capitolo dedicato alle azioni strategiche, politiche e le misure di supporto, fissando diversi orizzonti temporali da qui al 2050.

Con riguardo all’orizzonte di breve periodo (fino al 2030), la Strategia prevede che la domanda di idrogeno sarà guidata dagli obblighi europei della RED III, in ottemperanza alla quale l’Italia ha già intrapreso iniziative per sostenere la nascita di un mercato ad hoc, grazie alle risorse messe a disposizione dal PNRR che finanzieranno i primi progetti di produzione operativi entro il 2026. La Strategia punta ad implementare misure per facilitare la realizzazione di tali progetti, lavorando su schemi incentivanti per abbattere il costo dell’idrogeno, intervenendo per supportare la catena del valore fino all’utilizzatore finale, oltre che per semplificare la normativa e i percorsi autorizzativi ambientali e per la sicurezza. 

In questa fase la produzione e il consumo sarà prevalentemente concentrato in aree confinate (c.d. Hydrogen Valleys), in grado di creare sinergie tra settori diversi, dalla mobilità all’industria e avvicinare domanda ed offerta. Questa fase di sviluppo embrionale della filiera e del mercato dovrebbe consentire di utilizzare forme di idrogeno rinnovabile e a bassa emissione carbonica per poter disporre, fin da subito, delle prime quantità significative di idrogeno dotato di garanzie di origine specifiche. Tale evoluzione sarà inoltre accompagnata dallo sviluppo - a livello locale - delle infrastrutture per il trasporto e la logistica.

La crescita potenziale del settore nel medio termine sarà invece indirizzata dalle politiche di riduzione delle emissioni, favorita dalla crescente disponibilità di tecnologie H_2, oltre che supportata da misure pensate per dar seguito agli obblighi europei e dal PNRR consentire la nascita di un vero mercato dell’idrogeno, anche attraverso lo sviluppo di soluzioni di grande taglia in grado di abbattere i costi di esercizio. Rispetto agli scenari di breve termine, nel medio periodo ci si attende un aumento della domanda nei settori del trasporto marittimo ed aereo, industria HTA, mobilità su gomma pesante e a lungo raggio. 

Nello scenario a lungo termine, il 2050 rappresenterà il punto di arrivo degli impegni Net Zero, con una penetrazione dell’idrogeno che potrà raggiungere il 18% dei consumi finali dell’industria HTA e il 30% dei consumi finali nel settore dei trasporti. L’infrastruttura sarà protagonista per lo scambio di energia con altri Paesi, consolidando il ruolo dell’Italia come hub di import dell’idrogeno per l’Europa con infrastrutture di reti gas collegate al Nord Africa e un insieme di porti, abilitati per l’import di idrogeno (e altri vettori energetici, tra cui ammoniaca, metanolo, etc.).

La Strategia, considerata la variabilità della produzione delle fonti rinnovabili non programmabili, che rende molto utile l’inserimento nella rete elettrica diverse tipologie di sistemi di accumulo, sottolinea la capacità dell’idrogeno, per sua natura, a differenza delle batterie e di quasi tutte le tecnologie attualmente considerate per l’accumulo, di consentire lo stoccaggio di grandi quantità di energia anche su periodi relativamente lunghi.

Negli scenari ipotizzati dalla Strategia, l’importazione di idrogeno sarà un’opzione necessaria (oltre che economicamente vantaggiosa) per coprire parte della domanda interna.

A tal proposito, è di rilievo in ambito infrastrutturale la realizzazione di una dorsale italiana di condotte dedicate al trasporto di idrogeno, parte del più ampio corridoio meridionale, Southern Hydrogen Corridor.

La domanda di idrogeno potrà, infatti, essere coperta da un’offerta di idrogeno in parte prodotto in Italia e in parte importato; il tema del possibile import di idrogeno ha già trovato spazio nella versione definitiva del PNIEC inviato alla Commissione europea il 1° luglio 2024. Difatti, secondo lo scenario di policy del PNIEC si stima che almeno il 70% della domanda sarà soddisfatta sul territorio nazionale, mentre la restante quota sarà importata. L’import rivestirà, quindi, già nel breve periodo un ruolo rilevante per la diffusione dell’idrogeno, nell’auspicio che venga a svilupparsi un mercato internazionale.

A lungo termine (oltre il 2030) è, inoltre, probabile che sia l’Italia che l’Europa non saranno in grado di produrre localmente abbastanza idrogeno, specialmente verde, per coprire l’intera domanda futura.

Grazie alla sua collocazione geografica e alla rete di infrastrutture di collegamento esistenti per il trasporto del gas naturale (da adeguare a trasporto di idrogeno), l’Italia ha l’opportunità di diventare un hub per l’import, la produzione e l’export di idrogeno rinnovabile, mettendo in collegamento il Nord Africa con l’Europa. Questo ruolo è ulteriormente rafforzato:

(i) dalla numerosità e distribuzione dei siti di stoccaggio di gas naturale disponibili nel paese, che potrebbero essere riconvertiti a stoccaggio di idrogeno, aumentando la sicurezza e il bilanciamento del sistema; 

(ii) dalla disponibilità di approdi via mare per importazioni dal Mediterraneo e Medio Oriente di vettori energetici (es. ammoniaca) da convertire in idrogeno.

Un ruolo di rilievo nell’approvvigionamento dell’idrogeno rinnovabile nell’Unione Europea potrà essere svolto dal Corridoio Meridionale Idrogeno (“SoutH2 Corridor”).

Nell’ambito delle attività congiunte per lo sviluppo di un SoutH₂ Corridor (che, attraversando Italia, Austria e Germania, consentirà l’importazione e la fornitura di idrogeno rinnovabile a basso costo, prodotto nei Paesi della sonda sud del Mediterraneo, ai principali cluster di domanda italiani e dell’Europa centrale), il Ministero dell’Ambiente e della Sicurezza energetica sta lavorando, da tempo, con i Ministeri tedeschi ed austriaci per valutare ipotesi di collaborazione su specifici strumenti a supporto dell’importazione. 

L’ultimo atto dell’ambizioso progetto risale allo scorso 21 gennaio 2025: Italia, Germania, Austria, Algeria e Tunisia hanno, infatti, firmato la lettera di intenti con cui si impegnano la realizzazione Corridoio meridionale dell’idrogeno (di circa 4.000 km), che collegherà i centri di produzione in Nord Africa con il cuore dell’Europa. 

Per la realizzazione del South H₂ Corridor sono previsti cinque sottoprogetti per una capacità di trasporto fino a 163 TWh all’anno. Per l’Europa, i progetti riguardano per il 60-70% la riconversione di gasdotti esistenti. Le varie tratte del Corridoio sono state riconosciute dalla Ue come Progetti di interesse comune (Pci) e hanno ottenuto da Bruxelles lo status di “Global Gateway”.

Nella dichiarazione, i firmatari si sono impegnati a rafforzare la cooperazione per lo sviluppo dell’infrastruttura attraverso un gruppo di lavoro congiunto composto da cinque membri, che si riunirà ogni sei mesi, al fine di coordinare le politiche nazionali, scambiare esperienze per garantire l’efficace attuazione del progetto, identificare le esigenze di finanziamento e meccanismi in grado di ridurre i rischi e sviluppare le competenze necessarie.

Del resto, la fornitura di idrogeno da vettori energetici importati avrebbe per l’Italia un impatto positivo in termini di diversificazione degli approvvigionamenti energetici, già a breve/medio termine, e di preparazione all’utilizzo diffuso dell’idrogeno, tramite infrastrutture dedicate contribuendo a fornire idrogeno rinnovabile ad un prezzo più competitivo alle industrie italiane. Inoltre, si valorizzerebbe il ruolo dei porti, convertendoli in nuovi hub per le energie rinnovabili che fungerebbero da catalizzatori per lo sviluppo della domanda, analogamente a quanto sta già avvenendo nel Nord Europa. Ciò, potrebbe avere anche ricadute positive in termini di sviluppo di competenze e di una filiera logistica dedicata all’idrogeno.

Correlati ai temi dell’offerta e del mercato dell’idrogeno vi è senza dubbio il tema della sua tracciabilità e della certificazione della sua origine. A maggio 2024 il Consiglio dell’Unione Europea ha adottato in via definitiva un regolamento ed una direttiva (cosiddetto pacchetto sui mercati dell’idrogeno e del gas) che punta tra l’altro a creare un quadro normativo per infrastrutture e mercati dedicati all'idrogeno e per una pianificazione di rete integrata. In particolare, il pacchetto prevede che siano emanate norme di qualità del gas e suo monitoraggio, anche in seguito alla miscelazione; inoltre prevede sia sviluppato un sistema di certificazione dell’idrogeno a basse emissioni di carbonio. Lo schema di certificazione (si estende anche ai prodotti derivati) dovrà essere sviluppato in coerenza con quanto già previsto per l’idrogeno rinnovabile di origine non biologica, andando così a completare il quadro regolatorio per la tracciabilità e certificazione dell’idrogeno e dei combustibili “low-carbon”, sia prodotti in UE, sia importati.

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La Strategia prevede più scenari, sottolineando come la molteplicità e la complessità delle tematiche legate allo sviluppo dell’idrogeno comporta il dover prendere in considerazione una serie di fattori non del tutto determinabili con largo anticipo rispetto al momento in cui un ampio dispiegamento delle tecnologie si renderà necessario. Da qui la scelta di più scenari per tracciare un percorso di medio-lungo termine sull’impiego dell’idrogeno rinnovabile.

Nello scenario ad “alta diffusione” viene attribuito al vettore idrogeno un ruolo molto importante, seppur differenziato settore per settore. Invece lo scenario “base”, pur riconoscendo un contributo significativo all’idrogeno, ipotizza un maggiore ritardo nella maturazione e nel raggiungimento della competitività di questo vettore. 

Gli scenari al 2050 stimano consumi di idrogeno tra 6,4 e 11,9 milioni di tonnellate annue (6,39 mln ton nello scenario “base”, 9,08 mln ton in quello “intermedio” e 11,93 mln ton in quello “alta diffusione”). Lo scenario “alta diffusione” prevede un consumo che coprirà nel 2050 il 30% dei trasporti, il 18% dell’industria hard-to-abate e lo 0,7% nel civile. 

Gli investimenti previsti variano in base alla quota di produzione nazionale e a quella dell’import: uno scenario con il 70% di produzione interna e 30% import e uno scenario con 80% di import e 20% di produzione. Nello scenario con il 70% di produzione interna, si stimano 8-16 miliardi di euro per 15-30 GW di elettrolizzatori, mentre con l’80% di import la spesa si riduce a 2-5 miliardi per 4-9 GW.

[i] L’idrogeno viene spesso classificato in base alla filiera produttiva impiegata. Tuttavia, può ancora capitare di imbattersi in una terminologia, non ufficiale, che fa riferimento ai colori: (i) idrogeno grigio, prodotto a partire da fonti fossili senza cattura della CO2 prodotta; (ii) idrogeno blu, prodotto a partire da fonti fossili ma catturando la CO2 prodotta; (iii) idrogeno verde, prodotto da fonti rinnovabili; (iv) idrogeno rosa, prodotto da fonte nucleare; (v) idrogeno bianco, di origine geologica. La Strategia Europea dell’idrogeno (COM/2020/301) fa, invece, riferimento a differenti tipologie di idrogeno classificandole come segue: 1) idrogeno elettrolitico, prodotto attraverso l'elettrolisi dell'acqua in un elettrolizzatore alimentato ad energia elettrica, a prescindere dalla fonte di quest'ultima; 2) idrogeno rinnovabile (o pulito), prodotto attraverso l'elettrolisi dell'acqua tramite energia elettrica proveniente da fonti rinnovabili; 3) idrogeno di origine fossile, prodotto attraverso vari processi le cui materie prime sono combustibili fossili; 4) idrogeno di origine fossile con cattura del carbonio, caratterizzato dalla cattura dei gas serra emessi durante il processo di produzione; 5) idrogeno a basse emissioni di carbonio (“low carbon”) che include l'idrogeno di origine fossile con cattura del carbonio e l'idrogeno elettrolitico.

Il TAR, accogliendo il ricorso promosso avverso il provvedimento di diniego emanato all’esito della procedura abilitativa semplificata per la realizzazione di un impianto fotovoltaico da 4 MW, ha respinto la tesi sostenuta dall’Amministrazione per la quale il progetto non rientrava in area idonea in quanto distante oltre 500 metri da impianti industriali, dovendo essere classificata la stazione Terna come “infrastruttura tecnologica”.

Richiamando alcune sentenze della Corte di Cassazione che hanno riconosciuto il carattere “industriale” dell’attività connessa alla produzione di energia sviluppata da parchi eolici e centrali idroelettriche (cfr. Cass. civ., Sez. V, Sentenze nn. 14042/2020 e 14007/2024), il Collegio ritiene che la nozione “impianto industriale” debba essere interpretata “non in senso restrittivo – ossia come attività industriale funzionale alla trasformazione di materiali in nuovi prodotti – ma anche quale attività tesa alla trasformazione dell’energia potenziale idrostatica in energia cinetica e, quindi, in energia elettrica”. 

Il TAR sottolinea come, la ratio sottesa all’art. 20 comma 8 lett. c ter) D. Lgs. 199/2021 – che fissa, seppur transitoriamente, i criteri relativi all’individuazione delle aree idonee ad ospitare l’installazione di impianti fotovoltaici – si sostanzia nell’esigenza di “favorire il decoro urbano e quindi di concentrare, ove possibile, gli impianti di energia rinnovabile in aree già a forte impatto urbanistico”.

Il TAR Lazio estende, quindi, ulteriormente il concetto di “impianto industriale”, in senso non dissimile da quanto aveva già fatto il MASE, con la risposta n. 130318 all’interpello del Comune di Villalba, lo scorso 8 agosto 2023, richiamando nella definizione di “stabilimento” fornita nell’art. 268, comma 1, lettera h) del D. Lgs. 3 aprile 2006, n. 152, riconoscendo la natura di “stabilimento industriale” anche agli impianti fotovoltaici a terra di potenza superiore a 20 kW, considerato che anche un impianto fotovoltaico può essere individuato quale “complesso unitario e stabile ovvero stabilimento industriale in ragione del fatto che è composto da un insieme ad esempio di moduli, inverter, sistema di accumulo, sistema di monitoraggio che sono tra loro interconnessi come un complessivo ciclo produttivo e che la qualifica di stabilimento corrisponde anche al luogo adibito in modo stabile all'esercizio di una o più attività”.

Per una più compiuta analisi del documento appare utile approfondire anche i contenuti della relativa relazione illustrativa (“Relazione Illustrativa”) per la quale il DDL delega il Governo a definire un quadro normativo per la produzione di energia da fonte nucleare sostenibile idoneo ad attrarre investimenti privati e pubblici e si inserisce nelle politiche strategiche volte ad “assicurare l’approvvigionamento, lo sviluppo economico, la sovranità nazionale e l’indipendenza del paese” nel contesto geopolitico, nell’ambito degli obiettivi di decarbonizzazione e puntando anche alla “sostenibilità dei costi per gli utenti finali (domestici e non) e la competitività del sistema industriale”.

SMR, AMR, microreattori e fusione: nuove tecnologie che rimuovono gli ostacoli di ordine costituzionale e rispetto del principio della neutralità tecnologica

In questo ampio scenario, il Governo ritiene necessario dotarsi di una fornitura di energia elettrica prodotta in modo continuativo nel tempo essendo convinto che gli obiettivi di decarbonizzazione e indipendenza energetica difficilmente potrebbero essere raggiunti con le sole fonti rinnovabili, caratterizzate dalla non-programmabilità e dalla non completa prevedibilità della produzione richiamando quindi il secondo scenario tracciati nel PNIEC, secondo i quali, al 2050, l’energia nucleare potrà coprire tra l’11% e il 22% della domanda, con 8-16 GW di capacità nucleare installata. 

La Relazione Illustrativa sottolinea che le tecnologie - SMR (Small Modular Reactor), gli AMR (Advanced Modular Reactor), i microreattori e l’energia da fusione nucleari – oltre ad essere ancora in corso di sviluppo dovrebbero assicurare elevati standard di sicurezza ed efficienza. Ne consegue che, l’intervento normativo in essere non troverebbe alcun ostacolo nei referendum con cui l’Italia ha rinunciato, nel 1987 e nel 2011, alla produzione di energia da fonte nucleare, anche alla luce della giurisprudenza costituzionale, che vede un limite discendente dalle precedenti abrogazioni referendarie, solo se, nel corso del tempo, non si fosse “determinato, successivamente all’abrogazione, alcun mutamento né del quadro politico, né delle circostanze di fatto” (Corte costituzionale, Sent. 199/2012). 

La Relazione Illustrativa richiama anche il principio della neutralità tecnologica per il quale dovrebbe essere il mercato a scegliere tra le varie opzioni quelle più efficaci e competitive. Ad oggi non si dispone, tuttavia, di informazioni in merito al costo delle nuove tecnologie.

Prossimi passi: i relativi termini eccedono la durata della legislatura

In particolare, l’art. 1 del DDL, richiamando le finalità già analizzate, prevede che il Governo eserciti la delega entro 12 mesi dall'entrata in vigore della legge, adottando uno o più decreti legislativi per disciplinare la produzione di energia nucleare in Italia, anche ai fini della produzione di idrogeno. Entro 24 mesi dall'entrata in vigore di ciascun decreto, il Governo potrà adottare uno o più decreti legislativi con disposizioni integrative e correttive, anche al fine di redigere un testo unico. 

È quindi assai concreta la probabilità che un completo quadro regolatorio applicabile a nuovi investimenti nella produzione di energia da fonte rinnovabile non sarà definito nel corso dell’attuale legislatura.

Le previsioni del DDL

Tra le altre, la delega ha ad oggetto: 

(i) la predisposizione di una disciplina organica dell’intero ciclo di vita dell’energia nucleare, dalla sperimentazione e progettazione, all’autorizzazione degli impianti, al loro esercizio, fino alla gestione, stoccaggio e smaltimento dei rifiuti radioattivi e allo smantellamento degli impianti, nel rispetto degli standard di qualità e sicurezza garantiti e validati dagli organismi internazionali e sovranazionali; 

(ii) la consegna da parte dei promotori dei progetti di adeguate garanzie finanziarie e giuridiche per coprire i costi di costruzione, gestione e smantellamento degli impianti e per i rischi, anche a loro non direttamente imputabili, derivanti dall’attività nucleare; 

(iii) la disciplina delle modalità di sostegno alla realizzazione di impianti e alla produzione di energia da fonte nucleare sostenibile; 

(iv) la disciplina della sperimentazione, localizzazione, costruzione ed esercizio di nuovi impianti di produzione di energia da fonte nucleare sostenibile, di impianti di stoccaggio temporaneo nonché, qualora non processabile, riciclabile o riutilizzabile, di smaltimento definitivo, dei rifiuti radioattivi e del combustibile esaurito;

(v) la disciplina della disattivazione e dello smantellamento delle installazioni nucleari esistenti sul territorio nazionale;

(vi) le modalità di promozione delle attività di ricerca e sviluppo, anche mediante forme di incentivazione dei relativi investimenti; 

(vii) La disciplina sulla sicurezza, sulla vigilanza e sul controllo, anche mediante istituzione di un’autorità amministrativa indipendente e il riordino o la soppressione degli organi e degli enti titolari di competenze in materia.

All’art. 3 il DDL fissa i principi e i criteri direttivi guida per l’elaborazione dei decreti legislativi, tra cui:

(i) quanto agli aspetti autorizzativi: a) la previsione di un unico titolo abilitativo alla costruzione e all’esercizio degli impianti che costituisca anche variante ai vigenti strumenti urbanistici;  b) la previsione che gli interventi sono di pubblica utilità, indifferibili e urgenti e che il titolo abilitativo può comprendere, ove necessario, la dichiarazione di inamovibilità e l’apposizione del vincolo preordinato all’esproprio dei beni in essa compresi; c) la previsione di procedimenti abilitativi integrati che coinvolgano il Ministero dell’ambiente e della sicurezza energetica, nel rispetto delle attribuzioni della costituenda autorità indipendente; 

(ii) quanto agli aspetti economici, di garanzia e incentivanti: a) la previsione di adeguati strumenti finanziari, con oneri a carico del soggetto abilitato, a garanzia della gestione dell’intero ciclo di vita dell’impianto medesimo, fino allo smantellamento finale, ivi inclusa la gestione dei rifiuti radioattivi e del combustibile esaurito; b) l’individuazione degli strumenti di garanzia nonché di copertura finanziaria e assicurativa, a carico dell’esercente le attività nucleari, contro i rischi relativi all’esercizio delle attività medesime, anche per motivi indipendenti dall’esercente stesso; c) la determinazione dei criteri per l’attribuzione di eventuali forme di sostegno per gli operatori.

L’ubicazione degli impianti

Resta poi il tema di dell’ubicazione delle nuove centrali e dei depositi di scorie nucleari in un Paese dove le comunità fanno spesso fatica ad accettare anche l’installazione di moduli fotovoltaici e pale eoliche. Non a caso non mancano riferimenti ai contesti territoriali quali la  “promozione e valorizzazione dei territori interessati”, “la previsione di modalità di partecipazione del soggetto abilitato alla promozione, allo sviluppo e alla valorizzazione del territorio interessato dalla localizzazione dell’impianto, privilegiando modalità fondate su accordi tra il soggetto medesimo e le amministrazioni interessate”,  il “rigoroso rispetto del principio di leale collaborazione con il “circuito” degli enti territoriali per tutti i casi in cui è costituzionalmente necessario il loro coinvolgimento”, la “previsione di forme di informazione capillare nei confronti delle specifiche popolazioni interessate dalla localizzazione degli impianti, nonché di consultazione delle medesime”. 

Nella fattispecie, il ricorrente ha impugnato il provvedimento con il quale il Gestore ordinava la restituzione degli incentivi percepiti in eccesso sulla base dei conguagli per il periodo 2012-2015, con riferimento ad un impianto fotovoltaico su edificio ammesso al Quarto Conto Energia. 

Il ricorrente, oltre a lamentare l’erroneità delle letture effettuate dal Gestore in sede di conguaglio, ha contestato l’intervenuta prescrizione del diritto di credito del GSE con riferimento all’annualità del 2012, in quanto l’impugnata richiesta di restituzione è stata notificata nel novembre del 2022 ovverosia oltre i dieci anni dall’incasso degli incentivi percepiti da luglio ad ottobre 2012.

Chiarite le modalità di determinazione dell’incentivo in concreto spettante ai proponenti in questione, basate sulla previsione di cui all’art. 26, comma 2, del D.Lgs. n. 91/2014, secondo la quale il GSE eroga le tariffe incentivanti “con rate mensili costanti, in misura pari al 90 per cento della producibilità media annua stimata di ciascun impianto, nell'anno solare di produzione ed effettua il conguaglio, in relazione alla produzione effettiva entro il 30 giugno dell’anno successivo”, il TAR Lazio ha ribadito che l’azione di recupero da parte del Gestore delle somme corrisposte e non dovute deve ritenersi soggetta all'ordinaria prescrizione decennale di cui all'art. 2946 del cod. civ., “il cui termine decorre dal giorno di erogazione delle somme, avendo l'azione di ripetizione dell’indebito come suo fondamento l’inesistenza, totale o parziale, dell’obbligazione adempiuta da una parte, perché il vincolo obbligatorio non è mai sorto o è venuto meno successivamente”.

Partendo da tale presupposto, il TAR Lazio ha precisato che, in caso di conguaglio, l’individuazione materiale delle somme relative all’anno solare di produzione ha luogo entro il 30 giugno dell’anno successivo rispetto a quello di produzione.

La ratio sottesa a tale orientamento risiederebbe nella peculiarità del sistema di erogazione degli incentivi basato su rate di acconto e conguaglio finale, che consente al Gestore di ottenere “una quantificazione completa dell’energia prodotta nell’anno solare di riferimento solamente nell’anno successivo” e, in tal modo (i) confrontare la produzione effettiva con la produzione presunta; (ii) ottenere l’incentivo in concreto spettante, moltiplicando la produzione effettiva per la tariffa riconosciuta; (iii) effettuare la somma algebrica tra incentivo erogato in acconto e incentivo in concreto spettante; (iv) ricavare l’importo da sottoporre a conguaglio.

Secondo i giudici del TAR Lazio, quindi, solo l’esatta determinazione nell’anno successivo rispetto all’anno solare di produzione consente al GSE, da un lato, di effettuare il conguaglio una volta ricevute i dati effettivi di produzione dell’impianto dal gestore di rete e, dall’altro, di esercitare il proprio diritto a chiedere la restituzione degli incentivi erogati e non dovuti.

Il decreto FER-X Transitorio è stato firmato, ma non ancora pubblicato (e, quindi, non ancora entrato in vigore) dal Ministero dell’Ambiente e della Sicurezza Energetica in attuazione degli articoli 6 e 7 del Decreto Legislativo n. 199/2021, con l'obiettivo di sostenere la produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili con costi vicini alla competitività di mercato. 

2. Ambito di Applicazione

Si applica a impianti di produzione di energia elettrica alimentati da:

• Fotovoltaico

• Eolico

• Idroelettrico

• Gas residuati dai processi di depurazione

Anche gli impianti agrivoltaici sono incentivabili in quanto ricompresi tra i fotovoltaici, ancorché non beneficino di nessun maggior incentivo e/o criterio di priorità nell’ammissione al meccanismo incentivante.

Rientrano nell’ambito di applicazione anche gli interventi di rifacimento integrale e parziale e di potenziamenti di impianti esistenti limitatamente alla nuova sezione di impianto ascrivibile al potenziamento.

La validità del decreto è transitoria, con scadenza al 31 dicembre 2025, salvo esaurimento anticipato del contingente di potenza previsto per gli impianti di taglia superiore ad 1 MW. Per gli impianti di potenza inferiore ad 1 MW il decreto cesserà di applicarsi 60 giorni dopo il raggiungimento del contingente di potenza pari a 3 GW qualora antecedente al 31 dicembre 2025.

3. Meccanismo di Supporto

Il decreto prevede due modalità di accesso agli incentivi:

• Accesso diretto per impianti con potenza ≤ 1 MW (purché abbiano avviato i lavori dopo l’entrata in vigore del FER X transitorio).

• Procedure competitive (aste al ribasso) per impianti con potenza > 1 MW, con assegnazione basata su offerte economiche.

Con riferimento agli impianti con potenza > 1 MW, è previsto che il meccanismo incentivante operi solamente per il 95% dell’energia prodotta dagli impianti che risultino ammessi.

I contingenti di potenza per gli impianti di piccola taglia sono pari a 3 GW. Quelli previsti per le procedure competitive, invece, sono:

• Fotovoltaico: 10 GW

• Eolico: 4 GW

• Idroelettrico: 0,63 GW

• Gas da depurazione: 0,02 GW

• Totale: 14,65 GW

4. Criteri di Selezione e Priorità

L'accesso agli incentivi è condizionato al rispetto di requisiti ambientali, tecnici ed economici. 

Per gli impianti di potenza superiore a 1 MW, il requisito più innovativo rispetto ad altri meccanismi di incentivazione è costituito dall’obbligo di partecipazione al Mercato di Bilanciamento e Ridispacciamento.

Per tali impianti, gli altri principali requisiti sono :

• possesso del titolo abilitativo alla costruzione ed esercizio dell’impianto, ma si segnala che, su richiesta del produttore, è possibile accedere alle procedure competitive presentando il provvedimento favorevole di valutazione di impatto ambientale, ove previsto;

• preventivo di connessione accettato in via definitiva e registrazione dell'impianto sul sistema GAUDI di Terna validata dal gestore di rete;

• conformità ai requisiti prestazionali e alle norme nazionali e euro-unionali in materia di tutela ambientale necessari anche per rispettare il principio del “Do No Significant Harm” (“DNSH”) nonché ai requisiti di cui all’Allegato 3, declinati nelle regole operative che saranno emanate dal GSE;

• possesso di almeno uno dei seguenti requisiti volti a dimostrare la solidità finanziaria del soggetto richiedente:

  • possesso di dichiarazione di un istituto bancario che attesti la capacità finanziaria ed economica del soggetto partecipante in relazione all’entità dell’intervento, tenuto conto della redditività attesa dall’intervento stesso e della capacità finanziaria ed economica del gruppo societario di appartenenza, ovvero, in alternativa, l’impegno del medesimo istituto a finanziare l’intervento;

  • capitalizzazione, in termini di capitale sociale interamente versato e/o di versamenti in conto futuro aumento capitale, il cui valore minimo è stabilito in relazione all'investimento previsto per la realizzazione dell'impianto, determinato applicando, alla potenza nominale dell’impianto, il costo specifico di investimento, nella seguente misura:

    • il 10% sulla parte dell'investimento fino a cento milioni di euro;

    • il 5% sulla parte dell'investimento eccedente cento milioni di euro e fino a duecento milioni di euro;

    • il 2% sulla parte dell'investimento eccedente i duecento milioni di euro.

Non è consentito, altresì, l’accesso al meccanismo di supporto agli impianti di potenza superiore a 1 MW per i quali siano stati avviati i lavori di realizzazione prima di aver presentato istanza di partecipazione alle procedure competitive.

Costituiscono criteri di priorità, in caso di esubero di domande rispetto ai contingenti disponibili:

• Rimozione di amianto/eternit per gli impianti fotovoltaici.

• Rifacimenti integrali e potenziamenti su aree agricole senza aumento della superficie occupata.

• Realizzazione in aree idonee secondo la normativa (nazionale) vigente.

• Presenza di sistemi di accumulo per migliorare la programmabilità della produzione.

• Contratti di approvvigionamento a lungo termine (minimo 10 anni).

• Anteriorità  della data di presentazione della domanda di partecipazione alla procedura.

È previsto che, in sede di partecipazione alle procedure competitive, il proponente debba presentare una cauzione c.d. provvisoria a garanzia della qualità del progetto e l’impegno a prestare una cauzione definitiva a garanzia della realizzazione dell’impianto entro 90 giorni dalla pubblicazione con esito positivo della relativa graduatoria.

La cauzione definitiva è determinata in misura pari al 10% del costo di investimento previsto per la realizzazione dell’impianto determinato per tecnologia secondo la seguente tabella:

L’ammontare della cauzione provvisoria è, invece, pari al 50% dell’ammontare della cauzione definitiva.

La cauzione definitiva viene escussa, nella misura del 30%, nel caso in cui, entro sei mesi dalla data di pubblicazione della graduatoria il soggetto richiedente comunichi al GSE la rinuncia alla posizione utile in graduatoria. Laddove, invece, tale rinuncia sia comunicata tra i sei e i dodici mesi dalla data di pubblicazione della graduatoria, il GSE escute il 50% della cauzione definitiva. Se non viene rispettato nemmeno tale ultimo termine, il GSE escute l’intero ammontare della cauzione definitiva.

5. Modalità di Incentivazione e Prezzi

Per gli impianti di potenza inferiore a 200 kW il GSE provvede direttamente al ritiro e alla vendita dell’energia elettrica erogando, sulla produzione netta immessa in rete, il prezzo di aggiudicazione in forma di tariffa omnicomprensiva, fermo restando che il richiedente può optare per il meccanismo riservato agli impianti con potenza uguale o superiore a 200 kW.

Per questi ultimi, il supporto è assegnato tramite una tariffa differenziale (contratti per differenza a due vie), restando l’energia prodotta dall’impianto nella disponibilità del richiedente/produttore che, dunque, è libero di valorizzarla sul mercato:

• Se il prezzo di mercato è inferiore al prezzo di aggiudicazione, il GSE integra la differenza.

• Se il prezzo di mercato è superiore, il produttore deve restituire la differenza al sistema.

Il prezzo di mercato corrisponde al prezzo di riferimento individuato nel prezzo del Mercato del Giorno Prima gestito dal GME, purché maggiore di zero, determinato nel periodo rilevante delle transazioni e nella zona di mercato (quindi, P_Z) in cui è localizzato l’impianto contrattualizzato.

Il prezzo di aggiudicazione, invece, è variabile e dipende dall’offerta (al ribasso) sul prezzo di esercizio che ogni operatore effettua nella relativa procedura d’asta. Ad oggi, il prezzo di esercizio che sarà applicato nelle procedure di cui al decreto in esame è il c.d. “prezzo di esercizio superiore” che è, a sua volta differente a seconda della tecnologia dell’impianto:

• 95 Euro/MWh per il fotovoltaico e per l’eolico;

• 105 Euro/MWh per l’idroelettrico;

• 100 Euro/MWh per i gas residuati dai processi di depurazione.

Il prezzo di aggiudicazione, inoltre, una volta determinato è aggiornato all’inflazione ed è corretto sulla base della zona geografica in cui si trova l’impianto.

Infine, il prezzo di aggiudicazione è corretto nella misura di:

• + 27 Euro/MWh per impianti fotovoltaici in sostituzione di eternit o amianto;

• + 5 Euro/MWh, per impianti realizzati su specchi d’acqua.

I prezzi di esercizio per impianti fino a 1 MW, invece, saranno stabiliti da ARERA e aggiornati periodicamente.

È prevista la possibilità di adeguamento delle tariffe e delle regole per le nuove procedure in base all’andamento del mercato.

In caso di prezzi di mercato negativi o nulli:

• per gli impianti che partecipano al Mercato del Bilanciamento (quindi, per tutti gli impianti con potenza superiore a 1 MW e per tutti quegli impianti con potenza inferiore a 1 MW che hanno optato per la partecipazione a tale mercato), l’incentivo è calcolato sull’energia elettrica producibile nel solo periodo di tempo in cui il prezzo di mercato è risultato negativo/nullo. In particolare, l’incentivo in caso di prezzi di mercato negativi/nulli, è calcolato secondo la seguente formula:

  I = MIN (E_p , P_mb + P_o)

  dove

  I = incentivi

  E_p = energia producibile

  P_mb = programma in entrata nel Mercato del Bilanciamento

  P_o = potenza offerta a prezzo nullo o negativo

  ARERA dovrà determinare le modalità di calcolo dell’energia producibile;

• per gli impianti che non partecipano al Mercato del Bilanciamento, l’erogazione dell’incentivo è sospesa nei soli periodi in cui il prezzo di mercato è risultato nullo/negativo e non è prevista alcuna erogazione al termine del periodo di incentivazione.

In caso di taglio della produzione (c.d. curtailment):

• in ottemperanza a ordini provenienti da gestori di rete per la risoluzione di problemi legati alla rete stessa, oppure

• in ottemperanza a ordini impartiti da Terna sul Mercato del Bilanciamento e/o in altre piattaforme di bilanciamento europee, l’incentivo è calcolato sulla base dell’energia producibile dall’impianto nel solo periodo di curtailment e limitatamente ai volumi oggetto di taglio della produzione. È, comunque, riconosciuto dal GSE il prezzo medio di negoziazione relativo alle GO.

6. Tempi di Realizzazione e Sanzioni

Gli impianti devono entrare in esercizio entro 36 mesi dalla pubblicazione della graduatoria, al netto di eventuali cause di forza maggiore.

Per ritardi nella realizzazione sono previste penalità progressive sulla tariffa (0,2% per ogni mese per i primi nove mesi di ritardo e 0,5% per i successivi sei mesi) fino ad un massimo 15 (quindici) mesi di ritardo, oltre il quale è disposta la decadenza dall’accesso agli incentivi. In questo caso, qualora l’impianto venga successivamente riammesso a meccanismi di supporto, si applicherà una riduzione del 5% della tariffa.

In caso di mancato rispetto dei termini che precedono, il GSE provvede ad escutere la cauzione definitiva, fermo restando quanto indicato nel paragrafo 4 che precede in caso di rinuncia.

7. Pubblicazione e prossimi passi

Il Decreto non è ancora stato pubblicato ed entrerà in vigore il giorno successivo alla sua pubblicazione sul sito del MASE.

Occorre, dunque, ora attendere, oltre alla pubblicazione del Decreto, entro 90 giorni dalla sua entrata in vigore, l’ulteriore pubblicazione delle regole operative da parte del GSE e la delibera con la quale ARERA:

• provvede a definire i prezzi di aggiudicazione per gli impianti di potenza inferiore o uguale a 1 MW che accedono direttamente al meccanismo di supporto (ARERA);

• provvede a pubblicare i prezzi di esercizio (ARERA);

• definisce la regolazione tecnica e le modalità procedurali da applicare (ARERA):

  • in caso di prezzi nulli/negativi e in caso di curtailment su ordini impartiti da gestori di rete/Terna;

  • per l’abilitazione e partecipazione degli impianti al Mercato di Bilanciamento e Ridispacciamento.

La sentenza si pone nel solco di un orientamento ormai consolidato (sul punto, ex multis, TAR Lazio, Sez. III ter, Sentenza n. 10162/2024; TAR Lazio, Sez. III stralcio, Sentenza n. 11508/2024; TAR Lazio, Sez. III ter, Sentenza n. 1385/2023; TAR Lazio, Sez. III ter, Sentenza n. 12196/2023; TAR Lazio, Sez. III ter, Sentenza n. 12641/2023; Consiglio di Stato, Sez. IV, Sentenza n. 6060/2018) per il quale al diritto di credito del GSE si applica la prescrizione decennale e il giorno da cui tale diritto può essere fatto valere non può essere posticipato all’esito del procedimento di verifica e controllo ma decorre dalla data di erogazione di ogni singolo pagamento effettuato in favore dell’impianto incentivato, a nulla rilevando la natura pubblica della funzione riguardante la regolazione e la regolamentazione del mercato interno dell’energia e del suo sistema di incentivazione. L’unica eccezione (prevista peraltro espressamente dall’art. 2941 n. 8) c.c.) è rappresentata dal dolo del beneficiario dell’erogazione che comporta la sospensione del decorso del termine prescrizionale finché il dolo non venga scoperto.

Il potere di verifica e controllo è, infatti, esercitabile dal GSE immediatamente dopo l’ammissione agli incentivi, per cui è solo in capo allo stesso che va ravvisata la responsabilità per l’omesso (o ritardato) esercizio di tali poteri. Ne consegue che, la scelta dell’an e del quando attivare il procedimento non può comportare lo slittamento in avanti del dies a quo della prescrizione, pena un’indebita mobilità del termine di decorrenza della prescrizione rimesso alla discrezionalità del Gestore.

Risulta, dunque, allo stato dell’arte, incontestato il principio, già più volte sancito dalla giurisprudenza amministrativa, per cui, da un lato, in presenza di una verificata circostanza di indebita corresponsione della tariffa incentivante, il GSE non potrà agire per il recupero delle somme erogate rispetto alle quali è già decorso il termine di prescrizione decennale ex art. 2946 c.c., dall’altro, che tale prescrizione non va fatta decorrere dalla data del provvedimento con cui il GSE ha adottato il provvedimento di riduzione tariffaria, bensì dalla data di ogni singola erogazione.

Di seguito alcune delle più importanti novità in materia di autorizzazioni ambientali.

Una delle finalità del D.L. Ambiente è quella di rendere più rapido l’iter dei procedimenti di valutazioni e autorizzazioni ambientali introducendo una corsia preferenziale per alcuni progetti. Sul punto, modificando l’art. 8 del D.Lgs. 152/2006, il Decreto inserisce tra i progetti a cui accordare preferenza nell’ordine di trattazione da parte della Commissione tecnica statale di verifica dell'impatto ambientale - VIA e VAS nonché innanzi alla Commissione Tecnica PNRR-PNIEC quelli “di preminente interesse strategico nazionale ai sensi dell’art. 13 del decreto legge 10 agosto 2023, n. 104, convertito, con modificazioni, dalla legge 9 ottobre 2023, n. 136” e “a quelli aventi le caratteristiche di cui all'articolo 30 del decreto-legge 17 maggio 2022, n. 50, convertito, con modificazioni, dalla legge 15 luglio 2022, n. 91” . Tra questi sono considerate prioritarie le tipologie progettuali che saranno individuate con decreto del Ministro dell'ambiente e della sicurezza energetica, di concerto con il Ministro della cultura e con il Ministro delle infrastrutture e dei trasporti, tenendo conto dei seguenti criteri:

a) affidabilità e sostenibilità tecnica ed economica del progetto in rapporto alla sua realizzazione;

b) contributo al raggiungimento degli obiettivi di decarbonizzazione previsti dal PNIEC;

c) rilevanza ai fini dell'attuazione degli investimenti del Piano nazionale di ripresa e resilienza (PNRR);

d) valorizzazione di opere, impianti o infrastrutture esistenti.

Nelle more dell'adozione del decreto, sono da considerarsi prioritari, nell’ordine: 

1) i progetti di nuovi impianti di accumulo idroelettrico mediante pompaggio puro che prevedono, anche attraverso il ripristino delle condizioni di normale esercizio degli invasi esistenti, l'incremento dei volumi di acqua immagazzinabili (previsione aggiunta in sede di conversione);

2) le opere e gli impianti di stoccaggio geologico, cattura e trasporto di CO2, nonché i relativi impianti funzionalmente connessi, e gli impianti industriali oggetto di conversione in bioraffinerie (previsione aggiunta in sede di conversione);

3) i progetti concernenti impianti di idrogeno verde ovvero rinnovabile di cui al numero 6-bis) dell’allegato II alla parte seconda e i connessi impianti da fonti rinnovabili; 

4) i progetti di nuovi impianti concernenti le derivazioni per uso idroelettrico di potenza fino a 10MW (previsione aggiunta in sede di conversione); 

5) gli interventi di revamping e repowering di impianti alimentati da fonti eoliche o solari; 

6) i progetti fotovoltaici on-shore e agrivoltaici on-shore di potenza nominale pari almeno a 50 MW e i progetti eolici on-shore di potenza nominale pari almeno a 70 MW.

A tali progetti è riservata una quota non superiore ai tre quinti delle trattazioni delle Commissioni, fermo restando l’ordine cronologico di priorità della data di comunicazione al proponente dell’avvenuta pubblicazione della documentazione nel sito web dell’autorità competente che vale per tutti i progetti, prioritari e non. 

Nell’ottica di accelerazione nella valutazione dei progetti, il Decreto prevede altresì che, in caso di ritardo nell’emissione del provvedimento di VIA, il Presidente della Commissione VIA-VAS e il Presidente della Commissione Tecnica PNRR-PNIEC possono disporre l’assegnazione del progetto alla Commissione Tecnica VIA-VAS, ferma restando l’applicazione della disciplina procedimentale relativa alle valutazioni di impatto ambientale dei progetti PNRR e PNIEC.

Stringenti ed innovative previsioni sono introdotte con riferimento alle modalità di svolgimento del procedimento di screening VIA di cui all’art. 19 D.Lgs. 152/2006: 

i) entro quindici giorni dalla scadenza del termine di 30 giorni dalla comunicazione alle amministrazioni interessate di avvenuta pubblicazione della documentazione sul portale, l’autorità competente può richiedere al proponente chiarimenti e integrazioni finalizzati ad escludere la sottoposizione del progetto al procedimento di VIA, assegnando un termine non superiore a trenta giorni, decorso il quale, in assenza delle integrazioni richieste, l'istanza si intende respinta;

ii) l’autorità competente adotta il provvedimento di verifica di assoggettabilità a VIA entro 60 giorni dalla data di scadenza del termine di 30 giorni dalla comunicazione alle amministrazioni interessate di avvenuta pubblicazione della documentazione sul portale o, nei casi di richieste di chiarimenti o di integrazioni documentali, entro 45 giorni dal ricevimento dei chiarimenti ovvero delle integrazioni richiesti. In casi eccezionali, l’autorità competente può prorogare, per un periodo non superiore a venti giorni, il termine per l’adozione del provvedimento di screening VIA, comunicando tempestivamente, e per iscritto, al proponente le ragioni che giustificano la proroga.

Il Decreto dispone, inoltre, che il provvedimento di verifica di assoggettabilità a VIA non possa avere un’efficacia inferiore a cinque anni, indicata nel provvedimento stesso tenuto conto dei tempi previsti per la realizzazione del progetto, dei procedimenti autorizzatori necessari, nonché dell'eventuale proposta formulata dal proponente. Decorso tale termine senza che il progetto sia stato realizzato, il procedimento deve essere reiterato, fatta salva la concessione di specifica proroga da parte dell’autorità competente, su istanza del proponente corredata dai pertinenti riscontri in merito al contesto ambientale di riferimento e alle eventuali modifiche, anche progettuali, intervenute. Anche in questo caso, entro 15 giorni dall’istanza, l’autorità competente può richiedere documentazione integrativa, assegnando un termine perentorio non superiore a venti giorni per la relativa presentazione. Qualora la documentazione risulti nuovamente incompleta, l’istanza si intenderà ritirata. Fatto salvo il caso di mutamento del contesto ambientale di riferimento ovvero di modifiche, anche progettuali, il provvedimento con cui è disposta la proroga non contiene prescrizioni diverse e ulteriori rispetto a quelle già previste nel provvedimento di verifica di assoggettabilità VIA originario. Se l’istanza è presentata almeno novanta giorni prima della scadenza del termine di efficacia del provvedimento, quest’ultimo continua a essere efficace sino all'adozione, da parte dell’autorità competente, delle determinazioni relative alla concessione della proroga. 

Il D.L. Ambiente introduce poi, in parziale deroga al principio generale di cui alla L. n. 241/1990 – secondo il quale il silenzio-assenso non opera in materia ambientale – il meccanismo di silenzio-assenso in relazione all’accoglimento dell’istanza di sospensione del procedimento fino ad un massimo di 12 giorni qualora all’esito della consultazione ovvero della presentazione delle controdeduzioni da parte del proponente si renda necessaria la modifica o l’integrazione degli elaborati progettuali o della documentazione acquisita. La predetta istanza si intende accolta se trascorsi sette giorni dalla richiesta di sospensione la Commissione VIA-VAS o la Commissione tecnica PNRR-PNIEC resta silente.

Un’ulteriore novità riguarda la verifica da parte del Ministero della cultura dell’adeguatezza della relazione paesaggistica allegata alla VIA (art. 24, comma 5, D.Lgs. 152/2006). Anche in questo caso, con l’identico meccanismo previsto innanzi alle Commissioni Tecniche, in caso di richiesta di integrazione, laddove il proponente non riscontri nel termine indicato dall’autorità (comunque non superiore a 30 giorni, prorogato di ulteriori 30 giorni su richiesta del proponente), l’istanza di VIA si intende automaticamente respinta e il Ministero della cultura ne dà comunicazione al proponente e all’autorità competente, cui è fatto obbligo di procedere all’archiviazione.

Con l’obiettivo di incidere sui recenti orientamenti giurisprudenziali del Consiglio di Stato (ex multis, Consiglio di Stato. nn. 7299/2024, 4098/2022), per il quale si può ritenere che l’autorizzazione paesaggistica sia compresa nell’ambito del provvedimento di VIA rilasciato con Delibera del Consiglio dei Ministri ai sensi dell’art. 5, comma 2, lett. c-bis) della L. 400/1988, il Decreto introduce, altresì, l’art. 25, comma 2-quinquies del D.Lgs. 152/2006, prevedendo che il concerto del competente direttore generale del Ministero della cultura comprende l’autorizzazione paesaggistica ove la relazione paesaggistica consenta di esprimere una valutazione positiva di compatibilità paesaggistica del progetto. Il Ministero della cultura è, inoltre, tenuto a motivare adeguatamente l’eventuale diniego del concerto e, in caso di parere favorevole della Commissione Tecnica VIA-VAS o Commissione Tecnica PNRR-PNIEC, può applicarsi l’art. 5, comma 2, lett. c-bis) della L. 400/1988, superando il dissenso con Delibera del Consiglio dei Ministri che sostituisce ad ogni effetto il provvedimento di VIA favorevole e comprende l’autorizzazione paesaggistica ove la relazione paesaggistica sia completa e consenta un giudizio positivo di compatibilità paesaggistica. 

Da ultimo, con la legge di conversione è stata modificata la previsione del D.L. Ambiente che maggiormente aveva preoccupato gli operatori nella versione pubblicata in Gazzetta Ufficiale lo scorso 18 ottobre: al comma 2 dell’art. 1 era, infatti, previsto che “per i progetti di produzione di energia da fonti rinnovabili, il proponente allega all’istanza di VIA di cui all’art. 23 del decreto legislativo n. 152 del 2006 anche una dichiarazione attestante la legittima disponibilità, a qualunque titolo, della superficie e, qualora occorra, delle risorse necessarie alla realizzazione dei progetti medesimi”. 

La disposizione sembrava rendere necessaria per tutti i progetti di produzione di energia rinnovabile implicanti il ricorso alla procedura di VIA, l’immediata dimostrazione della disponibilità della superficie interessata dagli impianti. 

Tale pretesa, tuttavia, era apparsa, sin da subito, del tutto irragionevole, collocando un impegno di spesa particolarmente gravoso (quello dell’acquisto della disponibilità dei terreni) in una fase progettuale del tutto transitoria, considerato anche che durante la stessa procedura di VIA sono frequenti le richieste da parte delle autorità di spostamento dei componenti dell’impianto e delle relative opere di connessione. Allo stesso tempo, la norma appariva non tenere in debito conto la circostanza che spesso la disponibilità delle aree viene necessariamente ottenuta dopo la fase autorizzativa tramite esproprio successivo - come spesso accade per l’eolico - ovvero pubblica concessione sui terreni del demanio –in caso di idroelettrico -.

La legge di conversione ha integralmente sostituito il richiamato comma 2 dell’art. 1, prevedendo che per i progetti di produzione energetica da fonte fotovoltaica, solare termodinamica, a biomassa o a biogas, nonché di produzione di biometano (escludendo, quindi, le fonti eolica e idrica), il proponente alleghi un’autodichiarazione, attestante la legittima disponibilità, a qualunque titolo, della superficie su cui realizzare l'impianto, ferme restando la pubblica utilità e le procedure conseguenti per le opere connesse.

Con l’approvazione del D.L. n. 208 del 31 dicembre 2024 (“DL Emergenze”), il Consiglio dei Ministri ha introdotto una serie di misure destinate a rispondere a crisi contingenti e ad implementare l’esecuzione degli obiettivi di cui al Piano Nazionale di Ripresa e Resilienza (“PNRR”). Tra queste, spicca l’articolo 8 DL Emergenze, dedicato alla mitigazione dei rischi finanziari negli accordi di compravendita a lungo termine di energia da fonti rinnovabili, noti anche come Power Purchase Agreements (“PPA”), conformemente a quanto previsto ai sensi del Regolamento (UE) 2024/1747 del Parlamento europeo e del Consiglio (“Regolamento (UE) 2024/1747”). 

Questo articolo tratta dei dettagli del ruolo del Gestore dei Servizi Energetici (“GSE”) come garante di ultima istanza e analizza gli impatti previsti di tale misura.

Il contesto normativo

Come detto, la previsione normativa mira a rafforzare la sicurezza e l’attrattività dei PPA intervenendo sull’articolo 28 del D.Lgs. n. 199/2021 e rimuovendo alcuni degli ostacoli di tipo normativo, amministrativo e finanziario alla loro diffusione, al fine di facilitare il raggiungimento degli obiettivi di decarbonizzazione tramite lo sfruttamento di energia rinnovabile. In particolare, i primi due commi dell’attuale articolo 28[1] prevedono rispettivamente: 

• l’istituzione di una bacheca informatica da parte del Gestore dei Mercati Energetici – GME S.p.A. (“GME”) finalizzata a: (i) raccogliere gli annunci di operatori interessati a proporre la negoziazione di PPA in qualità di venditori/produttori o di acquirenti favorendone l’incontro, tramite il “Comparto Annunci”; (ii) permettere la registrazione dei PPA già conclusi dagli operatori iscritti alla bacheca, il tramite il “Comparto Registrazione Contratti”; e (iii) eseguire le procedure di assegnazione dell’energia elettrica relative al c.d. meccanismo energy release di cui al D.M. 16 settembre 2022[2], tramite il “Comparto Energy Release” (“Bacheca PPA”);

• l’istituzione di una piattaforma di negoziazione organizzata gestita dal GME a partecipazione volontaria e volta a facilitare la sottoscrizione e diffusione dei PPA tra gli operatori (venditori o acquirenti) interessati, facilitando il raggiungimento degli obiettivi di decarbonizzazione così come auspicato dai paragrafi (27) e (28) del Regolamento (UE) 2024/1747 (“Piattaforma GME”). 

A tale proposito, occorre precisare che la Piattaforma GME, allo stato, non risulta ancora operativa e si differenzia in tutto e per tutto dalla Bacheca PPA, ad oggi, pienamente operativa e funzionante.

L’articolo 8 del DL Emergenze introduce due nuovi commi al testo dell’articolo 28 D.Lgs. n. 199/2021. In particolare, il nuovo comma 2-bis prevede che, tramite apposito decreto, il Ministero dell’Ambiente e della Sicurezza Energetica (“MASE”) stabilisca criteri e condizioni affinché il GSE assuma il ruolo di garante di ultima istanza nei contratti PPA in coerenza con un sistema più ampio di garanzie che sarà definito dallo stesso decreto tramite l’identificazione dei requisiti e degli obblighi in merito a carico dei contraenti. 

Il tutto si inserisce, come già accennato, nel contesto degli sforzi derivanti dal capito RepowerEU del PNRR in merito all’adozione di normative primarie e attuative entro il 2024 volte ad incrementare la fiducia degli operatori di mercato in relazione alla negoziazione dei PPA, riducendo i rischi percepiti associati ai PPA, incentivando una maggiore e più ampia partecipazione al mercato e stabilizzando il mercato e i prezzi inerenti agli accordi di compravendita di energia a lungo termine.

Le funzioni del GSE come garante di ultima istanza

La novella normativa, dunque, prevede che il GSE subentri alla parte inadempiente (produttore o acquirente) di un PPA così da garantire l’adempimento delle obbligazioni assunte dalla stessa nei confronti della controparte in bonis.

Si segnala che il nuovo sistema sembrerebbe limitato nel suo ambito di applicazione ai soli PPA stipulati tramite la Piattaforma GME. In tal senso, depongono (i) il riferimento nell’incipit del comma 2-bis del art. 28 D.Lgs. n. 199/2021 alla finalità del nuovo sistema di garanzia, cioè “lo sviluppo dei contratti di lungo termine attraverso la “Piattaforma GME” di cui al comma 2, primo periodo” e (ii) il richiamo al decreto ministeriale che regolerà il funzionamento della Piattaforma GME stessa quale principale normativa attuativa di tale nuovo sistema di garanzia.

Inoltre, occorre precisare che la garanzia prestata dal GSE tramite il subentro nel contratto di volta in volta rilevante opererà solamente in ultima istanza, ossia nel momento in cui il sistema di garanzie ulteriori previste dal decreto ministeriale non permettano alla parte in bonis un’adeguata copertura a fronte dell’inadempimento dell'altra parte. In merito, il secondo capoverso del comma 2-bis del novellato articolo 28 D.Lgs. n. 199/2021 prevede il supporto di un sistema di garanzie integrato con la disciplina della Piattaforma GME e potenzialmente simile per funzionamento ai meccanismi a tal proposito previsti per la partecipazione alle negoziazioni sul Mercato Elettrico.

Infine, ad oggi, come anticipato, la Piattaforma GME non è ancora stata attivata: allo stato, pertanto, il nuovo sistema di garanzia non risulta applicabile ad alcun PPA.

Le stime degli impatti economici a livello macro e sui singoli PPA

Secondo la relazione tecnica di cui al DL Emergenze, il sistema di garanzie è progettato per coprire le esigenze sottese ad una capacità complessiva di 10 GW[3] di energia rinnovabile entro il 2030 equivalente a 15,7 TWh/anno, circa un ventesimo del consumo elettrico nazionale.

Gli oneri stimati per il GSE si aggirano attorno a 45 milioni di euro l’anno per un quinquennio, per un totale di 224 milioni di euro. Questi costi saranno ripartiti principalmente tra i proventi delle aste ETS[4] e, in misura limitata, sugli oneri di sistema. Inoltre, come suggerito dalla relazione tecnica, il futuro meccanismo di garanzia oggetto del presente contributo potrebbe essere ancor meno gravoso economicamente per il GSE se il legislatore dovesse prevedere l’ottenimento della disponibilità dell’energia oggetto del PPA una volta che il GSE sia subentrato in qualità di acquirente piuttosto che di venditore, eliminando il rischio legato alle fluttuazioni di mercato. 

Tuttavia, si ritiene che con il legislatore dovrà attentamente valutare la fattibilità e le modalità con le quali il GSE potrà eventualmente ottenere la disponibilità dell’energia oggetto dei PPA di volta in volta rilevanti.

A tal proposito, meno problematica sembra l’ipotesi di subentro nella posizione contrattuale dell’acquirente ove si ipotizza che per ottenere la disponibilità dell’energia sottesa al PPA: (i) il GSE potrebbe essere nominato utente del dispacciamento con riferimento all’impianto sotteso al PPA di volta in volta rilevante, ritirando direttamente l’energia consegnata al POD dell’impianto e ottenendone così la disponibilità; oppure, secondo uno schema meno tutelante per il GSE stesso, (ii) l’acquirente potrebbe essere tenuto a trasferire l’energia prodotta ed immessa in rete dall’impianto tramite PCE al conto del GSE che ne otterrà in tal modo la disponibilità. 

Mentre, con riferimento all’ipotesi di subentro nella posizione contrattuale del venditore si ipotizza che: (i) il GSE potrebbe essere nominato quale utente del dispacciamento con riferimento all’impianto sotteso al PPA di volta in volta rilevante ritirando direttamente l’energia consegnata al POD dell’impianto, ottenendone così la disponibilità, per poi impegnarsi a trasferire detti volumi in PCE all’acquirente; oppure, secondo uno schema meno incisivo sulla struttura contrattuale, (ii) il GSE potrebbe subentrare al venditore solo con riferimento alla posizione creditoria dello stesso rinunciando tuttavia alla disponibilità dell’energia. In ogni caso, il rischio a cui sarebbe esposto il GSE in questo contesto è quello per cui il produttore si disinteressi alla manutenzione e gestione dell’impianto.

Ad ogni modo l’eventuale disponibilità dell’energia, combinata con criteri di efficienza operativa, contribuirebbe a minimizzare l’impatto economico complessivo sul sistema, minimizzando il rischio prezzo. Infine, la relazione tecnica al DL Emergenze sottolinea che l’efficacia del meccanismo dipende da condizioni come la stabilità dei prezzi di mercato e l’applicazione di clausole contrattuali che limitano il rischio per il GSE, garantendo un impatto economico potenzialmente nullo[5].

Quanto alla negoziazione dei singoli PPA, occorrerà verificare come il decreto ministeriale attuativo implementerà effettivamente il meccanismo di garanzia e a quali condizioni. Per ora, è possibile prevedere che il meccanismo di garanzia in parola non eliminerà l’esigenza di richiedere alle parti strumenti di garanzia a supporto dell’adempimento degli obblighi contrattuali, in quanto la garanzia del GSE opererà “in ultima istanza”, quindi, verosimilmente, solo dopo che tutte le altre forme di garanzia contrattualmente previste siano state inutilmente azionate. A questo proposito, sarà interessante capire anche quale tipologia di garanzie dovranno essere prestate dagli operatori per poter accedere alla Piattaforma GME. 

È inoltre prevedibile che la misura in esame abbia comunque un impatto sui costi relativi alle garanzie che le parti dovranno prestare nell’ambito di un PPA e, quindi, indirettamente, anche sul prezzo dell’energia oggetto del PPA stesso, ancorché, in tale calcolo, si debba tenere conto che il meccanismo di garanzia di ultima istanza sarà oggetto di specifico corrispettivo.

Infine, quale effetto collaterale negativo dello scopo di tale sistema di garanzie volto anche ad abbattere le barriere in ingresso del mercato del PPA si segnala la possibilità di diffusione di pratiche connotate da un maggior grado di “azzardo morale” dettate proprio dall’esistenza di un sistema di garanzie basato, in ultima istanza, sul subentro di un’entità terza quale parte contrattuale.

[1] Tali primi due commi sono rimasti invariati rispetto al testo del D.Lgs. 199/2021 così come originariamente pubblicato in Gazzetta Ufficiale.

[2] Si precisa che non si tratta del recente meccanismo omonimo dell’energy release introdotto dal D.L. n. 181/2023.

[3] Di cui 7 GW di capacità fotovoltaica e 3 GW di capacità eolica.

[4] Cfr. comma 2-ter del novellato articolo 28 D.Lgs. n. 199/2021.

[5] Si consideri che la novella normativa è stata adottata considerando scenari di prezzo compresi tra 65 e 115 Euro/MWh sui mercati spot e un prezzo contrattuale medio dei PPA pari a 90 Euro/MWh.

Le Regole operative, elaborate dal GSE, forniscono le informazioni necessarie per l’adempimento di quanto previsto dal FER 2 e, in via generale, dal quadro normativo e regolatorio vigente in materia.

Il documento illustra i tempi e le modalità di svolgimento delle procedure competitive previste, le modalità di riallocazione della capacità produttiva eventualmente non assegnata, le modalità e gli adempimenti previsti per la partecipazione alle procedure e per l’inserimento in posizione utile nelle graduatorie. Sono, inoltre, disciplinati i criteri di formazione delle graduatorie e i motivi di esclusione nonché gli effetti delle rinunce e i motivi che, eventualmente accertati successivamente all’entrata in esercizio, in fase di valutazione della richiesta di accesso agli incentivi, comportano la decadenza dalla graduatoria.

A ciascuna procedura competitiva corrisponde:

• un bando (avviso pubblico);

• un contingente di capacità produttiva, espresso in MW, per ogni procedura prevista, da assegnare agli impianti che partecipano alla procedura;

• una graduatoria, redatta dal GSE in esito alla selezione dei progetti e che tiene conto dell’eventuale ribasso percentuale offerto rispetto alla tariffa di riferimento posta a base della procedura competitiva e dell’eventuale applicazione dei criteri di priorità.

Il FER 2 prevede nove tipologie di procedure, dipendenti dalla tipologia di impianto e dalla categoria di intervento. Le tipologie di impianto ammesse sono:

• impianti a biogas di potenza nominale non superiore a 300 kW elettrici;

• impianti a biomassa di potenza nominale non superiore a 1.000 kW elettrici;

• impianti solari termodinamici di qualsiasi potenza;

• impianti eolici off-shore floating e impianti eolici off-shore su fondazioni fisse con distanza minima dalla costa pari a 12 miglia nautiche, di qualsiasi potenza;

• impianti fotovoltaici off-shore floating e impianti fotovoltaici floating su acque interne, di qualsiasi potenza;

• impianti da energia mareomotrice, del moto ondoso e altre forme di energia marina di qualsiasi potenza; 

• impianti geotermici, tradizionali con innovazioni o a emissioni nulle, di qualsiasi potenza.

Il FER 2 punta a sostenere la realizzazione di 4,6 GW complessivi tra il 2024 e il 2028.

Le tariffe incentivanti variano tra i 100 €/MWh e i 300 €/MWh a seconda della tecnologia e della potenza. La tecnologia sulla quale il Decreto punta maggiormente è l’eolico off-shore con 3,8 GW.

Per partecipare alle aste bisogna essere in possesso del titolo abilitativo (o provvedimento favorevole di valutazione di impatto ambientale, ove previsto) e di un preventivo di connessione alla rete elettrica accettato in via definitiva. Vanno poi rispettati determinati requisiti minimi ambientali e prestazionali. 

Alle procedure sono ammessi sia interventi di nuova costruzione sia, per i soli impianti geotermici tradizionali con innovazioni, interventi per il rifacimento di impianti già esistenti.

Ciascuna procedura competitiva resta aperta per un periodo di 60 giorni a partire dalla data di pubblicazione del bando sul sito web del GSE e le relative graduatorie sono pubblicate entro i 90 giorni successivi alla data di chiusura. 

In caso di mancata saturazione del contingente di potenza, il GSE, per ogni tipologia di procedura, al fine di riallocare le risorse disponibili, prevede dei meccanismi di riallocazione della potenza non assegnata: in ciascuna procedura competitiva la quota di potenza residua non assegnata è attribuita al contingente della prima procedura successiva, fino all’esaurimento dei contingenti.

Inoltre, il GSE valuterà la possibilità di riallocare la quota di potenza relativa a impianti risultati ammessi in posizione utile in una precedente graduatoria e per i quali il soggetto richiedente abbia presentato rinuncia.

È previsto un meccanismo di controllo e integrazione delle domande. Nondimeno, nessuna responsabilità potrà essere attribuita al GSE, per mancata segnalazione di inesattezze o carenze documentali, in ordine ad asseriti errori commessi all’atto della richiesta di iscrizione alle procedure competitive o di errata trasmissione della documentazione obbligatoria da parte del soggetto richiedente, non potendosi invocare il principio del “soccorso istruttorio”.

La mancata evidenza del possesso dei requisiti e/o dei criteri di priorità dichiarati in fase di iscrizione, determina l’esclusione dalla graduatoria.

Il FER 2 prevede per i soggetti richiedenti, in fase di iscrizione, la possibilità (per gli impianti con potenza fino a 300 kW) o l’obbligo (per gli impianti con potenza superiore a 300 kW) di formulare un’offerta di riduzione percentuale della tariffa di riferimento. A parità di riduzione offerta, e in caso di saturazione del contingente, verranno, infatti, presi in considerazione gli altri criteri di priorità previsti dal decreto:

a) impianti realizzati nelle aree identificate come idonee in attuazione dell’articolo 20 e 23 del decreto legislativo n. 199 del 2021;

b) anteriorità della data ultima di completamento della domanda di partecipazione alla procedura.

L’offerta di riduzione percentuale deve essere maggiore o uguale al 2%, per impianti con potenza superiore a 300 kW. Per ciascuna tipologia di procedura, la tariffa di riferimento è quella di cui all’Allegato 1 al FER 2, ridotta del 3% all’anno a partire dal 2025. Per gli impianti con potenza fino a 300 kW, tale riduzione si applica a partire dal 2026.

Per gli impianti risultati in posizione utile nelle graduatorie pubblicate a valle delle rispettive procedure competitive, il FER 2 prevede, in base alla fonte, alla categoria di intervento e alla tipologia di soggetto richiedente, il rispetto di precisi limiti temporali per l’entrata in esercizio ai fini dell’accesso agli incentivi; successivamente all’entrata in esercizio, il soggetto richiedente può formulare richiesta di incentivo.

Il documento disciplina anche la fase di richiesta di riconoscimento dell’incentivo, il relativo procedimento di valutazione e verifica, la determinazione della tariffa, l’attivazione dei contratti e successive modalità erogazione dell’incentivo, prevedendo altresì specifiche condizioni di cumulabilità con altre misure nonché il sistema delle verifiche e controlli.

Il FER 2 prevede due tipologie di incentivi: una tariffa omnicomprensiva o un incentivo, calcolato come differenza tra la tariffa spettante e il prezzo zonale orario dell’energia (riferito alla zona di mercato in cui è immessa in rete l’energia elettrica prodotta dall’impianto). Nel caso in cui la differenza sia positiva, il GSE eroga gli incentivi in misura pari alla già menzionata differenza, sull’energia incentivata ovverosia sulla produzione netta immessa in rete. Nel caso in cui il valore dell’incentivo risulti negativo, il GSE provvederà a richiedere la restituzione di tale differenziale mediante conguaglio, compensazione su altre partite di competenza del medesimo soggetto o corresponsione diretta. Gli impianti di potenza inferiore o uguale a 300 kW possono optare per l’una o per l’altra tipologia. Per gli impianti di potenza superiore a 300 kW è previsto esclusivamente il riconoscimento dell’incentivo. 

Nel caso di tariffa omnicomprensiva, il corrispettivo erogato comprende la remunerazione dell’energia prodotta e immessa in rete, che è ritirata dal GSE; nel caso di incentivo, l’energia prodotta e immessa in rete resta invece nella disponibilità del produttore.

Il primo bando si è aperto il 16 dicembre per gli impianti biogas e biomassa per un contingente di 10 MW e si chiuderà alle ore 12 del 14 febbraio 2025.

Il calendario delle procedure successive sarà approvato dal Ministero, su proposta del Gestore, entro il 31 marzo 2025 e comunicato dal GSE due mesi prima dell’apertura di ogni procedura.

Il decreto prevede almeno una procedura per anno per biogas e biomasse e almeno tre procedure sull’intero periodo, cioè fino a fine 2028, per le altre tecnologie.

Il provvedimento è in vigore dal 6 dicembre, ovvero dal giorno successivo alla pubblicazione, e trova applicazione non solo rispetto agli impianti la cui procedura di autorizzazione sia stata avviata successivamente alla data di entrata in vigore della legge, ma, altresì, agli impianti il cui iter autorizzativo è in corso e finanche agli impianti già autorizzati che non abbiano comportato una modifica irreversibile dello stato dei luoghi, i cui titoli abilitativi saranno privi d’efficacia.

La legge dispone l’abrogazione della precedente legge regionale del 3 luglio 2024, n. 5, recante “Misure urgenti per la salvaguardia del paesaggio e dei beni paesaggistici e ambientali”, introduttiva della c.d. “moratoria sarda”, e, di conseguenza, la caducazione dell’impugnativa avente ad oggetto la legittimità della stessa sollevata dal Consiglio dei Ministri innanzi alla Corte costituzionale.

La Sardegna è così la prima regione italiana ad aver dato esecuzione al Decreto Aree Idonee, al ‘dichiarato’ fine di individuare “le aree idonee e le superfici idonee, non idonee e ordinarie, al fine di favorire la transizione ecologica, energetica e climatica”, garantire la minimizzazione dell’impatto ambientale e paesaggistico degli impianti di energia a fonti rinnovabili, nonché la loro programmazione territoriale nel rispetto sia degli obblighi comunitari di decarbonizzazione e transizione energetica, sia degli obiettivi regionali di potenza complessiva, con l’obiettivo di massimizzazione delle aree da individuare al fine di agevolare gli obiettivi regionali di potenza complessiva da raggiungere entro il 2030, di cui al Decreto Aree Idonee.

Al fine di poter individuare le aree e le superfici idonee e non idonee all’installazione e promozione di impianti a fonti di energia rinnovabile, il provvedimento, in primo luogo, provvede alla fondamentale differenziazione tra taglie d’impianto, individuando gli impianti

a) di piccola taglia negli impianti fotovoltaici, termodinamici, agrivoltaici con potenza nominale inferiore o uguale a 1 MW; impianti eolici con altezza massima complessiva inferiore o uguale a 20 metri; impianti di generazione elettrica da biomasse, gas di discarica, gas residuati dai processi di depurazione e biogas con potenza nominale inferiore o uguale a 200 kW; impianti geotermoelettrici aventi una temperatura del fluido reperito inferiore o uguale a 90 gradi centigradi; negli accumuli con potenza nominale installata inferiore o uguale a 500 kW;

b) di media taglia negli impianti fotovoltaici, termodinamici, agrivoltaici con potenza nominale superiore o uguale a 1 MW e inferiore o uguale a 10 MW; impianti eolici con altezza massima complessiva superiore a 20 metri e inferiore o uguale a 100 metri; impianti di generazione elettrica da biomasse, gas di discarica, gas residuati dai processi di depurazione e biogas con potenza nominale superiore a 200 kW e inferiore o uguale a 1 MW; impianti geotermoelettrici aventi una temperatura del fluido reperito superiore a 90 gradi centigradi e inferiore o uguale a 150 gradi centigradi; accumuli con potenza nominale installata maggiore a 500 kW e inferiore o uguale a 1,2 MW;

c) di grande taglia negli impianti fotovoltaici, termodinamici, agrivoltaici con potenza nominale superiore a 10 MW; impianti eolici con altezza massima complessiva superiore a 100 metri; impianti di generazione elettrica da biomasse, gas di discarica, gas residuati dai processi di depurazione e biogas con potenza nominale superiore a 1 MW; impianti geotermoelettrici aventi una temperatura del fluido reperito superiore a 150 gradi centigradi; accumuli con potenza nominale installata maggiore a 1,2 MW.

In considerazione delle diverse taglie d’impianto agli Allegati A, B, C, D ed E, nonché ai commi 9 e 11, art. 1, L.R. 20/2024, vengono, quindi, individuate le aree non idonee, in quantitativo di gran lunga superiore a quelle idonee, individuate, invece, all’Allegato F e, precisamente, riconosciute

a) nelle aree industriali dismesse, ad eccezione degli impianti eolici di grande taglia;

b) nelle aree destinate a discariche di rifiuti urbani e speciali, esclusivamente nelle aree di servizio esterne al corpo discarica, limitatamente agli impianti fotovoltaici e agli impianti eolici di piccola e media taglia;

c) per l’installazione degli impianti fotovoltaici, i siti e gli impianti nella disponibilità delle società del gruppo Ferrovie dello Stato italiane e dei gestori di infrastrutture ferroviarie;

d) le aree portuali, esclusi i porti turistici, limitatamente agli impianti fotovoltaici e quelli di produzione di energia da moto ondoso;

e) le aree aeroportuali, limitatamente agli impianti fotovoltaici;

f) le aree di pertinenza delle principali arterie viarie già oggetto di trasformazione, limitatamente agli impianti fotovoltaici di piccola taglia;

g) limitatamente agli impianti fotovoltaici e agli impianti eolici di piccola e media taglia, le aree estrattive di prima e seconda categoria;

h) le aree dei siti oggetto di procedimento di bonifica, limitatamente agli impianti fotovoltaici e agli impianti eolici di piccola e media taglia nonché impianti a biomasse;

i) gli specchi acquei degli invasi del Sistema Idrico Multisettoriale Regionale, come individuati dall'Ente gestore del Sistema Idrico, non utilizzati dai mezzi aerei antincendio, e relative pertinenze, limitatamente alle centrali idroelettriche e agli impianti fotovoltaici flottanti fino a 10 MW;

j) per gli impianti fotovoltaici e gli impianti eolici di piccola e media taglia, le zone urbanistiche omogenee D e le zone G a destinazione commerciale e logistica;

k) ad esclusione degli impianti eolici di grande taglia, le aree industriali gestite dai consorzi industriali provinciali, le zone industriali di interesse regionale, nonché i PIP di cui all'articolo 27, legge 22 ottobre 1971, n. 865;

l) le zone urbanistiche omogenee G di cui al decreto dell'Assessore regionale degli enti locali, finanze e urbanistica del 20 dicembre 1983, n. 2266/U a destinazione specifica per energie rinnovabili, ad eccezione degli impianti eolici di grande taglia;

m) per l’installazione di impianti fotovoltaici, le aree infrastrutturate delle zone urbanistiche omogenee G relative al settore dei trasporti (strade, ferrovie, porti e aeroporti), esclusi i porti turistici, e agli impianti tecnologici (ciclo rifiuti, ciclo acque, potabilizzatori, depuratori, impianti di sollevamento, ciclo energia);

n) limitatamente all'installazione di impianti eolici di piccola e media taglia, le aree infrastrutturate delle zone urbanistiche omogenee G, relative agli impianti tecnologici (ciclo rifiuti, ciclo acque, potabilizzatori, depuratori, impianti di sollevamento, ciclo energia).

Ciascuna ipotesi reca specifiche condizioni tecniche al rispetto delle quali la realizzazione degli impianti è subordinata.

La realizzazione degli impianti e degli accumuli FER, indipendentemente dalla loro collocazione in aree idonee o in aree ordinarie, è, inoltre, vincolata al rispetto dei requisiti e delle prescrizioni di cui all'allegato G nonché al rispetto delle specifiche prescrizioni di natura territoriale, urbanistica, edilizia, paesaggistica, con particolare riferimento al Piano paesaggistico regionale, ambientale e tecnica proprie dell'area e dell'impianto oggetto di istanza di autorizzazione.

Come previsto dall’art. 1, comma 4, limitatamente agli impianti fotovoltaici, fermo il rispetto della normativa vigente in materia territoriale, urbanistica, edilizia, ambientale e paesaggistica, con particolare riferimento alle previsioni contenute nel Piano Paesaggistico regionale (PPR) e negli altri strumenti urbanistici, nonché ai requisiti tecnici per tipologia di impianto fissati dall’Allegato G della stessa legge regionale, sono individuate quali aree idonee “le superfici di copertura di manufatti edilizi, quali, a titolo esemplificativo e non esaustivo, edifici, tettoie, pergolati, pensiline, pubblici e privati, di qualsiasi natura, legittimamente realizzati o da realizzare in conformità alle previsioni degli strumenti urbanistici, e i relativi sistemi di cumulo”.

Particolarmente rilevante, inoltre, la successiva precisazione ai sensi della quale, indipendentemente dal riconoscimento di aree idonee, non idonee o ordinarie (quelle per cui la realizzazione di impianti FER è subordinata alla verifica caso per caso), “è sempre ammessa la realizzazione di impianti geotermici di piccola taglia per i quali si applica la disciplina autorizzatoria prevista dalla normativa vigente in materia di aree idonee”.

Nella legge è inoltre precisato, al primo periodo del comma 7, art. 1, che “qualora un progetto di impianto ricada su un areale ricompreso sia nelle aree definite idonee, di cui all'allegato F, sia nelle aree definite non idonee, di cui agli allegati A, B, C, D ed E, prevale il criterio di non idoneità”, mentre gli interventi di rifacimento, integrale ricostruzione, potenziamento relativi ad impianti realizzati precedentemente all'entrata in vigore della legge in esame e in esercizio presso aree definite dalla stessa come non idonee, “sono ammessi solo qualora non comportino un aumento della superficie lorda occupata, nonché, nel caso di impianti eolici, un aumento dell'altezza totale dell'impianto”. 

Ulteriore previsione contenuta all’art. 2 della legge regionale, prevede l’istituzione, a partire dal 2025, di un fondo - alimentato con risorse regionali, nazionali ed europee, con dotazione iniziale di Euro 678.000.000 per gli anni compresi dal 2025 al 2030 - per la concessione di misure di incentivo, “sia mediante l'erogazione di sovvenzioni a fondo perduto, sia mediante il ricorso a strumenti finanziari o attraverso la loro combinazione”, al fine di sostenere gli interventi volti all’installazione di impianti fotovoltaici e di accumulo di energia elettrica destinati all'autoconsumo e realizzati da, in ottemperanza ai requisiti disposti dalla stessa previsione normativa, (i) persone fisiche residenti in Sardegna; (ii) imprese e professionisti con sede operativa in Sardegna; (iii) comunità energetiche ed altre forme di autoconsumo e condivisione; (iv) comuni, unione di comuni, province, città metropolitane; (v) altri enti pubblici regionali, territoriali. Si tratta di incentivi concessi mediante procedimento valutativo a seguito di emissione di bando, con particolari misure finalizzate alla promozione delle comunità energetiche. 

Il provvedimento dispone, inoltre, misure di semplificazione e accelerazione per la promozione degli impianti FER, nonché misure di garanzie di esecuzione e bonifica dei siti degli impianti: in primo luogo, all’art. 3, in capo ai comuni la facoltà di proporre istanza propedeutica alla realizzazione di un impianto o di un accumulo FER all’interno di un’area individuata come non idonea; tale istanza, deliberata successivamente ad una fase di “dibattito pubblico” dalla maggioranza qualificata del consiglio comunale (o dei consigli comunali) il cui territorio è interessato dall’impianto o dall’accumulo, trova finalizzazione con la stipula di un’intesa con la Regione; in caso di perfezionamento della suddetta intesa, “il proponente ha facoltà di presentare ai soggetti competenti istanza per la realizzazione dell’intervento nell’ambito del regime autorizzativo previsto per le aree ordinarie”, optando quindi per la Procedura Abilitativa Semplificata (PAS), o per la Autorizzazione unica (AU).

In secondo luogo, per tutti gli impianti e gli accumuli FER ed entro centoventi giorni dal rilascio dell’autorizzazione per la realizzazione degli stessi – e comunque prima della presentazione di comunicazione di inizio lavori –, la legge regionale n. 20/2024 rimette in capo al soggetto autorizzato la presentazione presso l’Assessorato regionale dell’industria di una garanzia in misura pari al valore complessivo dell’intervento al fine di coprire l’eventuale mancata realizzazione dell’impianto o la sua realizzazione in difformità dall’autorizzazione rilasciata, nonché di garantire la dismissione dell’impianto di produzione, delle opere connesse e delle opere di ripristino dei luoghi interessati. Tale previsione interessa altresì gli impianti in corso di autorizzazione e, con diversi meccanismi e tempistiche, quelli già autorizzati per cui non si sia ancora dato inizio ai lavori nonché gli impianti i cui lavori siano in corso di regolare svolgimento.

All’esito di un’analisi complessiva della normativa (il cui destino, in termini di probabile declaratoria di incostituzionalità, sembra già segnato), appaiono, dunque, sensibilmente ridotte - oltre che significativamente condizionate al rispetto di specifiche prescrizioni - le opportunità di realizzazione di impianti ed accumuli FER, dovendo constatare che le aree definite come “idonee” rappresentano, nel complesso, solo l’1% dell’intero territorio regionale: la legge, la cui applicazione è prevista, del tutto irrazionalmente, finanche agli impianti già autorizzati e i cui lavori siano stati già iniziati, si manifesta, dunque, come una ulteriore (illegittima) stretta alla diffusione delle rinnovabili, blindando il territorio della Regione Sardegna e costituendo un nuovo ostacolo al raggiungimento degli imposti obiettivi di decarbonizzazione.

1. Impianti su aree industriali, ex cave e discariche - Autorizzazione con DILA senza necessità di acquisire altri pareri.

Con sentenza n. 1922/2024, il TAR Veneto ha ritenuto sia doverosa applicazione dell’art. 22 bis, D.lgs. n. 199/2021, introdotto dall’art. 47 comma 1 lett. b) del D.L. 13/2023, in caso di installazione di impianti fotovoltaici a terra e delle relative opere di connesse e infrastrutture necessarie nelle zone e nelle aree a destinazione urbanistica industriale, artigianale e commerciale o, ancora, in discariche o lotti di discariche chiusi e ripristinati, ovvero in cave o lotti o porzioni di cave non suscettibili di ulteriore sfruttamento, che, in quanto attività di manutenzione ordinaria, non è subordinata all’acquisizione di alcun permesso, autorizzazione o atto di assenso. In questi casi, l’eventuale provvedimento di rigetto adottato dall’ente competente all’esito della PAS, (erroneamente) attivata dall’operatore, deve ritenersi del tutto illegittimo. Ciò vale anche nel caso il cui la predetta procedura sia stata attivata (in questo caso opportunamente) prima dell’entrata in vigore del citato art. 22 bis, in quanto, in virtù del principio tempus regit actum, la nuova disposizione, in assenza di diverse previsioni di carattere transitorio, si applica anche ai procedimenti a quella data già in corso.

2. Autorizzazione in PAS in aree idonee – Anche le opere connesse possono essere autorizzate in PAS ove ricadenti in aree non idonee. 

Con ordinanza n. 605/2024, il TAR Palermo, richiamando la previsione di cui al comma 1 ter, art. 22, D.lgs. n. 199/2021, ha osservato come le infrastrutture elettriche interrate di connessione degli impianti FER “possono beneficiare della disciplina autorizzatoria semplificata prevista per le aree idonee, indipendentemente dalla loro ubicazione”: ciò comporta che, anche laddove tali infrastrutture siano ubicate in aree non idonee, esse possano comunque – in astratto – essere trattate come insistenti in aree idonee, con le semplificazioni procedurali che ne derivano, lasciando quindi in capo all’Amministrazione il compito di motivare eventuali ragioni di incompatibilità delle opere con l’area in cui devono essere inserite, avuto riguardo alle specifiche caratteristiche del territorio e ai vincoli che su di esso insistono. A tali considerazioni, il TAR giunge anche in virtù del consolidato orientamento giurisprudenziale per il quale le aree non incluse tra quelle idonee “non possono essere dichiarate non idonee all’installazione di impianti di produzione di energia rinnovabile, in sede di pianificazione territoriale ovvero nell’ambito di singoli procedimenti, in ragione della sola mancata inclusione nel novero delle aree idonee” (cfr. ex multis, T.A.R. Palermo, Sez. V, ordinanze collegiali n. 3272 dell’8 novembre 2023, n. 3814 del 20 dicembre 2023, n. 95 dell’11 gennaio 2024 e, da ultimo, n. 87 del 22 febbraio 2024).

Con la medesima ordinanza, inoltre, il TAR Palermo coglie occasione per dare rilievo al periculum che deriva dal ritardo che l’Amministrazione competente accumula nel rilascio del titolo autorizzativo, dovendo considerare sia che la realizzazione dell’impianto stesso è connessa alla capacità di rete prenotata dal proponente mediante l’accettazione del preventivo di connessione (STMG), sia la limitata durata della stessa prenotazione, pari a soli 270 giorni lavorativi dall’accettazione del preventivo, pena la perdita di validità della prenotazione e la conseguente esposizione al rischio del proponente all’eventuale esaurimento della capacità di rete.

3. Autorizzazione in aree idonee – Non è vincolante il parere della Soprintendenza. 

Con sentenza n. 867/2024, il TAR Sardegna ha statuito che “se la richiesta di VIA riguarda un progetto di impianti da ubicare in aree idonee per legge, come nel caso ora in esame, il parere dell’Autorità preposta alla Tutela del Paesaggio non è vincolante, ragion per cui i ministeri competenti devono adottare l’atto conclusivo del procedimento sulla scorta di una motivazione autonoma, non potendo limitarsi a recepire pedissequamente il parere espresso dalla Soprintendenza stessa, ciò specialmente quando, come nel caso ora in esame, il parere della stessa è contraddetto da quello espresso da altri uffici che hanno partecipato all’istruttoria”. Nel caso di specie, osserva il collegio, il provvedimento di rigetto adottato dal MASE è illegittimo nella misura in cui si limita a richiamare pedissequamente il parere negativo della Soprintendenza speciale per il PNRR, senza nulla aggiungere e senza neppure fare riferimento ai pareri favorevoli che nel corso dell’istruttoria erano stati espressi da altri uffici, in particolar modo la Commissione Tecnica VIA-VAS dello stesso MASE.

4. Autorizzazione in aree idonee – Il Comune non può introdurre nuove limitazioni per la realizzazione di impianti FER. 

Con sentenza n. 3464/2024, il TAR Lombardia ha rilevato come “l’introduzione a livello prettamente locale di un sistema di regole volte a restringere l’ambito delle aree concretamente utilizzabili per l’insediamento di impianti fotovoltaici, senza chiare motivazioni che giustifichino l’introduzione di tali misure in funzione della tutela di interessi concorrenti potenzialmente pregiudicati e parimenti meritevoli di salvaguardia, nonché in violazione del principio di stretta proporzionalità rispetto alle esigenze di tutela perseguite, si ponga in contrasto anche con il favor manifestato dalla legislazione eurounitaria, in particolare dal Regolamento (UE) 2022/2577 del 22.12.2022, secondo cui “la pianificazione, la costruzione e l'esercizio degli impianti di produzione di energia da fonti rinnovabili, la loro connessione alla rete, la rete stessa, gli impianti di stoccaggio sono considerati d'interesse pubblico prevalente e d'interesse per la sanità e la sicurezza pubblica nella ponderazione degli interessi giuridici nei singoli casi””. Censurando le norme di cui al regolamento edilizio comunale, il TAR ha precisato che se il sito scelto per l’installazione dell’impianto fotovoltaico ricade su area dichiarata idonea ex lege, all’ente locale non rimane alcuno spazio valutativo in ordine all’insediabilità dell’opera. Il Comune non ha invero il potere di stabilire, neppure indirettamente attraverso previsioni che vorrebbero limitarsi a disciplinare lo ius aedificandi, in quali aree possano essere installati detti impianti, essendo la competenza relativa alla localizzazione degli stessi ripartita unicamente tra Stato e Regioni. L’unico margine discrezionale che residua all’amministrazione comunale attiene alla possibilità di introdurre una regolamentazione prettamente edilizia relativa ad aspetti costruttivi, che deve tuttavia muoversi entro confini rigorosi ed essere declinata secondo un principio di stretta proporzionalità per rimanere tale e non trasmodare nella surrettizia previsione di criteri ostativi all’insediamento di tali fonti energetiche.

5. Criterio di priorità nella VIA – Non viene meno la perentorietà dei termini del procedimento di VIA per i progetti non prioritari. 

Con sentenza n. 9793/2024, il Consiglio di Stato ha ribadito la perentorietà di tutti i termini del procedimento di VIA (cfr. art. 25, comma 7, D.lgs. 152/2006). Interrogandosi sulla portata interpretativa dell’art. 8, comma 1, del D.lgs. 152/2006, come modificato dal dl 17/2022, “nella parte in cui stabilisce un criterio di precedenza nella valutazione dei progetti aventi un rilevante impatto economico, occupazionale o aventi autorizzazioni in scadenza”, il Consiglio di Stato ha, infatti, ritenuto che “in ogni caso, anche a prescindere dalle modalità utilizzate dall’amministrazione per dare concretezza al criterio legislativo della priorità, il Ministero avrebbe dovuto adottare, a legislazione vigente, delle misure organizzative tali da consentire l’esame dei progetti prioritari, fermo restando il rispetto dei termini di conclusione dei procedimenti relativi ai progetti non prioritari in quanto non derogati da alcuna disposizione di legge”. Il criterio di priorità assume, quindi, mera rilevanza interna ai fini di una ordinata ed efficace gestione degli iter autorizzatori da parte degli organi a ciò deputati, “ma non è tale da assumere, al contempo, una portata derogatoria della disciplina legale del termine di conclusione del procedimento”. 

6. Tempus regit actum – L’art. 22 bis del D.Lgs. n. 199/2021 si applica anche ai procedimenti in corso alla data della sua entrata in vigore. 

Con sentenza n. 790/2024, il TAR Sardegna ha accolto il ricorso promosso avverso il diniego di un’autorizzazione unica ex art. 12, D.Lgs. n. 387 del 2003, avente ad oggetto la realizzazione di un impianto fotovoltaico della potenza di 104,076 insistente su area industriale, in ragione del principio tempus regit actum, essendo nelle more del procedimento autorizzativo entrato in vigore l’art. 47 del D.L. 24.2.2023, n. 13 (conv. L. 23.4.2023, n. 41) che ha introdotto l’art. 22 bis nel corpo del D.lgs. n. 199 del 2021, rubricato “Procedure semplificate per l'installazione di impianti fotovoltaici”.

Per il Collegio: “Il diniego regionale impugnato, stante la sopravvenienza normativa, non è legittimo”, dal momento che “il progetto in questione non è più soggetto al regime dell’autorizzazione unica” con la conseguenza che “il procedimento per il suo rilascio si sarebbe dovuto chiudere con una archiviazione (o altro atto equipollente) che dichiarasse l’inapplicabilità del regime (…) per essere l’attività qualificabile come manutenzione ordinaria non soggetta ad autorizzazione e, dunque, attività ad edilizia libera” in virtù dell’entrata in vigore dell’art. 22 bis.

7. VIA Statale - Il criterio di priorità per la trattazione di alcuni progetti non fa venir meno la perentorietà dei termini di conclusione del procedimento per i progetti “non prioritari”.

Con la sentenza n. 830/2024, il TAR Sardegna ha dichiarato l’illegittimità del silenzio serbato dal MASE rispetto all’obbligo di provvedere in relazione all’adozione del provvedimento di Valutazione di Impatto Ambientale nei termini previsti dagli artt. 23 e seguenti del D.Lgs. n. 152 del 2006 sulla base dell’assunto per il quale “l’introduzione di un criterio di priorità nella trattazione delle istanze basato sulla maggiore potenza dell’impianto (art. 8, co. 1, d.lgs. n. 152/2006) non può di per sé solo legittimare il mancato rispetto del termine di conclusione del procedimento (art. 25, co. 7, d.lgs. n. 152/2006) per gli altri procedimenti, attesa anche la circostanza che, seppure di potenza inferiore, sono tesi a soddisfare interessi riconducibili all’esercizio dell’impresa” (Cons. Stato, Sez. IV, ord. 20 maggio 2024, n. 1882)”.

8. Economicità dell’azione amministrativa – Moratoria Sarda - L’operatore può chiedere all’Amministrazione comunale di qualificare correttamente la propria domanda alla luce del dato normativo sopravvenuto.

Con la sentenza n. 844/2024, il TAR Sardegna osserva che, successivamente all’entrata in vigore della L. 5/2024 (c.d. Moratoria Sardegna), l’operatore può chiedere all’Amministrazione comunale di qualificare correttamente la propria domanda alla luce del dato normativo sopravvenuto, fornendo la documentazione necessaria alla luce delle precisazioni fornite dalla stessa legge regionale sulle caratteristiche del c.d. “agrivoltaico” esente dalla moratoria.

La diversa opinione, espressa dall’amministrazione, per cui la ricorrente avrebbe potuto formulare una nuova istanza ai sensi della normativa sopravvenuta dando così vita ad un nuovo procedimento, sconta il rilievo che elementari esigenze di concentrazione, economicità ed efficienza dell’azione amministrativa impongono di ritenere che qualora sia già aperto una canale comunicativo – procedimentale tra l’Amministrazione e i privati, e sopravvenga un diverso e rilevante dato normativo, lo stesso canale venga utilizzato per precisare - alla luce del mutamento intervenuto - i contenuti e le caratteristiche del bene della vita di cui è già stato chiesto il riconoscimento.

9. Eolico - In caso di aree da acquisire mediante procedura espropriativa, la mancata disponibilità delle aree non è condizione ostativa al riconoscimento dell’avvenuta formazione tacita del titolo autorizzativo.

Con la sentenza n. 847/2024, il TAR Sardegna ha ritenuto tacitamente formatosi il titolo autorizzativo per la realizzazione delle opere di repowering di un parco eolico composto da n. 27 aerogeneratori e con potenza complessiva pari a 121,5 MW a seguito del decorso del termine di 60 giorni previsto dal d.l. n. 50/2022 dalla presentazione dell’istanza.

Sul punto, l’Amministrazione ha opposto la mancata dimostrazione della disponibilità delle aree da parte della ricorrente, evidenziando come non si possa ritenere conclusa tacitamente anche la procedura espropriativa.

Tale affermazione, tuttavia, secondo il TAR, non è coerente con il dato normativo, dato che l’art. 12, comma 4 bis del d.lgs. n. 387/2003 prevede che per gli impianti diversi da quelli indicati nel primo alinea (tra i quali non rientrano i parchi eolici) l’operatore “[…]in sede di presentazione della domanda di autorizzazione di cui al comma 3, può richiedere la dichiarazione di pubblica utilità e l'apposizione del vincolo preordinato all'esproprio delle aree interessate dalla realizzazione dell'impianto e delle opere connesse”.

Ne consegue che l’Amministrazione non avrebbe potuto opporre la mancata disponibilità delle aree quale condizione ostativa al riconoscimento dell’avvenuta formazione tacita del titolo autorizzativo, dato che la loro effettiva disponibilità dipenderà dallo svolgimento delle procedure espropriative a valle dell’avvenuta conclusione del procedimento autorizzativo.

Né la formazione tacita del titolo può essere impedita, come ritenuto dall’Amministrazione, dalla moratoria disposta dalla legge regionale n. 5/2024, considerato che la stessa è entrata in vigore il 4 luglio 2024, ossia in data ampiamente successiva alla formazione del titolo della ricorrente e sul quale non ha potuto produrre alcun effetto preclusivo.

10. L’inidoneità dell’area per mancanza dei presupposti applicativi di una delle ipotesi di cui al comma 8, art. 20, D.lgs. 199/2021, non impedisce la qualificazione di idoneità dell’area per sussistenza dei presupposti relativi a una diversa fattispecie di cui al medesimo comma.

Nel caso di specie, affrontato dal TAR Toscana con sentenza n. 1359/2024, l’Amministrazione aveva negato l’autorizzazione alla realizzazione di un impianto fotovoltaico in ragione della circostanza che lo stesso, pur ricadendo in area idonea ai sensi della lettera c-ter, comma 8, art. 20, D.Lgs. 199/2021, non rientrava tra le aree idonee di cui alla lettera c-quater essendo l'area interessata ricompresa nel perimetro di un bene sottoposto a tutela ai sensi dell’art.12, comma 1 del D. Lgs.vo 42/2004 e ss.mm.ii.

Per il TAR Toscana: “Le riportate disposizioni vanno interpretate, come affermato da recente giurisprudenza (anche di questa stessa Sezione), nel senso che esse prevedono due distinte ipotesi, tra loro cumulative, di idoneità ex lege di aree territoriali alla realizzazione di impianti fotovoltaici. In altre parole, l’accertata sussistenza dei presupposti applicativi di una delle due disposizioni recate dalle lettere c-ter e c-quater impone di ritenere idonea l’area. Più in particolare, e con specifico riferimento al presente giudizio, l’eventuale non operatività della lettera c-quater non esclude l’autorizzabilità dell’opera ai sensi della lettera c-ter, in quanto la seconda delle due disposizioni (quater) aggiunge una nuova ipotesi di idoneità legale, facendo testualmente salva l’operatività della prima norma (ter)”.

Obiettivi e Linee Guida

Il Testo Unico rappresenta una risposta alla frammentazione normativa che spesso ha ostacolato lo sviluppo del settore delle rinnovabili in Italia. Le principali finalità sono:

• ridurre la complessità burocratica;

• garantire una maggiore certezza operativa agli investitori e agli operatori del settore;

• sostenere una pianificazione territoriale più chiara e armonizzata;

• promuovere l’utilizzo efficiente del territorio attraverso strumenti innovativi come le “zone di accelerazione”.

Principali Novità del Provvedimento

1. Tre Regimi Amministrativi Differenziati

Per agevolare le procedure di autorizzazione, il decreto circoscrive a tre i regimi amministrativi esperibili:

• Attività Libera: Si applica agli interventi di minore entità che non interferiscono con beni tutelati o opere pubbliche. È sufficiente rispettare alcune condizioni tecniche e ambientali minime. Per interventi su terreni non antropizzati, è prevista una garanzia finanziaria per il ripristino del sito.

• Procedura Abilitativa Semplificata (PAS): Ideata per progetti di media complessità, questa procedura richiede la presentazione di una documentazione tecnica semplificata. È pensata per interventi che non necessitano di valutazioni ambientali ma che richiedono comunque un monitoraggio specifico. Rimane ferma la possibilità per il proponente di richiedere la pubblicazione della PAS sul BUR della Regione rilevante.

• Autorizzazione Unica: Obbligatoria per interventi complessi e su larga scala. La competenza è regionale per impianti fino a 300 MW e statale (Ministero dell’Ambiente) per quelli di potenza superiore. È previsto che le Regioni possano discrezionalmente, in caso di VIA regionale, attivare il procedimento di PAUR di cui all’art. 27 bis, D.Lgs. n. 152/2006, ferma restando la facoltà di prevedere un procedimento unico il cui provvedimento finale di Autorizzazione Unica ricomprenderà anche il provvedimento di VIA. In ogni caso (ossia anche nel caso non sia esperito il procedimento di PAUR), il procedimento di Autorizzazione Unica ricomprenderà ora anche l’eventuale provvedimento di Screening VIA.

È previsto, infine, che il provvedimento di Autorizzazione Unica sia ora pubblicato sul sito internet dell’Amministrazione competente.

Con riferimento alle procedure di Screening VIA e di VIA, si segnalano:

• le nuove soglie di (>) 30 MW oltre la quale si applica lo Screening VIA statale e di (≥) 15 MW oltre la quale si applica Screening VIA regionale per impianti a terra installati su aree a destinazione industriale, artigianale e commerciale, nonché in discariche o lotti di discarica chiusi e ripristinati ovvero in cave o lotti o porzioni di cave non suscettibili di ulteriore sfruttamento;

• la nuova soglia di (>) 25 MW oltre la quale si applica lo Screening VIA statale per gli impianti a terra su aree idonee (resta a 10 MW, invece, la soglia per impianti a terra su aree non ricomprese tra quelle idonee);

• la nuova soglia di (≥) 12 MWoltre la quale si applica lo Screening VIA regionale per gli impianti fotovoltaici e agrovoltaici su aree agricole compatibili e che permettano l’integrtazione con l’attività agricola (da capire il significato di tali compatibilità e integrazione);

• la nuova soglia di (≥) 15 MWoltre la quale si applica lo Screening VIA regionale per gli impianti su tetto.

2. Zone di Accelerazione

Il decreto introduce le cosiddette “zone di accelerazione”, aree geografiche individuate specificamente per velocizzare l’installazione di impianti rinnovabili. Queste zone verranno mappate dal Gestore dei Servizi Energetici (GSE) entro maggio 2025, con i piani regionali definitivi attesi per febbraio 2026. Le priorità includono:

• superfici artificiali ed edificate;

• aree industriali e siti di smaltimento;

• bacini idrici artificiali e terreni agricoli non produttivi.

Questo approccio mira a evitare conflitti con altre attività economiche o con la tutela del paesaggio, promuovendo al contempo un uso razionale del territorio.

3. Disponibilità delle aree 

Con riferimento alle attività di edilizia libera, è richiesto che il soggetto proponente, prima dell’avvio della realizzazione degli interventi e a prescindere dalla tipologia degli stessi, deve avere acquisito la disponibilità dell’area. Non è richiesta anche la disponibilità delle aree afferenti alle opere di connessione.

Con riferimento agli interventi soggetti a PAS, ugualmente, è prescritto che, alla data di presentazione dell’istanza di autorizzazione e a prescindere dalla tipologia di intervento, il soggetto proponente debba aver acquisito la disponibilità dell’area oggetto dell’intervento. È finalmente stata introdotta la possibilità di ricorrere alle procedure espropriative con riferimento alle opere di rete.

Quanto, infine, agli interventi che dovranno essere autorizzati tramite Autorizzazione Unica, sarà ammesso il ricorso alle procedure espropriative anche per le aree di impianto, purché non si tratti di impianti fotovoltaici, solari termodinamici, biogas e biometano di nuova costruzione.

4. Termini di inizio e fine lavori

Con riferimento alle attività di edilizia libera, non è prescritto alcun termine di inizio/fine lavori.

Quanto agli interventi soggetti a PAS, invece, è finalmente superata l’attuale incertezza normativa prevedendo che i lavori debbano essere iniziati entro 1 (uno) anno dal perfezionamento della PAS e dovranno essere conclusi entro 3 (tre) anni dall’inizio dei lavori.

Con riferimento, infine, agli interventi soggetti ad Autorizzazione Unica, i termini di inizio e fine lavori sono stabiliti dal provvedimento di autorizzazione, ma non potranno complessivamente essere inferiori a 4 (quattro) anni totali. Ora, però, il provvedimento di autorizzazione dovrà anche prevedere il termine per l’entrata in esercizio dell’impianto.

Si segnala che, ad ora, è prevista la facoltà di richiedere una proroga di tali termini solo per cause di forza maggiore, casistica piuttosto limitata rispetto all’attuale disciplina che ammette la concessione della proroga per il fatto non imputabile al proponente (che è concetto più ampio della forza maggiore).

4. Codificazione del divieto di artato frazionamento

È rimessa alle singole Regioni l’individuazione di specifiche regole per contrastare il c.d. artato frazionamento delle istanze di autorizzazione finalizzato ad accedere a procedure autorizzative meno onerose da parte di soggetti formalmente diversi, ma appartenenti al medesimo “centro di interessi”.

5. Inasprimento del Quadro Sanzionatorio

Per garantire il rispetto delle nuove regole, il decreto stabilisce sanzioni severe per le violazioni legate alle autorizzazioni. Le sanzioni possono arrivare fino a 150.000 Euro ed è sempre prescritto il ripristino dell’area.

Prossimi Passi

Secondo il testo approvato dal Consiglio dei Ministri, il decreto entrerà in vigore il 30 dicembre 2024, ma il successo della sua attuazione dipenderà in gran parte dalla capacità delle Regioni e degli enti locali di adeguarsi rapidamente alle nuove disposizioni. Sarà essenziale un forte coordinamento tra il livello centrale e periferico per garantire che le semplificazioni promesse si traducano in benefici concreti per cittadini e imprese.

In particolare, le Regioni avranno 180 (centoottanta) giorni per adeguarsi alle disposizioni e ai principi di cui al decreto in commento. Nelle more di tale adeguamento, è precisato che si continua ad applicare la previgente disciplina.

Sul punto, occorre però fare un passo indietro.

Con delle Ordinanze “gemelle” (nn. 3866-3867-3868-3869-3870-3871 e 3872), pubblicate all’esito della Camera di Consiglio del 17 ottobre 2024, la Sezione Quarta del Consiglio di Stato si era pronunciata sui ricorsi promossi da alcuni operatori del settore delle rinnovabili avverso le ordinanze con cui i giudici del TAR Lazio avevano rigettato le istanze cautelari presentate con i ricorsi per l’annullamento del DM Aree Idonee quanto agli artt. 1, 3 e 7.

I ricorsi accolti erano fondati su una serie di motivi, con i quali venivano contestate le decisioni cautelari sia con riferimento al periculum che al fumus, evidenziando, in particolare, che il Decreto:

- in violazione della legge delega, attribuirebbe alle Regioni il potere di individuare, accanto alle aree idonee e a quelle ordinarie, anche le aree non idonee nonché la facoltà, e non l’obbligo, di considerare idonee le aree così definite dall’art. 20, comma 8, D. Lgs. 199/2021;

- consentirebbe alle Regioni il potere di individuare le aree nelle quali è vietata l’installazione di impianti fotovoltaici a terra, in applicazione dell’art. 1bis, art. 20, introdotto dall’art. 5, D.L. 63/2024 (D.L. Agricoltura) adottato in violazione (i) dell’art. 77 Cost. ovvero in assenza dei presupposti di necessità e di urgenza; (ii) dell’art. 117 comma 1 Cost. in quanto lo sviluppo degli impianti fotovoltaici sarebbe richiesto in sede europea e (iii) dell’art. 9 Cost. imponendo vincoli eccessivi a impianti essenziali alla salvaguardia dell’ambiente in prospettiva futura.

Ebbene, sotto il profilo del fumus, il Consiglio di Stato aveva rilevato come i motivi dedotti richiedessero un approfondimento nel merito, con particolare riferimento alle censure che riguardano la semplice facoltà, data alle Regioni, di considerare idonee le aree già classificate tali dall’art. 20 comma 8 D. Lgs. 199/2021 nonché di disciplinare anche le aree non idonee. 

Sotto il profilo del periculum, il Collegio aveva ritenuto che la tutela cautelare fosse rappresentata dalla sollecita fissazione dell’udienza di merito, in quanto solo con una sentenza di merito l’eventuale accoglimento del ricorso può acquistare la stabilità necessaria per poter orientare l’esercizio della potestà legislativa regionale e il successivo eventuale intervento correttivo del Governo, così ordinando la rifissazione delle udienze di merito, già calendarizzate dal TAR Lazio al 5 febbraio 2025, con la massima anticipazione possibile,  tenendo conto che l’esercizio della potestà legislativa regionale in attuazione del D.M. Aree Idonee è previsto entro il 31 gennaio 2025 e che la questione da decidere è di rilievo sia per la finanza pubblica, incidendo sull’attuazione del PNRR, sia per il settore privato.

Con decreto monocratico del 21 ottobre, il Presidente della terza sezione del TAR Lazio aveva, tuttavia, rigettato l’istanza di anticipazione di udienza, confermando la data del 5 febbraio 2025.

Tra i motivi di questa decisione (i) l’oggetto dell’azione impugnatoria che avrebbe già consentito alla parte ricorrente di ottenere, d’ufficio, una fissazione dell’udienza a distanza di pochi mesi; (ii) l’assenza  dei caratteri di urgenza o peculiarità tali da giustificare la richiesta di “iper accelerazione” del rito, con abbreviazione dei termini a difesa; (iii) il numero dei ricorsi pendenti aventi ad oggetto l’impugnazione del medesimo D.M., proposti anche da difensori diversi - e che avrebbero dovuto ricevere la stessa priorità al fine di non creare discriminazioni - non compatibile con la già intervenuta fissazione delle udienze fino a febbraio 2025.

Veniamo ora all’ordinanza n. 4298 del 14 novembre 2024 in commento.

L’appellante ha, infatti, richiesto allo stesso Consiglio di Stato la revoca o modifica dell’ordinanza cautelare n. 3867/2024 (una delle richiamate ordinanze “gemelle”), a seguito di una “sopravvenienza rilevante ai sensi dell’art. 58 comma 1 c.p.a.”, ossia del fatto che la Regione Sardegna ha approntato il ddl regionale attuativo del decreto impugnato, in senso ritenuto sostanzialmente impeditivo delle iniziative della parte ricorrente.

Sulla scorta di tale sopravvenienza, il Consiglio di Stato ha, quindi, ritenuto di sospendere il D.M. limitatamente al solo art. 7 comma 2 lettera c), che dà alle Regioni la “possibilità di fare salve le aree idonee di cui all'art. 20, comma 8” del decreto 199/2021, per le ragioni che seguono.

Con riferimento al fumus, il Collegio ha rilevato come la norma appaia non pienamente conforme all’art. 20, comma 8, del d. lgs. 199/2021, il quale già elenca le aree contemplate come idonee, per cui “in tale disciplina di livello primario non sembra possa rinvenirsi spazio per una più restrittiva disciplina regionale”.

Sul punto, Il Consiglio di Stato ha rigettato le considerazioni espresse dalla difesa dell’Amministrazione, per cui la sospensione “impedirebbe di portare a compimento la procedura di semplificazione della normativa in materia di approvazione dei progetti FER”, da un lato sottolineando che “il decreto impugnato continua a vigere nella sua interezza, salva la norma sospesa di cui sopra”, dall’altro che, essendo l’obiettivo del PNRR “la creazione di un quadro normativo semplificato e accessibile per gli impianti alimentati da fonti di energia rinnovabile (FER)”, sarebbe semmai la disposizione sospesa ad andare in senso contrario “dato che potrebbe introdurre una componente di incertezza in un quadro già definito dalla norma di legge”.

Quanto al periculum, ad avviso del Collegio, “deve ritenersi integrato, in quanto sulla base del decreto impugnato, come correttamente evidenziato dalla parte appellante, le Regioni sono tenute a provvedere con un atto legislativo, ancorché di contenuto sostanzialmente amministrativo. Quest’atto, come è ben noto, è sindacabile soltanto avanti la Corte costituzionale, nei limiti previsti per questo rimedio, che non sono esattamente sovrapponibili a quelli consentiti dall’ordinaria impugnazione di un atto amministrativo. Di conseguenza, in mancanza della tutela cautelare, una decisione di merito potrebbe intervenire in un momento in cui i progetti di interesse della parte appellante potrebbero essere non più realizzabili per effetto della legge regionale sopravvenuta, con lesione del principio dell’effettività della tutela giurisdizionale”.

Il Consiglio di Stato, ovviamente, precisa di far salvo con la propria pronuncia “l’esercizio da parte della Regione dell’autonomia legislativa che le spetta in base alla Costituzione, dovendo solo in proposito tenersi conto della sospensione della norma del decreto ministeriale operata con quest’ordinanza”.

In conclusione, quindi, il DM Aree idonee risulta attualmente sospeso, limitatamente alla sola norma dell’art. 7, comma 2, lettera c), ossia nella parte in cui sembrerebbe lasciare alle singole Regioni la facoltà di restringere il campo di applicazione delle aree “immediatamente” idonee ai sensi dell’art. 20, comma 8, D.Lgs. n. 199/2021, sino al termine di efficacia dell’ordinanza in commento, ovvero sino alla pubblicazione della sentenza di merito che il TAR Lazio, come noto, pronuncerà all’esito dell’udienza pubblica già fissata al 5 febbraio 2025.

Roma, 8 Novembre 2024

1. Premessa

La tassazione ai fini dell’imposta di registro degli atti costitutivi di diritti di superficie su terreni agricoli rappresenta un tema di grande rilevanza e interesse per il settore delle energie rinnovabili, trattandosi di uno schema contrattuale largamente utilizzato nell’ambito della realizzazione di impianti di produzione di energia elettrica da fonte eolica e fotovoltaica. Tali accordi contrattuali consentono, infatti, ai produttori di energia da fonte rinnovabile (nello specifico eolica o fotovoltaica) di assicurarsi la disponibilità delle aree e dei terreni agricoli su cui generalmente vengono installati detti impianti (ed al contempo la “bancabilità” dei progetti stessi), senza acquisire la piena proprietà di tali terreni.

Ai fini dell’imposta di registro, la costituzione del diritto di superficie rientra tra gli “atti soggetti a registrazione in termine fisso”, rispetto ai quali l’art. 1, comma 1, della Tariffa, A Parte Prima, allegata al D.P.R. n. 131/1986 (“T.U.R.”) stabilisce:

• al primo periodo, che gli “atti traslativi a titolo oneroso della proprietà di beni immobili in genere e atti traslativi o costitutivi di diritti reali immobiliari di godimento, compresi la rinuncia pura e semplice agli stessi, i provvedimenti di espropriazione per pubblica utilità e i trasferimenti coattivi” sono assoggettati ad imposta di registro proporzionale determinata nella misura del 9%;

• al terzo periodo, che “se il trasferimento ha per oggetto terreni agricoli e relative pertinenze a favore di soggetti diversi dai coltivatori diretti e dagli imprenditori agricoli professionali, iscritti nella relativa gestione previdenziale ed assistenziale" i relativi atti sono assoggettati ad imposta di registro proporzionale determinata nella misura del 15%.

Rispetto agli atti di costituzione del diritto di superficie su terreni agricoli a favore di soggetti diversi dai coltivatori diretti e dagli imprenditori agricoli professionali l’Amministrazione finanziaria ha storicamente affermato l’assoggettamento all’imposta proporzionale di registro con aliquota del 15%¹, reputando la fattispecie assimilabile alla nozione di «trasferimento» di cui al terzo periodo dell’art. 1, comma 1 cit.².

L’indirizzo espresso sul punto dalla prassi amministrativa era già stato disatteso dalla giurisprudenza di legittimità sulla scorta di considerazioni volte ad evidenziare l’impossibilità di avallare, in punto di diritto, l’assimilazione prospettata dall’Amministrazione finanziaria.

In particolare, con l’ordinanza n. 3461/2021, la Suprema Corte di Cassazione, nel pronunciarsi sull’assoggettamento all’imposta di registro di un atto di costituzione di diritto di superficie su terreni a destinazione agricola per la costruzione di un impianto fotovoltaico, aveva affermato che “Dalla piana lettura della norma [terzo periodo dell’art. 1 della Tariffa, n.d.r.] emerge che la disposizione è applicabile al trasferimento e non alla ‘costituzione’ di un diritto reale di godimento”, evidenziando l’impossibilità di operare una assimilazione tra le due fattispecie, atteso che “la costituzione del diritto di superficie su terreni da parte di cedente-costituente non segue le regole dettate per gli atti aventi per oggetto il trasferimento” e ciò proprio in quanto “il diritto di superficie si ‘costituisce’, e non si ‘trasferisce’".

Sulla scorta di tali considerazioni la Suprema Corte aveva ritenuto di condividere l'indirizzo già espresso con sentenza n. 16495/ 2003³, resa in fattispecie riguardante la costituzione del diritto di servitù, reputandola “ai fini fiscali assimilabile a quella in esame [costituzione diritto di superficie, n.d.r.]”, riconducendo anche l’ipotesi di costituzione del diritto di superficie in esame nell’ambito applicativo della previsione di cui al primo periodo del comma 1 dell’articolo 1 della Tariffa, Parte prima, con conseguente assoggettamento all’imposta proporzionale di registro con aliquota del 9%.

2. La Risposta ad interpello n. 365/2023.

Nonostante il chiaro criterio interpretativo/operativo delineato dalla Suprema Corte, rispetto al diritto di superficie l’Amministrazione finanziaria – a differenza di quanto avvenuto in relazione al diritto di servitù – aveva mantenuto ferma la tesi della “assimilazione”, ribadendo la propria posizione nella Risposta ad interpello n. 365/2023.

Nell’ambito di tale documento, con riguardo al principio di diritto affermato dalla Suprema Corte con l’ordinanza n. 3461/2021 cit.– richiamata dal Notaio istante a supporto della propria soluzione interpretativa – l’Agenzia delle Entrate aveva affermato di non ritenere ostative rispetto alla propria posizione le motivazioni espresse in detta ordinanza in quanto “pur concernendo una controversia in tema di tassazione di un atto di costituzione del diritto di superficie, la Suprema Corte richiama espressamente precedenti pronunce sul diritto di servitù nonché il concetto secondo cui ‘non comporta trasferimento di diritti o facoltà del proprietario del fondo servente’, che, come evidenziato, è peculiare del diritto di servitù come definito dagli articoli 1027 e segg. del codice civile e non degli altri diritti reali di godimento”.

Sulla scorta di tali considerazioni l’Agenzia aveva, quindi, concluso che “si ritengono ancora attuali i principi di tassazione, ai fini dell'imposta di registro, resi con la citata circolare n. 18/E del 2013. Pertanto, l'atto di costituzione del diritto di superficie relativamente ai terreni agricoli in argomento è soggetto all'imposta di registro nella misura del 15 per cento, oltre che alle imposte ipotecaria e catastale nella misura fissa di euro 50 per ognuna”.

3. L’ordinanza Cass. n. 27293/2024.

Con la recentissima ordinanza n. 27293/2024 la Cassazione è tornata a pronunciarsi sulla tassazione ai fini dell’imposta di registro degli atti costitutivi di diritti di superficie su terreni agricoli⁴, confermando l’applicazione dell’aliquota prevista dal primo periodo dell’art. 1, comma 1, della Tariffa, A Parte Prima, allegata al D.P.R. n. 131/1986 (pari all’8% nel testo applicabile ratione temporis al caso controverso ed al 9% secondo il testo vigente).

In continuità con l’indirizzo già espresso, la Suprema Corte – rammentato che “In entrambe le configurazioni contemplate dall'art. 952 cod. civ., si assiste alla separazione tra la titolarità giuridica del fondo e quella della costruzione (da edificare o già esistente) [che, n.d.r.] non comporta, però, un frazionamento della titolarità giuridica del suolo che […] rimane in capo al concedente” – ha ribadito che “In ragione del carattere intrinsecamente temporaneo del diritto, la proprietà superficiaria deve ritenersi un diritto ontologicamente diverso da quello di piena proprietà” e la conseguente necessità,  ai fini del trattamento tributario, di tenere distinti gli atti traslativi da quelli costitutivi di diritti reali di godimento, considerato altresì che “quando il legislatore ha voluto tassare anche gli atti di costituzione lo ha espressamente previsto⁵”.

Nel confermare il proprio indirizzo, la Cassazione ha espressamente affermato la non vincolatività delle indicazioni fornite dalla prassi amministrativa⁶, tradizionalmente addotta dagli Uffici a supporto degli avvisi di liquidazione emessi in relazione a tale fattispecie.

Appare rilevante che la Cassazione, non solo abbia espressamente richiamato e confermato l’indirizzo già espresso con l’ordinanza n. 3461/2021, ma abbia di fatto considerato tale indirizzo come consolidato.

A fronte del ricorso proposto dall’Avvocatura, il Consigliere delegato aveva, infatti, formulato proposta di definizione accelerata ex art. 380- bis c.p.c., in ragione della manifesta infondatezza dei motivi di censura, rilevando che "Il termine trasferimento contenuto nell'art. 1, della tariffa allegata al d. P. R. n. 131 del 1986 è stato adoperato dal legislatore per indicare tutti quegli atti che prevedono il passaggio da un soggetto ad un altro della proprietà di beni immobili o della titolarità di diritti reali immobiliari di godimento e non può essere riferito agli atti che costituiscono diritti reali di godimento come la servitù, la quale non comporta trasferimento di diritti o facoltà del proprietario del fondo servente ma compressione del diritto di proprietà di questi a vantaggio di un determinato fondo dominante)". 

La decisione in commento smentisce, pertanto, ulteriormente la posizione reiterata nella Risposta ad interpello n. 365/2023 cit., con cui l’Amministrazione finanziaria aveva ribadito l’applicazione dell’aliquota del 15% agli atti di costituzione del diritto di superficie su terreni agricoli, nonostante il Notaio rogante avesse espressamente richiamato il principio affermato dall’ord. n. 3461/2021 cit.

Considerata la piena conformità della decisione alla proposta del Consigliere delegato, l’Erario soccombente è stato, tra l’altro, condannato, non solo al pagamento delle spese di lite “maggiorate”, ma anche pagamento delle ulteriori somme previste dall'art. 96 commi 3 e 4 c.p.c., elemento che potrebbe favorire una valutazione in termini di abbandono del filone contenzioso da parte dell’Amministrazione finanziaria, in analogia a quanto avvenuto in relazione agli atti costitutivi di servitù⁷.
 

¹ Risoluzione n. 92/E/2000, Circolari n. 18/E/2013 e n. 36/E/2013. Secondo la tesi dell’Agenzia, sebbene il terzo periodo dell’art. 1 cit., nel suo tenore letterale, circoscriva l’applicazione dell’aliquota del 15% agli atti aventi ad oggetto il “trasferimento” di terreni agricoli, il Legislatore avrebbe inteso operare una assimilazione tra il concetto di “trasferimento” a quello di “atto traslativo” o “traslativo e costitutivo” di diritti reali di godimento, sicché il termine “trasferimento” dovrebbe intendersi come riferito anche gli “atti costitutivi di diritti reali immobiliari di godimento” espressamente indicati nel primo periodo del medesimo comma 1.

² Rispetto a tale indirizzo, si era posta in linea di discontinuità la più recente Risoluzione n. 4/E del 15 gennaio 2021, che recependo l’indirizzo assunto sul punto dalla Corte di Cassazione, aveva affermato che, ai fini dell’imposta di registro, gli atti costitutivi di servitù su terreno agricolo a favore di soggetti diversi dai coltivatori diretti e dagli imprenditori agricoli professionali dovessero essere ricondotti nell’ambito applicativo della previsione di carattere generale di cui al primo periodo del comma 1 dell’articolo 1 della Tariffa, Parte prima, dichiarando di fatto superate le indicazioni contenute nei precedenti documenti di prassi (Cass. sent. n. 16495/2003, conf. Cass. sentt. nn. 22198/2019, 22199/2019, 22200/2019 e 22201/2019, Cass. ordd. nn. 6671/2020, 6677/2020 e 22118/2020).

³ Secondo cui "Il termine trasferimento contenuto nel D.P.R. 131 del 1986, art. 1, della tariffa allegata è stato adoperato dal legislatore per indicare tutti quegli atti che prevedono il passaggio da un soggetto ad un altro della proprietà di beni immobili o della titolarità di diritti reali immobiliari di godimento e non può essere riferito agli atti che costituiscono diritti reali di godimento come la servitù, la quale non comporta trasferimento di diritti o facoltà del proprietario del fondo servente ma compressione del diritto di proprietà di questi a vantaggio di un determinato fondo (dominante)"

⁴ In particolare, il caso deciso dalla Cassazione verteva su di un atto di costituzione del diritto di superficie su terreno agricolo finalizzato alla realizzazione di un impianto fotovoltaico.

⁵ Richiamando a titolo esemplificativo l'art. 9 comma 5 del D.P.R. 917/1986. 

⁶ In particolare, dalla Circolare n. 36/E/2013 richiamata dall’Amministrazione ricorrente a supporto della propria impugnazione, rispetto alla quale la Suprema Corte ha rammentato “che le circolari con le quali l'Agenzia delle entrate interpreti una norma tributaria, anche qualora contengano direttive agli uffici gerarchicamente subordinati, esprimono esclusivamente un parere non vincolante, oltre che per gli uffici a cui sono dirette, per il contribuente, per la stessa autorità che le ha emanate e per il giudice; pertanto, la cd. interpretazione ministeriale delle norme tributarie, sia essa contenuta in circolari o risoluzioni, non costituisce fonte di diritto, né è soggetta al controllo di legittimità esercitato dalla Corte di cassazione (ex artt. 111 Cost. e 360 c.p.c.), trattandosi non di manifestazione di attività normativa, ma di attività interna alla medesima pubblica amministrazione, destinata ad esercitare una funzione direttiva nei confronti degli uffici dipendenti, ma inidonea ad incidere sul rapporto tributario (S.U. n. 23031 del 2007; Cass. n. 35098/2022; Cass. 18618 /2019; Cass. n. 10195 del 2016)”.

⁷ Supra, Risoluzione n. 4/E del 15 gennaio 2021.

Articolo a cura di Piero Viganò, Giovanni Battista De Luca, Ernesto Rossi Scarpa Gregorj e Paola Putignano.

Se dopo una prima fase di attività, il Governo Meloni aveva positivamente inciso, con misure per lo più favorevoli allo sviluppo del mercato delle rinnovabili, negli ultimi mesi sembra aver pericolosamente invertito la tendenza, assumendo posizioni del tutto “antitetiche” rispetto agli obiettivi di decarbonizzazione e transazione ecologica imposti dall’UE.

Dopo il c.d. DL Agricoltura (convertito con L. n. 101/2024), che ha vietato i nuovi impianti fotovoltaici sui terreni agricoli (salvo specifiche eccezioni), e il Decreto Aree Idonee (D.M. 21 giugno 2024), che rischia di rendere quasi tutto il territorio non idoneo alle rinnovabili, il Testo Unico FER, reduce da una sonora bocciatura in Consiglio di Stato, non è altro che l’ultimo abbaglio di un Governo che, anziché semplificare, complica non poco il raggiungimento degli obiettivi fissati dal PNIEC al 2030, col rischio per l’Italia di essere colpita da pesanti sanzioni europee.

Con parere n. 01216/2024, infatti, la Sezione Consultiva per gli Atti Normativi del Consiglio di Stato, all’esito dell’Adunanza svoltasi lo scorso 10 settembre 2024, si è pronunciata sullo schema del Testo Unico FER, approvato in via preliminare dal Consiglio dei Ministri nella seduta del 7 agosto 2024.

Il Consiglio di Stato ha censurato lo schema di decreto legislativo sia sotto l’aspetto formale, rispetto alla procedura seguita dal Governo per la formulazione del testo, sia sotto l’aspetto del merito, in relazione all’inadeguatezza dello stesso rispetto al raggiungimento degli obiettivi a cui è preposto.

Preliminarmente, il parere stigmatizza la prassi di redazione postuma delle relazioni AIR e ATN rispetto all’esame preliminare da parte del Consiglio dei Ministri dello schema di decreto. La redazione della relazione AIR costituisce infatti un elemento imprescindibile ai fini della completezza dell’istruttoria degli atti ormativi secondo la direttiva del Presidente del Consiglio dei Ministri del 26 febbraio 2009.

Sotto il profilo della verifica della conformità del procedimento seguito per l’attuazione della delega di cui all’art. 26, comma 4, L. n. 118/2022, il parere evidenzia scostamenti significativi rispetto a quanto previsto dal comma 7 dello stesso articolo, ai sensi del quale i decreti legislativi “sono adottati su proposta del Presidente del Consiglio dei Ministri, del Ministro per la pubblica amministrazione, del Ministro per le riforme istituzionali e la semplificazione normativa e del Ministro dell'ambiente e della sicurezza energetica, di concerto con il Ministro dell'economia e delle finanze e con il Ministro della cultura, previa intesa in sede di Conferenza unificata”. 

Ebbene, dalla documentazione trasmessa non risulta l’esercizio sostanziale del potere di proposta da parte di tutti i soggetti istituzionali ai quali è stato attribuito dalla legge di delega, tantomeno possono considerarsi espressione della «co-proponenza» le acritiche e meramente formali note sottoscritte dal Capo dell’Ufficio legislativo del MASE , nonché dal Capo dell’Ufficio legislativo del Ministro delle riforme istituzionali e della semplificazione normativa, aventi ad oggetto la sola e conseguente manifestazione di favore alla bozza normativa già predisposta, non rendendo in alcun modo percepibile il contributo delle predette Amministrazioni, in ragione delle rispettive competenza, ai contenuti dello schema di decreto.

La lacuna integra un vizio non meramente formale, in contrasto con l’art. 97 Cost., comma 3, della Costituzione. Il Consiglio di Stato, sul punto, ha già avuto modo di sottolineare come “il mancato concorso alla elaborazione e formulazione della proposta equivale ad una attribuzione non esercitata” e comporta “la genesi non adeguata dell’iniziativa normativa” (cfr. Cons. Stato, parere 28 marzo 2024, n. 440).

Similari considerazioni sono svolte anche in merito al concerto con il Ministero dell’economia e delle finanze e del Ministero della cultura, autori di pareri successivi - oltreché meramente formali di portata “sostanzialmente abdicativa”- all’approvazione in via preliminare dello schema da parte del Consiglio dei Ministri, ciò nonostante lo schema contempli numerose disposizioni di coordinamento tra le procedure autorizzative e sub procedimenti con precise scansioni temporali per l’intervento delle autorità preposte alla tutela dei vincoli paesaggistici e culturali, oltre  che, con riferimento all’ autorizzazione unica (art. 9), la previsione della partecipazione ministeriale alla conferenza di servizi in modalità sincrona.

In sintesi, Consiglio di Stato evidenzia la totale assenza di un sostanziale concerto tra le Amministrazioni coinvolte nell’iniziativa, comprovata, inoltre, dalla mancata intesa in sede di Conferenza unificata, strumento di favore per la cooperazione tra attività statale e autonomie, che, secondo la formulazione del citato art. 26, comma 7, deve essere acquisita previamente anche rispetto al parere del Consiglio di Stato, e dall’assenza di qualsiasi elemento informativo (se non documentazione proveniente da alcune categorie economiche) in merito al coinvolgimento di “molteplici soggetti istituzionali” comunque richiamati nella relazione illustrativa, nonostante la pluralità delle tematiche inerenti alla previsione normativa coinvolga utenti di ogni categoria.

Un ulteriore aspetto di critica, da un punto di vista di merito, riguarda la conformità dello schema di decreto legislativo in oggetto rispetto agli obiettivi previsti, in particolare, dal Piano per la transizione ecologica (PTE): difatti, nonostante la relazione istruttoria allo schema richiami gli obiettivi di razionalizzazione e semplificazione della disciplina in materia di energia rinnovabile al fine di assicurare la massima diffusione degli impianti, essa risulta non essere in linea con gli obiettivi fissati dal PTE di un apporto delle rinnovabili pari al 72% entro il 2030, con un fabbisogno “di nuova capacità FER da installare” pari a circa 70-75 GW, vale a dire tra 7 e 8 GW/anno. Tale dato non pare allineato al target previsto dalla relazione AIR, con riferimento agli indicatori di monitoraggio degli obiettivi dello schema in esame, che è pari, per le fonti eoliche e fotovoltaiche, a 108 GW complessivi al 2030. 

La relazione AIR e la relazione illustrativa non forniscono, inoltre, informazioni circa i risultati attesi dai regimi amministrativi previsti dallo schema in termini di contributo “anche alla garanzia di una capacità di stoccaggio o, comunque, di una disponibilità di energia adeguata alla domanda energetica delle diverse categorie di consumatori e agli oneri attesi per ciascuna di esse” e non contengono elementi in merito allo stato di attuazione degli strumenti, diversi dall’accelerazione delle procedure che, nella prospettiva europea, concorrono alla realizzazione degli obiettivi quantitativi ricondotti al principio dell’efficienza energetica al primo posto (“energy efficiency first”), ovvero la mappatura delle zone necessarie e l’individuazione delle zone di accelerazione (in cui i progetti fruiscono di significative riduzioni dei tempi di realizzazione), limitandosi a richiamare il decreto del Ministro dell’ambiente e della sicurezza energetica 21 giugno 2024 (c.d. Decreto aree idonee).

La documentazione presentata non offre, poi, alcun raffronto specifico, sotto il profilo dell’accelerazione delle procedure, tra i regimi vigenti e quelli che si intende introdurre, né, soprattutto, elementi specifici in merito alla coerenza dei tempi per il conseguimento dei titoli che risultano necessari ai sensi degli artt. 7, 8 e 9 con gli obiettivi temporali della direttiva 2024/2413.

La relazione illustrativa non fornisce adeguati elementi informativi neppure in merito ai tempi necessari per l’adozione, entro e non oltre il 21 novembre 2025, di procedure autorizzative completamente digitali e di sistemi di comunicazione elettronica per il rilascio delle autorizzazioni.

Infine, la formulazione dell’art. 14, ai sensi del quale “Le disposizioni di cui all’allegato D sono abrogate. Eventuali richiami ad altre disposizioni concernenti la disciplina dei regimi amministrativi per la produzione di energia da fonti rinnovabili si intendono riferiti al presente decreto” risulta contraddittoria rispetto all’elenco delle disposizioni di rango primario abrogate con l’allegato D e agli interventi di coordinamento contenuti nell’art. 13, generando non poca confusione.

In conclusione, per il Consiglio di Stato “traspare dall’esame dell’atto una tecnica normativa lacunosa, non solo non puntualmente correlata alle specifiche previsioni delle fonti dell’Unione europea, ma anche sostanzialmente antitetica, laddove adotta il metodo delle abrogazioni aspecifiche, all’obiettivo della semplificazione del quadro normativo nazionale”.

Grazie al meccanismo Energy Release, le Imprese Energivore avranno la facoltà di chiedere al Gestore dei Servizi Energetici – G.S.E. S.p.A. (“GSE”) un’anticipazione del 50% del volume di energia e delle relative garanzie di origine (“GO”) da prodursi da impianti da fonti rinnovabili addizionali (“Impianti”) a fronte del pagamento al GSE di un prezzo fisso per una durata di tre anni. 

Tali condizioni di favore saranno applicate a fronte dell’impegno di realizzare (o, come meglio precisato nel seguito, di acquistare da terzi) energia elettrica generata dai predetti Impianti. Il volume anticipato dal GSE sarà restituito - unitamente alle relative GO - dalle Imprese Energivore una volta che l’impianto di volta in volta rilevante sarà entrato in esercizio, entro un termine stabilito, nel corso dei 20 (venti) anni successivi all’entrata in esercizio. A quanto precede, si aggiunga che le pubbliche amministrazioni, nel concedere le aree pubbliche nella loro disponibilità, dovranno preferire l’assegnazione a progetti di impianti di produzione da FER da realizzare per il soddisfacimento del fabbisogno energetico di imprese energivore.

In particolare, l’art. 1 del già richiamato Decreto Energia prevede che:

• l’anticipazione sia regolata da un contratto per differenza a due vie rispetto ad un prezzo prefissato dal GSE stesso (“Contratto di Anticipazione”);  

• la restituzione avvenga in venti anni ai sensi di un ulteriore contratto per differenza a due vie sulla base del medesimo prezzo prefissato dal GSE (“Contratto di Restituzione”).

In alternativa alla realizzazione degli Impianti da parte delle Imprese Energivore, le stesse possono impegnarsi a far realizzare gli Impianti da parte di soggetti terzi. In tale caso detti terzi e l’Impresa Energivora dovranno sottoscrivere – anche indirettamente – contratti di approvvigionamento a termine dell’energia rinnovabile prodotta dagli Impianti (Long Term Corporate PPA o On Site PPA) (“PPA”), per un volume complessivamente pari ad almeno il doppio di quello oggetto di restituzione. In questo secondo caso, l’Impresa Energivora si impegna anche per conto dei terzi produttori nei confronti del GSE per la futura restituzione dell’energia elettrica anticipata.

La nuova capacità di generazione potrà essere realizzata alternativamente tramite:

• installazione di nuovi impianti fotovoltaici, eolici e idroelettrici di potenza nominale minima pari a 200 kW ciascuno;

• impianti fotovoltaici, eolici e idroelettrici oggetto di potenziamento o di rifacimento che consentano un incremento di potenza pari ad almeno 200 kW.

Modalità e criteri per l’accesso al meccanismo Energy Release

Entro sessanta giorni dall’entrata in vigore del DM Energy Release, il MASE approverà le regole operative proposte dal GSE (“Regole Operative”) ed entro quindici giorni dalla data di entrata in vigore del decreto di approvazione il GSE pubblicherà il bando per l’assegnazione dell’energia elettrica nella sua disponibilità. 

Ai sensi dell’art. 3, c. 1, del DM Energy Release, il bando dovrà contenere almeno le seguenti informazioni:

• volume di energia nella disponibilità del GSE;

• prezzo di cessione, determinato tenuto conto del costo efficiente unitario di produzione di energia rinnovabile da impianti di dimensione di scala efficiente che utilizzano tecnologie competitive (“Prezzo di Cessione”);

• criteri per la determinazione della nuova capacità di generazione da fonti rinnovabili che deve essere realizzata;

• schema del Contratto di Anticipazione e del Contratto di Restituzione e delle relative garanzie.

Entro sessanta giorni dalla data di apertura del bando le Imprese Energivore dovranno presentare una manifestazione di interesse a partecipare alla procedura di assegnazione dell’energia elettrica nella disponibilità del GSE.

La manifestazione di interesse dovrà rispettare i seguenti requisiti:

• il volume di energia richiesto in anticipazione non potrà essere superiore ai consumi medi annui rilevanti ai fini dell’iscrizione nell’elenco energivori;

• L’Impresa Energivora, in qualità di cliente (“Cliente”), si impegna a:

  • realizzare o far realizzare da un soggetto terzo un Impianto, che dovrà entrare in esercizio entro 40 (quaranta) mesi dalla conclusione del Contratto di Anticipazione, fatti salvi casi di forza maggiore o di ritardo negli iter autorizzativi non imputabili all’impresa;

  • sottoscrivere, o far sottoscrivere dal soggetto terzo, il Contratto di Restituzione entro 40 mesi dalla sottoscrizione del Contratto di Anticipazione;

  • prestare idonea garanzia nei termini e con le modalità definite dal GSE nelle Regole Operative. 

L’Impresa Energivora dovrà inoltre prestare idonea cauzione a conferma della volontà di partecipare alla procedura di assegnazione; tale cauzione sarà restituita con la sottoscrizione del Contratto di anticipazione o con l’eventuale dichiarazione di rinuncia.

Preliminari conclusioni

Senza voler in questo contesto rappresentare tutto il complesso quadro che emerge dal DM Energy Release e nemmeno esaminare il contenuto del Contratto di Anticipazione e del Contratto di Restituzione, la relativa natura ed il rapporto con il PPA e, forse con i PPA virtuali, sono sicuramente diversi i punti da chiarire, che potranno essere auspicabilmente definiti dalle Regole Operative dal GSE, per poter comprendere a pieno le modalità di accesso nonché il funzionamento del meccanismo Energy Release. 

Le Regole Applicative potranno essere infatti utili al fine di individuare, il prezzo di riferimento per il funzionamento del meccanismo Energy Release, l’ammontare della cauzione da versare per partecipare al bando, il sistema di garanzie richieste alle imprese energivore per la sottoscrizione del Contratto di Anticipazione e del Contratto di Restituzione, il Prezzo di Cessione - che dovrà essere determinato sulla base del “costo efficiente medio di produzione di energia rinnovabile da impianti di dimensione di scala efficiente che utilizzano tecnologie mature competitive” - e i rapporti tra accesso all’incentivazione e oggetto del contratto di approvvigionamento concluso con il terzo produttore di energia elettrica addizionale ove la stessa non sia prodotta direttamente dall’Impresa Energivora.

L'approfondimento a cura di Piero Viganò, Ernesto Rossi Scarpa Gregorj e Valentina Castelli. 

Nelle more dell'approvazione della legge regionale di individuazione delle aree idonee ai sensi dell'articolo 20, comma 4, del decreto legislativo 8 novembre 2021, n. 199, nonché dell'approvazione del Programma regionale di sviluppo (PRS) e del Piano paesaggistico regionale (PPR), e, comunque, per un periodo non superiore a 18 mesi dalla sua entrata in vigore, la norma sottopone l’intero territorio regionale a misure di salvaguardia del paesaggio, del territorio e dell’ambiente, prevedendo il divieto di realizzare nuovi impianti di produzione e accumulo di energia elettrica da fonti rinnovabili che incidono direttamente sull’occupazione di suolo.

In particolare, sono sottoposti a misure di salvaguardia comportanti il divieto di realizzare nuovi impianti di produzione e accumulo di energia elettrica da fonti rinnovabili i seguenti ambiti territoriali:

a) zone urbanistiche omogenee di cui all'art. 3 del Decreto n. 2266/U del 20 dicembre 1983[1], fatto salvo quanto previsto dal comma 3 della legge;

b) aree naturali protette istituite ai sensi della legge 6 dicembre 1991, n. 394, con particolare riferimento alle aree di riserva integrale e di riserva generale orientata nonché aree equivalenti istituite dall'ordinamento regionale;

c) zone umide d'importanza internazionale riconosciute e inserite nell'elenco della Convenzione relativa alle zone umide d'importanza internazionale, con particolare riferimento agli habitat degli uccelli acquatici, firmata a Ramsar il 2 febbraio 1971, e recepita con decreto del Presidente della Repubblica 13 marzo 1976, n. 448;

d) zone umide ricadenti nei siti di interesse comunitario (SIC) o in zone di protezione speciale (ZPS) e zone umide ricadenti all'interno di riserve naturali e oasi di protezione istituite a livello nazionale e regionale;

e) aree incluse nella Rete natura 2000 ai sensi della direttiva n. 92/43/CEE del Consiglio del 21 maggio 1992;

f) aree di riproduzione, alimentazione e transito di specie faunistiche protette oppure aree in cui è accertata la presenza di specie animali e vegetali soggette a tutela dalle convenzioni internazionali e dalla direttiva n. 92/43/CEE del 1992;

g) aree agricole interessate da produzioni agricolo-alimentari di qualità, quali produzioni biologiche, produzioni DOP, IGP, STG, DOC, DOCG, produzioni tradizionali, ovvero aree di particolare pregio rispetto al contesto paesaggistico-culturale;

h) aree caratterizzate da situazioni di dissesto oppure di rischio idrogeologico perimetrate nei Piani di assetto idrogeologico (PAI);

i) aree che distano meno di 7 chilometri da beni culturali, oppure di 1.500 metri per le isole minori;

j) le aree di cui all'articolo 142, comma 1, del decreto legislativo n. 42 del 2004, lett. a, b, c, d (nei limiti della parte eccedente 1.200 metri sul livello del mare), f, g, h (limitatamente alle zone gravate da usi civici) e m;

k) le aree individuate ai sensi dell'articolo 143, comma 1, lettera d), del decreto

legislativo n. 42 del 2004[2];

l) aree che distano meno di 7 chilometri in linea d'aria, oppure 1.500 metri per le isole minori, da impianti di produzione e di accumulo di energia elettrica da fonti rinnovabili realizzati o per i quali sia stata presentata istanza per l'avvio della relativa procedura di autorizzazione alla data di entrata in vigore della legge.

Sono esclusi dall'applicazione delle misure di salvaguardia:

a) gli impianti di produzione e di accumulo di energia elettrica[3] da fonti rinnovabili che non comportano consumo di suolo e, limitatamente alle zone omogenee H, purché destinati all'autoconsumo o alla valorizzazione del compendio in chiave di sostenibilità ambientale;

b) gli interventi di manutenzione ordinaria, straordinaria o di revamping di impianti di produzione e di accumulo di energia elettrica da fonti rinnovabili;

c) gli impianti di produzione e di accumulo di energia elettrica da fonti rinnovabili finalizzati all'autoconsumo e gli impianti ricadenti nelle comunità energetiche;

d) gli impianti ubicati nelle aree libere di lotti già urbanizzati e edificati all'entrata in vigore della legge sulla base di un piano attuativo, ricadenti nelle zone urbanistiche omogenee D e G;

e) gli impianti di produzione e di accumulo di energia elettrica da fonti rinnovabili previsti all'interno di progetti aventi ad oggetto il trasporto pubblico sostenibile;

f) gli impianti di produzione e di accumulo di energia elettrica da fonti rinnovabili integrati all'interno di progetti per la realizzazione di opere pubbliche;

g) gli impianti agrivoltaici avanzati, con soluzioni costruttive in elevazione con una dimensione massima di 10 Mwp a servizio di aziende condotte da titolari aventi la qualifica di coltivatore diretto (CD) o imprenditore agricolo professionale (IAP) che risultino operative dalla data del 31 dicembre 2018 e con sede operativa nel territorio della Regione Sardegna. 

Al comma 2 dell’art. 3, la legge prevede l’applicazione delle misure di salvaguardia anche alle procedure di autorizzazione “in corso” di impianti di produzione e accumulo di energia elettrica da fonti rinnovabili.

Sebbene il testo approvato e pubblicato non faccia alcun riferimento agli impianti già autorizzati la cui realizzazione non sia ancora iniziata, il Presidente della Regione, Alessandra Todde, ha tenuto a precisare che la legge “è efficace per quanto riguarda il blocco di tutte le iniziative per le quali i lavori non avevano già avuto inizio precedentemente alla sua entrata in vigore”. Allo stato, dunque, malgrado la lettera della norma, dovrebbe considerarsi bloccata anche la realizzazione degli impianti già autorizzati i cui lavori non siano ancora iniziati, con grave lesione del legittimo affidamento degli operatori.

La legge ha mostrato sin da subito evidenti profili di incostituzionalità. 

E’ notizia di ieri che il Consiglio dei Ministri ha deciso di impugnarla innanzi alla Corte costituzionale per eccesso di competenze proprie della Regione secondo lo Statuto, per contrasto con la normativa statale ed europea e per violazione degli articoli 3, 41 e 117 della Costituzione. Il Consiglio dei Ministri ha, altresì, richiesto alla Consulta che si applichi immediatamente e in via cautelare la sospensione dell'art. 3, fulcro della norma.

Sul punto, occorre ricordare che alle Regioni non era consentito procedere alla individuazione delle aree idonee prima dell’emanazione del decreto ministeriale di cui all’articolo 20, comma 1, del d.lgs. n. 199/2021 (“D.M. Aree idonee”, da ultimo pubblicato in Gazzetta Ufficiale lo scorso 2 luglio 2024) né è consentito comunque disporre moratorie o sospensioni dei termini dei procedimenti di autorizzazione, come previsto dal successivo comma 6 del citato art. 20. Le Regioni non hanno, inoltre, il potere di assoggettare la realizzazione degli impianti di produzione o accumulo a limitazioni espresse su determinate aree, implicandone, di fatto, la concreta inutilizzabilità per rilevanti estensioni di territorio, in violazione della riserva di procedimento amministrativo e della relativa istruttoria volta a comporre gli interessi pubblici coinvolti e garantirne una corretta valorizzazione (cfr. ex multis Corte Cost., sentenza n. 77 del 2022), né possono autonomamente provvedere alla individuazione di criteri per il corretto inserimento nel paesaggio degli impianti alimentati da fonti di energia alternativa (cfr. Corte Cost., sentenza n. 168 del 2010) ovvero imporre preclusioni assolute che inibiscano a priori ogni accertamento in concreto in sede autorizzativa (cfr. Corte Cost., sentenza n. 106 del 2020).

La norma, in altri termini, viola dell’articolo 117 della Costituzione, in materia di legislazione concorrente di “produzione, trasporto e distribuzione nazionale dell’energia”, l’art. 3 della Costituzione, disciplinando in maniera ingiustificatamente diversa dalle disposizioni nazionali situazioni sostanzialmente identiche, e l’articolo 41 della Costituzione in matria di libertà di iniziativa, oltre a porsi palesemente in contrasto con il principio di massima diffusione delle fonti energetiche rinnovabili, in quanto ostativa al conseguimento degli ambiziosi obiettivi nazionali ed europei di decarbonizzazione.

Nonostante, quindi, con ogni probabilità, la legge sarà destinata ad essere censurata dalla Consulta  - come già accaduto in passato con previsioni analoghe (si vedano le moratorie del Lazio o dell’ Abruzzo dichiarate incostituzionali rispettivamente con le sentenze n. 221/2022 e 27/2023) - vi è comunque il rischio concreto che qualunque iter autorizzativo dovesse essere avviato per la realizzazione di un progetto nella Regione venga colpito dalla moratoria (fatte salve le ipotesi di cui al comma 3 dell’art. 3 innanzi indicate) nelle more della decisione della Corte Costituzionale.

[1] Tra le zone omogenee: a) il centro storico-artistico o di particolare pregio ambientale (zone A); b) le parti del territorio totalmente o parzialmente edificate diverse dalle zone A (zone B); c) le parti del territorio destinate a nuovi complessi residenziali, che risultino inedificate o nelle quali l'edificazione preesistente non raggiunga i limiti di superficie utilizzata richiesti per le zone B (zone C); d) le parti del territorio destinate a nuovi insediamenti per impianti industriali, artigianali, commerciali, di conservazione, trasformazione o commercializzazione di prodotti agricoli e/o della pesca (zone D); e) le parti del territorio destinate ad usi agricoli e quelle con edifici, attrezzature ed impianti connessi al settore agro-pastorale e a quello della pesca, e alla valorizzazione dei loro prodotti (zone E); le parti del territorio di interesse turistico (zone F); le parti del territorio destinate ad edifici, attrezzature ed impianti, pubblici e privati, riservati a servizi di interesse generale (zone G); le parti del territorio non classificabili secondo i criteri in precedenza definiti e che rivestono un particolare valore speleologico, archeologico, paesaggistico o di particolare interesse per la collettività, quali fascia costiera, fascia attorno agli agglomerati urbani, fascia di rispetto cimiteriale, fascia lungo le strade statali provinciali e comunali (zone H). 

[2] In particolare: la fascia costiera, sistemi a baie e promontori, falesie e piccole isole; campi dunari e sistemi di spiaggia, aree rocciose e di cresta ed aree a quota superiore ai 900 metri sul livello del mare; grotte e caverne; monumenti naturali ai sensi della legge regionale 7 giugno 1989, n. 31; zone umide, laghi naturali ed invasi artificiali e territori contermini compresi in una fascia della profondità di 300 metri dalla linea di battigia, anche per i territori elevati sui laghi; fiumi torrenti e corsi d'acqua e relative sponde o piedi degli argini, per una fascia di 150 metri ciascuna, e sistemi fluviali, riparali, risorgive e cascate, ancorché temporanee; aree di ulteriore interesse naturalistico comprendenti le specie e gli habitat prioritari, ai sensi della direttiva n. 43/92/CEE del 1992; aree che distano meno di 2 chilometri in linea d'aria da alberi monumentali; aree caratterizzate da edifici e manufatti di valenza storico-culturale, compresa la fascia di tutela; aree caratterizzate da insediamenti storici.

[3] Sul punto, occorre rilevare che la Regione non ha competenza nell’autorizzare gli impianti Bess stand-alone; questa, infatti, appartiene al MASE. La norma quindi, nella parte in cui si riferisce agli “impianti di accumulo da fonti rinnovabili”, può al più riferirsi agli impianti di accumulo che operano in combinato con impianti da fonti rinnovabili. Devono quindi essere fatti salvi gli impianti stand-alone dagli effetti della moratoria.

A cura di Giovanni De Luca, Piero Viganò e Paola Putignano.

Il DM completa il quadro delle regole per la revisione della disciplina sulle agevolazioni destinate agli energivori introdotta dal D.L. n. 131/2023 in linea con le linee guida sugli aiuti di Stato di cui alla Comunicazione della Commissione europea 2022/C 80/01 del 18 febbraio 2022, recante «Disciplina in materia di aiuti di Stato a favore del clima, dell’ambiente e dell’energia 2022».

La riforma del regime delle agevolazioni a favore delle imprese energivore

Per quanto qui di rilievo, si ricorda che il D.L. n. 131/2023 prevede che per accedere a condizioni di favore nell’applicazione dei contributi a copertura degli oneri generali afferenti al sistema elettrico di cui all’articolo 3, comma 11, del decreto legislativo 16 marzo 1999, n. 79, relativi al sostegno delle energie rinnovabili (“Agevolazione”) - oltre agli obblighi di esecuzione della diagnosi energetica, le imprese energivore sono tenute ad adottare, alternativamente, una delle seguenti misure:

• implementare gli obblighi previsti nella diagnosi energetica qualora il tempo di ammortamento degli investimenti a tal fine necessari non superi i tre anni e il relativo costo non ecceda l’importo dell’Agevolazione percepita;

  • dimostrare di coprire il proprio fabbisogno da “fonti che non emettono carbonio” per almeno il 30%;

  • investire almeno il 50% dell’importo dell’Agevolazione in progetti che comportano riduzioni sostanziali delle emissioni di gas a effetto serra.

I chiarimenti e le disposizioni del DM: 

i) Esecuzione degli interventi previsti dalle diagnosi energetiche

Con specifico riferimento agli interventi previsti dal rapporto di diagnosi energetica (“Rapporto”), l’articolo 4 del DM ha chiarito che:

• l’impresa energivora deve individuare gli interventi che intende implementare per ciascun anno di fruizione dell’Agevolazione, purché tali interventi abbiano le seguenti caratteristiche:

  • un tempo di ritorno semplice non superiore ai tre anni;

  • un costo complessivo degli investimenti (ivi compreso l’eventuale maggior costo operativo per la realizzazione dell’intervento) non eccedente l’importo dell’Agevolazione percepita nel relativo anno di riferimento;

• nell’anno di riferimento dell’Agevolazione, l’impresa energivora deve effettuare investimenti corrispondenti almeno ad un terzo del valore degli interventi di cui sopra;

• gli interventi devono essere comunque conclusi entro il secondo anno successivo a quello dell’agevolazione.

L’articolo 4 del DM ha chiarito che ai fini del rispetto di tali obblighi rilevano gli interventi previsto da un Rapporto in corso di validità e che siano realizzati a partire dal 1° gennaio 2024.

L’interpretazione delle previsioni che precedono non appare univoca e non resta quindi che attendere la delibera con cui ARERA dovrà stabilire le modalità e i termini mediante i quali le imprese energivore dovranno comunicare la scelta degli interventi contenuti nel Rapporto con cui adempiere agli obblighi. A tale proposito, si segnala che ARERA ha, recentissimamente, in data 30 luglio 2024, avviato la consultazione sul testo di delibera da adottare.

ii) Approvvigionamento energetico per almeno il 30% del fabbisogno da fonti che non emettono carbonio

Con riferimento all’alternativa dell’approvvigionamento di energia da fonti che non emettono carbonio per almeno il 30% del fabbisogno dell’impresa energivora, il DM chiarisce che tale obbligo può essere soddisfatto in tre modi (o da una combinazione degli stessi):

• autoconsumo individuale on-site o a distanza con utilizzo della rete pubblica o con cavo privato diretto

• acquisto di energia elettrica attraverso contratti a termine conclusi con produttori di energia elettrica da fonti rinnovabili;

• direttamente tramite l’acquisizione e annullamento di garanzie d’origine per il valore corrispondente (una garanzia d’origine corrisponde a 1 MWh).

Emergono alcune differenze ed esigenze di coordinamento rispetto al Decreto Ministeriale del MASE del 23 luglio 2024 (“DM Energy Release”) di cui sarà opportuno tenere conto in sede di applicazione delle norme.

iii) Investimento di almeno il 50% dell’importo dell’Agevolazione in progetti che comportano riduzioni sostanziali delle emissioni di gas a effetto serra 

Infine, in relazione all’ultima delle alternative a disposizione delle imprese energivore il DM ha chiarito che sono idonei a soddisfare l’obbligo di investire almeno il 50% dell’importo dell’Agevolazione i “progetti che comportano riduzioni sostanziali delle emissioni di gas a effetto serra al di sotto del valore più basso tra i seguenti”:

• il 90% del parametro di riferimento applicabile per l’assegnazione gratuita delle quote di emissione nell’ambito del sistema ETS;

• le emissioni medie del 10% dei migliori impianti elencati nel Regolamento UE 2021/447 per il prodotto rilevante.

Controlli e sanzioni

Il DM ha, infine, assegnato a ENEA, ISPRA e GSE i poteri di controllo sull’adempimento degli obblighi di cui sopra secondo modalità che gli stessi enti dovranno definire.

In particolare, ENEA svolgerà per ogni annualità controlli su un campione pari al 3% delle imprese energivore che hanno scelto di adempiere agli obblighi tramite l’implementazione degli interventi previsti nella propria diagnosi energetica.

In caso di accertato inadempimento, le intere agevolazioni percepite nel corso del periodo dell’inadempimento dovranno essere restituite a CSEA con penalità stabilite ai sensi dell’articolo 8 del DM.

Il contributo a cura di Piero Viganò e Ernesto Rossi Scarpa Gregorj.

L'articolo 5 ha introdotto alcune limitazioni all'installazione di impianti fotovoltaici a terra su aree agricole, modificando l'articolo 20 del Decreto Legislativo 199/2021 con l'introduzione di un nuovo comma 1-bis che prevede che l'installazione di impianti fotovoltaici a terra in aree agricole sia limitata alle “aree idonee”.

Il 12 luglio 2024 il Decreto Legge è stato convertito in Legge n. 101 e pubblicato sulla Gazzetta Ufficiale n. 163 del 13 luglio 2024.

Eccezioni al divieto

In primo luogo, l'installazione di impianti fotovoltaici con moduli a terra in aree classificate come agricole è ancora consentita:

a) se limitata al repowering e al revamping di impianti fotovoltaici preesistenti che non comportino un aumento della superficie occupata (lett. a), comma 8, art. 20 D. Lgs., 199/2021);

b) su terreni agricoli non produttivi, quali cave e miniere chiuse, non recuperate o abbandonate o in condizioni di degrado ambientale, o porzioni di cave e miniere non suscettibili di ulteriore sfruttamento (lett. c-bis, comma 8);

c) su aree in concessione al gruppo Ferrovie dello Stato, a gestori di infrastrutture ferroviarie, a società concessionarie di autostrade o a società di gestione aeroportuale su sedime aeroportuale (lett. c-bis1, comma 8);

d) su aree interne a fabbriche e stabilimenti industriali, nonché su aree racchiuse in un perimetro i cui punti non distino più di 500 metri dalla fabbrica o dallo stabilimento stesso (purché tali aree non siano vincolate ai sensi della seconda parte del Codice dei Beni Culturali e del Paesaggio). A questo proposito, si segnala che il Ministero dell'Ambiente e della Sicurezza Energetica (MASE), nel parere n. 130318 dell'8 agosto 2023 - reso a seguito di un quesito ambientale del Comune di Villalba sulla possibilità di considerare un impianto fotovoltaico esistente come complesso o stabilimento industriale unitario e stabile - ha chiarito che sono da considerarsi ammissibili, ai sensi dell'art. 20, lett. c-ter n. 2, D.Lgs. n. 199/2021, anche le aree classificate come agricole racchiuse in un perimetro i cui punti distano non più di 500 metri da un impianto fotovoltaico a terra preesistente di potenza superiore a 20 kW (anche se quest'ultimo non è realizzato in un'area a destinazione industriale, artigianale o commerciale) (lett. c-ter n. 2, comma 8);

e) su aree adiacenti alla rete autostradale entro una distanza non superiore a 300 metri  da esse (lett. c-ter n. 3 del comma 8).

Il testo convertito in legge prevede la possibilità di installare il fotovoltaico a terra anche nelle cave già oggetto di ripristino ambientale e quelle con piano di coltivazione terminato ancora non ripristinate, nonché le discariche o i lotti di discarica chiusi ovvero ripristinati.

L'installazione di impianti fotovoltaici con moduli a terra non è consentita:

i) su siti soggetti a bonifica (lett. b), comma 8);

ii) su aree classificate agricole, racchiuse in un perimetro i cui punti distano non più di 500 metri da aree a destinazione industriale, artigianale e commerciale, compresi i siti di interesse nazionale, nonché da cave e miniere (lett. c-ter n. 1, comma 8);

iii) su aree non vincolate ai sensi del Codice dei Beni Culturali e distanti almeno 500 metri da beni culturali vincolati ai sensi della seconda parte dell'articolo 136 del Codice dei Beni Culturali (lettera c-quater, comma 8).

Tali aree, pur essendo agricole, erano finora classificate come idonee dall'art. 20, comma 8 del D.Lgs. 199/2021 alle lettere b), c-ter n. 1 e c-quater.

In secondo luogo, il divieto di impianti fotovoltaici con moduli a terra non si estende ai progetti:

• finalizzati alla creazione di Comunità Energetiche Rinnovabili (CER);

• realizzati in attuazione delle misure di investimento del PNRR o del PNC o necessari per il raggiungimento degli obiettivi del PNRR.

Impianti agrivoltaici

Pertanto, l'installazione di impianti agrivoltaici con moduli sopraelevati da terra (c.d. impianti agrivoltaici avanzati), come definiti dall'art. 65, commi 1-quater e 1-quinquies del D.L. n. 1/2012, ovvero che adottano soluzioni integrative innovative con l'assemblaggio dei moduli sopraelevati da terra, sfruttano tecnologie avanzate, prevedendo anche la rotazione dei moduli stessi, in modo da non compromettere la continuità delle attività colturali agro-pastorali dei terreni agricoli su cui insistono, continua a essere consentito in tutte le aree agricole, senza le limitazioni previste dal DL Agricoltura.

Ad oggi non è stato chiarito se, per essere esentati dal divieto, debbano essere soddisfatti ulteriori requisiti soggettivi anche da parte dei soggetti attuatori del progetto agrivoltaico avanzato (es. imprenditori agricoli, associazioni temporanee di imprese - ATI), in linea con il D.M. 22 dicembre 2023, n. 436 (“D.M. Agrivoltaico”) o se questi debbano essere soddisfatti solo ai fini dell'accesso agli incentivi ivi previsti, e quindi irrilevanti ai fini della disciplina del DL Agricoltura.

È dubbio se il divieto debba essere esteso anche agli impianti agrivoltaici semplici, cioè a quegli impianti che, pur prevedendo l'installazione di moduli a terra, sono realizzati in modo tale da consentire l'integrazione tra l'attività agricola e la produzione di energia elettrica e da valorizzare il potenziale produttivo di entrambi i sottosistemi, senza compromettere la continuità dell'attività agricola. In questa ipotesi, il grado di integrazione tra i due sottosistemi è minore perché l'attività agricola si svolge esclusivamente tra le file di pannelli.

Sul punto, tuttavia, è necessario richiamare un orientamento giurisprudenziale ormai consolidato che nega l’assimilabilità degli impianti agrivoltaici ai “classici” impianti fotovoltaici con moduli collocati a terra, trattandosi di fenomeni in gran parte diversi tra loro, nonostante il comune punto di partenza (la produzione di energia elettrica da fonte pulita). Ed essendo situazioni non sovrapponibili, non possono essere assimilate quoad effectum (cfr., tra le altre, TAR Lecce Sez. II, Sentenza n. 1583/2022 e Consiglio di Stato Sez. IV, Sentenza n. 8029/2023). 

Inoltre, se l'obiettivo del governo è quello di proteggere l'attività agricola e i terreni utilizzati per essa, sarebbe illogico vietare l'agrivoltaico “di base”; significherebbe vietare la combinazione di attività agricola e produzione di energia rinnovabile.

Progetti legati al PNRR

La categoria residuale di progetti necessari per raggiungere gli obiettivi del PNRR potrebbe, allo stato attuale, includere, ad esempio:

• l'autoconsumo collettivo (perché è oggetto di una specifica misura del PNRR e insieme alle comunità energetiche è destinatario di uno specifico regime di incentivazione, ma non anche l'autoconsumo a distanza); 

• impianti fotovoltaici innovativi o impianti fotovoltaici combinati con l'idrogeno;

• impianti fotovoltaici per la produzione di biometano e biogas.

Le procedure già avviate

La nuova disposizione non si applica ai progetti in corso di approvazione, più precisamente agli impianti fotovoltaici che hanno già presentato la domanda di autorizzazione o per i quali l'autorizzazione o la procedura ambientale è già stata avviata alla data di entrata in vigore del DL Agricoltura (cioè il 16 maggio 2024).

Le disposizioni non si applicano ai progetti per i quali, alla data di entrata in vigore del Decreto, sia stato avviato almeno uno dei procedimenti amministrativi, comprese le procedure di valutazione ambientale, necessari per ottenere i titoli abilitativi per la costruzione e l'esercizio degli impianti e delle opere connesse o sia stata rilasciata almeno una delle autorizzazioni medesime.

La disposizione non spiega cosa si intenda per procedure già “avviate”.

A. Per un'interpretazione meno restrittiva della norma, la semplice presentazione di una domanda di PAS, AU, PAUR, Screening VIA, VIA entro la data del 16 maggio 2024 potrebbe essere ritenuta sufficiente per considerare formalmente avviata la procedura.

B. Se si volesse aderire a un'interpretazione più restrittiva, le procedure già avviate potrebbero essere intese come segue:

• PAS: se la documentazione allegata al PAS è completa, il procedimento può considerarsi già avviato al momento della presentazione del PAS al Comune, anche se al 16 maggio 2024 non è ancora scaduto il termine di 30 giorni per il consolidamento del PAS. Nell'ipotesi invece che, a seguito della presentazione della domanda di PAS, sia necessario acquisire ulteriori atti di assenso previsti dalla legge, l'avvio del procedimento potrebbe coincidere con la comunicazione di avvio del procedimento/convocazione della Conferenza di servizi da parte del Comune;

• AU: il procedimento si intende avviato nel momento in cui l'Amministrazione competente invia al proponente la comunicazione di avvio del procedimento ai sensi degli artt. 7 e 9 della L. 241/1990;

• Screening VIA/PAUR: l'avvio del procedimento coincide con la pubblicazione della documentazione ambientale sul sito web dell'Autorità procedente e con la contestuale comunicazione della sua pubblicazione a tutte le Autorità potenzialmente interessate.

L'interpretazione da dare all'espressione “procedura già avviata” sembra essere, quindi, un altro punto incerto del testo del DL Agricoltura, che non è stato chiarito, neppure durante il procedimento di conversione in legge.

Durata dei contratti di diritto di superficie

In aggiunta a quanto sopra, l'art. 5, comma 2-bis, del DL Agricoltura prevede che tutti contratti di concessione di diritto di superficie, compresi quelli stipulati sotto forma di accordi preliminari, su terreni ricadenti nelle aree considerate idonee all'installazione di impianti di produzione di energia da fonti rinnovabili, ai sensi dell'art. 20, comma 1, lett. a, del D.Lgs. 199/2021, debbano essere stipulati per una durata minima di 6 anni. Qualora le parti concordino una durata inferiore o concedano il diritto di superficie omettendo l'indicazione di un termine specifico, il relativo contratto si intende stipulato per una durata di 6 anni.

Si precisa, inoltre, che al termine del primo periodo di 6 anni, il contratto di diritto di superficie si rinnova automaticamente per un ulteriore periodo di 6 anni. Al termine di questo secondo periodo, l'accordo si rinnova tacitamente alle stesse condizioni, a meno che una parte non comunichi all'altra - con lettera raccomandata e almeno sei mesi prima della relativa scadenza - la propria intenzione di rinnovare l'accordo a nuove condizioni o di non rinnovarlo affatto. La parte informata ha 60 giorni di tempo dal ricevimento di tale comunicazione per rispondere. In caso di mancata risposta o di mancato accordo tra le parti, il contrato di diritto di superficie in questione si considera risolto al termine del secondo periodo di validità.

Le disposizioni di cui sopra si applicano anche agli accordi preliminari/definitivi già in essere, a meno che una delle parti non decida di recedere dal relativo contratto entro 60 giorni dall'entrata in vigore della Legge n. 101/2024. Tale diritto di recesso può essere letto come una via d'uscita concessa ai proprietari terrieri per evitare il nuovo regime fiscale applicato ai canoni di diritto di superficie a partire dal 1° gennaio 2024. Infatti, i proprietari terrieri sono ora nella posizione di rinegoziare tali canoni per compensare l'aumento della loro tassazione.

L'articolo 5, comma 2-bis, del DL Agricoltura appare poco chiaro e si presta a diverse interpretazioni. In particolare, non è del tutto chiaro se il termine di 6 anni si riferisca alla durata dei contratti preliminari/definitivi di diritto di superficie o alla durata del diritto di superficie costituito in virtù di tali contratti. Se dovesse prevalere questa seconda interpretazione, il diritto di recesso dai contratti preliminari di durata inferiore a 6 anni esercitato dai proprietari terrieri nella finestra temporale di 60 giorni dall'entrata in vigore della Legge n. 101/2024 sarebbe considerato illegittimo.

Alla luce di quanto sopra, si prevede che, soprattutto in una prima fase dopo l'entrata in vigore del DL Agricoltura, ci sarà incertezza su come gestire i contratti di diritto di superficie e questo potrebbe ritardare o complicare le trattative volte ad acquisire la disponibilità dei terreni per lo sviluppo di nuovi impianti di energia rinnovabile.

Conclusioni

In conclusione, l'impatto del DL Agricoltura sul mercato dell'energia solare sarebbe meno drammatico di quanto sembrasse a una prima lettura, grazie alle citate eccezioni al divieto. Tuttavia, appare abbastanza chiaro che le incertezze interpretative in ordine al significato di procedure già “avviate” potrebbe portare a un approccio non collaborativo da parte degli enti locali, anche con riferimento a progetti avviati prima del 16 maggio. 

È inoltre evidente che gli impianti agrivoltaici sono previsti dal Governo come un nuovo modello di cooperazione tra l'industria della generazione fotovoltaica e l'attività agricola. 

Gli investitori dovranno prestare molta attenzione al rapporto con l'agricoltore e alla relativa serietà e professionalità nello svolgimento delle attività agricole. L'agricoltore dovrà essere considerato come un contraente EPC, un operatore O&M o un acquirente di energia elettrica nell'ambito dell'HTM e come tale i relativi documenti contrattuali dovranno essere strutturati tenendo conto di una rigorosa allocazione del rischio anche attraverso meccanismi di sostituzione. Il titolo di proprietà sui terreni dovrà tenere conto anche dello svolgimento delle attività agricole.

Per avere, dunque, una visione complessiva della struttura e dei contenuti del Decreto Fer X, si rimanda al nostro articolo già pubblicato in data 10 aprile 2024[1].

Contingenti di potenza messi a gara 

I contingenti di potenza di volta in volta messi a gara non sono fissi, ma sono determinati, dal MASE (con il supporto tecnico di Terna e del GSE) sulla base, inter alia:

• della curva di domanda;

• della tecnologia;

• di specifici coefficienti individuati per ciascuna zona di mercato;

• dell’evoluzione attesa della domanda elettrica;

• del numero di procedimenti autorizzativi avviati e conclusi;

• dell’evoluzione attesa della rete di trasmissione, nonché 

• dei tempi di realizzazione, della vita utile e dei costi delle diverse tecnologie di fonte rinnovabile.

La curva di domanda è determinata dall’interpolazione di cinque coppie di quantità/prezzo dell’energia elettrica secondo quanto meglio dettagliato nell’Allegato 2 alla nuova bozza di decreto.

Rispetto agli altri meccanismi di incentivazione l’integrazione della regolazione del mercato è davvero marcata ma le ragioni appaiono evidenti: evitare un eccessivo aggravio sulle tariffe elettriche tenuto conto della rilevante potenza che dovrebbe essere incentivata ma anche per evitare di aggravare l’instabilità della rete e ottimizzare la gestione in sicurezza del sistema, tenuto conto del carattere non programmabile dei volumi di energia che saranno prodotti.

Nel complesso, i contingenti incentivabili sono stati ridotti per il fotovoltaico di potenza maggiore di 1 MW (da 45 a 40 GW) e incrementati per gli impianti fotovoltaici che accedono direttamente tramite iscrizione al registro, ossia quelli aventi potenza uguale o inferiore a 1 MW (da 5 a 10 GW). 

Tra gli impianti fotovoltaici incentivabili ai sensi della nuova bozza, infine, rientrano ora anche gli impianti installati su specchi d’acqua.

Le tariffe

L’offerta di riduzione percentuale non è più necessariamente almeno pari al 2%, ma verrà di volta in volta determinata con la pubblicazione del bando.

Per gli impianti di potenza superiore a 1 MW, la base di asta è ora diversa a seconda di condizioni di costo particolarmente elevate e condizioni di costo particolarmente basse. In particolare, sono stati infatti introdotti:

• il prezzo di esercizio superiore e 

• il prezzo di esercizio inferiore, 

rispettivamente pari a Euro 95 ed Euro 70 sia per l’eolico che per il fotovoltaico. 

Nello specifico, il “prezzo di esercizio superiore” è definito come il prezzo posto a base d’asta in caso di condizioni di costo particolarmente elevate.

Il “prezzo di esercizio inferiore”, invece, è il prezzo posto a base d’asta in caso di condizioni di costo particolarmente basse.

Il “prezzo di aggiudicazione”, dunque, dovrebbe essere quello di esercizio (superiore, inferiore o, comunque, fissato in questo intervallo) decurtato della percentuale di ribasso offerta e accettata in asta. Tuttavia, la bozza di decreto, nel definire il “prezzo di aggiudicazione” sembra non aver considerato l’introduzione dei prezzi di esercizio rispettivamente superiore e inferiore, riferendosi solamente a quello superiore.

Questo disallineamento tra prezzo di aggiudicazione e prezzo di esercizio superiore/inferiore è replicato anche nella disciplina delle modalità di esecuzione delle offerte (art. 4, comma 3) e nella determinazione della curva di domanda.

I rapporti con i long-term PPA e il Mercato per il Servizio del Dispacciamento

Nella precedente versione della bozza di decreto era previsto che la quota di potenza non incentivata potesse essere oggetto di un contratto di approvvigionamento di energia elettrica a lungo termine (c.d. Long-Term PPA). 

Tale previsione non aveva ragion d’essere dal momento che, a prescindere dall’incentivazione, tutta l’energia prodotta dall’impianto rimane comunque nella disponibilità del produttore.

Nella nuova bozza del decreto, dunque, è stato eliminato il riferimento alla quota parte di energia non incentivata e, ad oggi, pertanto, anche se l’intera potenza dell’impianto è oggetto di incentivazione, il produttore può liberamente sottoscrivere un Long-Term PPA per valorizzare tutta l’energia prodotta dall’impianto.

L’intervenuta sottoscrizione di un Long-Term PPA è peraltro ancora prevista tra i criteri di priorità.

Restano però da comprendere tanti aspetti relativi all’interazione tra il meccanismo CFD del Fer X e detto Long-Term PPA tra cui la natura fissa o necessariamente indicizzata e variabile del corrispettivo. 

Quanto all’obbligo di partecipare al Mercato per il Servizio del Dispacciamento, lo stesso è stato esteso a tutti gli impianti aventi una potenza superiore a 1 MW, ossia a tutti quegli impianti che parteciperanno alle aste.

In questo solco, si inserisce la previsione secondo la quale il pagamento del prezzo di aggiudicazione da parte del GSE avviene sulla base della producibilità (anziché dell’effettiva immissione) nei casi di impianti soggetti a taglio della produzione in esito a ordini impartiti dai gestori delle reti o in esito a ordini di dispacciamento disposti da Terna sul mercato del bilanciamento (MB; tipicamente ordini di limitazione della produzione ossia dell’immissione in rete) e/o nelle piattaforme europee di bilanciamento. Ciò porta ad una maggiore integrazione degli impianti alimentati da fonti rinnovabili nelle logiche di mercato e, al contempo, di ridurre il rischio volume sostenuto dai medesimi impianti.

Allo stato, risulta, infine, irrisolto il rapporto tra la determinazione della tariffa incentivante di cui al Fer X e il corrispettivo che sarà fissato dal GSE, previa emanazione del relativo Decreto Ministeriale, per il c.d. “secondo Energy Release” di cui al D.L. n. 181/2023. 

In particolare, si ricorda che tale ultimo meccanismo è strutturato come segue:

• da un lato, le imprese energivore, a fronte del rispetto di alcuni impegni relativi alla realizzazione potranno acquistare energia elettrica da fonti rinnovabili e le relative garanzie d’origine in via anticipata per un periodo di 3 (tre) anni mediante la stipula di un contratto per differenza a due vie rispetto ad un prezzo prefissato dal GSE stesso (“Primo Contratto”) e a fronte dell’assunzione, da parte delle imprese energivore di determinati impegni (si v. infra);

• dall’altro lato e dall’entrata in esercizio degli Impianti (come di seguito definiti), le imprese energivore stipulano con il GSE un contratto per differenza avente ad oggetto la restituzione, per una durata di 20 (venti) anni, della quantità di energia elettrica anticipata (e delle relative garanzie d’origine) nel periodo di cui al punto che precede (“Secondo Contratto”).

Per poter accedere al meccanismo, le imprese energivore dovranno impegnarsi, al momento della conclusione del Primo Contratto, a realizzare impianti addizionali e quindi nuova capacità di generazione di energia elettrica da fonti rinnovabili. In alternativa, le imprese energivore possono impegnarsi ad acquistare da soggetti terzi, tramite appositi contratti di approvvigionamento a termine l’energia rinnovabile oggetto di nuova realizzazione (Long-Term Corporate PPA). In questo secondo caso, l’impresa energivora si impegna anche per conto dei terzi produttori nei confronti del GSE per la futura restituzione dell’energia elettrica anticipata.

Ebbene, non è ancora chiaro se le relative tariffe aggiudicate ad esito delle aste di cui al FER X saranno considerate nella determinazione del corrispettivo che il GSE richiederà per l’acquisto dell’energia elettrica da parte delle imprese energivore secondo il meccanismo di cui al D.L. n. 181/2023.

Si segnala, in ogni caso, che la bozza in esame non dovrebbe essere quella definitiva.  Il Direttore Generale del MASE, Noce, ha infatti recentemente dichiarato che il Ministero sta recependo le indicazioni di ARERA dirette a rendere più competitive le aste. Nel proprio parere del 6 giugno ARERA ha suggerito, in particolare (i) di introdurre un limite al numero di manifestazioni di interesse che si possono avanzare con riferimento a ciascun progetto (questo dovrebbe portare alla possibilità di partecipare a non più di tre procedure competitive nel periodo 2024-2028); (ii) di scartare (per una quota pari a una capacità minima calcolata in termini di numero di offerte o di percentuale rispetto al contingente minimo previsto dall'asta) le offerte che si si posizionano nelle ultime posizioni utili anche in caso di offerte inferiori rispetto al contingente minimo.

L’11 giugno 2024, Noce ha, infine, dichiarato che il MASE mira ad ottenere un’approvazione “temporanea” del decreto da parte della Commissione europea per un periodo “transitorio” fino al 31 dicembre 2025, al fine di avviare le procedure competitive già entro il 2024. Ne consegue, dunque, che, una volta finito tale periodo “transitorio”, sarà necessario procedere con una nuova approvazione dello schema incentivante per il successivo periodo fino al 2028.

Il contenuto di questo elaborato ha valore meramente informativo e non costituisce, né può essere interpretato, quale parere professionale sugli argomenti in oggetto. Per ulteriori informazioni si prega di contattare Piero Viganò e Ernesto Rossi Scarpa Gregorj.

[1] www.advant-nctm.com/news/articoli/la-nuova-bozza-di-d-m-fer-x-modifiche-rilevanti-e-novita-principali.

Il ricorrente (Consorzio E-Cycle) ha impugnato le regole operative emanate dal GSE in attuazione dell’art. 24-bis del D.Lgs. n. 49/2014 (“Regole Operative”), sostenendo che le stesse sarebbero illegittime in quanto:

• il relativo sistema di garanzia ivi previsto e relativo alla copertura dei costi di gestione dei rifiuti RAEE comprende anche la copertura dei costi relativi all’attività di smontaggio dei moduli, attività non ricompresa dalle norme in attuazione delle quali le Regole Operative sono state emanate;
• il GSE, nella fase di istruttoria per la determinazione dei costi della suddetta garanzia, avrebbe indebitamente richiesto ai Consorzi anche i costi di “smontaggio”;
• il GSE avrebbe indebitamente equiparato l’importo trattenuto dal medesimo GSE ai sensi dell’art. 40, comma 3, D.Lgs. n. 49/2014 al prezzo della garanzia per l’accesso ai sistemi collettivi.

Secondo il TAR, la garanzia che deve essere prestata dal produttore di AEE è “totale”, così come prescritto dall’art. 40, comma 3, cit. e, quindi, inclusiva di ogni attività ad essa inerente. Ritiene quindi che lo smontaggio dei moduli debba essere incluso nel concetto di “gestione” sia da un punto di vista letterale che logico (si v. Considerando n. 12 della Direttiva 2012/19/UE), in quanto attività prodromica e strumentale (nonché condizione) alle successive fasi della gestione stessa.

Sull’indebita richiesta ai Consorzi relativa ai costi di smontaggio (peraltro, non riscontrata dai medesimi Consorzi), il TAR ha ritenuto che il GSE abbia correttamente comunque valutato la consistenza di tali costi in idonea istruttoria, senza che l’assenza di risposta da parte dei Consorzi possa di per sé costituire motivo di illegittimità dell’azione del GSE.

Perché è importante

La sentenza in esame dissipa (per ora e in attesa che passi in giudicato o che intervenga un diverso assetto normativo) i dubbi sull’ampiezza della definizione del concetto di “gestione” del fine-vita del modulo fotovoltaico.

Fino ad ora, infatti, ciascun Consorzio forniva una propria interpretazione della suddetta definizione, con importanti differenze nella determinazione dell’importo del contributo di cui alla garanzia che il produttore deve prestare per ogni modulo immesso sul mercato.

Questa situazione rischiava di creare un mercato non del tutto concorrenziale, ma soprattutto rischiava di lasciare “scoperta” un’importante (anche in termini economici) fase della gestione del fine-vita dei RAEE.

Resta ora da capire come quei Consorzi, che hanno già raccolto i contributi dai produttori aderenti senza considerare i costi di smontaggio dei moduli, potranno (o dovranno?) richiedere l’adeguamento (ovviamente, al rialzo) dei predetti contributi affinché questi ultimi risultino comprensivi anche dei costi di smontaggio.

Il contenuto di questo elaborato ha valore meramente informativo e non costituisce, né può essere interpretato, quale parere professionale sugli argomenti in oggetto. Per ulteriori informazioni si prega di contattare Piero Viganò e Ernesto Rossi. 

Nel prosieguo sono esaminati alcuni dei passaggi fondamentali di detto studio. Ricordiamo come le seguenti indicazioni devono essere considerate come generali e che potrebbero non essere valide in ogni caso, dovendo essere di volta in volta oggetto di valutazione le circostanze rilevanti dello specifico caso.

Gli incentivi economici statali

Le CER incentivate sono legittimate a godere di tre specifici contributi statali:

1. la tariffa premio prevista dal Decreto del Ministro dell’Ambiente e della Sicurezza energetica 7 dicembre 2023, n. 414 (nel seguito il “Decreto CACER”), sulla base dell’energia condivisa nell’ambito della Configurazioni di Autoconsumo per la Condivisione dell’Energia Rinnovabile (“CACER”);

2. il contributo per la valorizzazione dell’energia elettrica autoconsumata (o contributo ARERA), previsto dal Testo Integrato Autoconsumo Diffuso (“TIAD”);

3. il contributo a fondo perduto, interamente finanziato con il PNRR, previsto dal Decreto CACER a copertura parziale dei costi per la realizzazione o il potenziamento di alcuni impianti di produzione di energia da fonti rinnovabili.

Tali contributi sono gestiti dal GSE nel rispetto delle Regole operative per l’accesso al servizio per l’autoconsumo diffuso e al contributo PNRR del 23 febbraio scorso, aggiornate il 22 aprile 2024 (di seguito le “Regole Operative”). Per beneficiare della tariffa premio e del contributo ARERA, la CER deve accedere al servizio di autoconsumo diffuso prestato dal GSE, mediante apposita domanda presentata dal soggetto Referente[1]. Ricevuta la domanda, il GSE effettuerà i controlli tecnico-amministrativi sulla documentazione, allegata dal Referente, relativa agli impianti di produzione ed alla CER. Solo in caso di esito positivo di tali controlli il GSE provvederà alla sottoscrizione del contratto per la regolazione del servizio per l’autoconsumo diffuso. I rigorosi controlli tecnico-amministrativi menzionati sono finalizzati alla verifica della sussistenza dei requisiti richiesti e si protraggono anche a seguito della conclusione del contratto, durante la fase esecutiva; pertanto, qualora il GSE riscontri la perdita di uno o più dei requisiti di ammissibilità richiesti ovvero il rilascio di dichiarazioni mendaci, dispone la decadenza degli incentivi, con l’integrale recupero delle somme eventualmente già versate.

La soggettività giuridica

Il requisito della soggettività giuridica delle CER, imposto dall’art. 31, primo comma, lett. b) del d.lgs. n. 199/2021[2], impedisce di costituire CER sia in forma di associazione temporanea di impresa (o ATI), sia in forma di partenariato, non creandosi, in questi casi, un soggetto giuridico distinto dagli associati[3].

Stante la soggettività giuridica delle CER, i contributi pagati dal GSE sono destinati alla CER e non ai suoi membri, quand’anche la CER attribuisca la qualifica di Referente a un soggetto diverso da sé[4]. I membri della CER, a loro volta, potranno vedersi accreditati i contributi del GSE solo eventualmente, se la ripartizione è prevista dall’atto costitutivo, da un regolamento ovvero da una decisione del competente organo della CER. Infatti, nessuna norma impone alla CER di ripartire i contributi economici del GSE tra i suoi membri.

La condivisione dell’energia

Secondo quanto previsto dalla normativa vigente, possono individuarsi tre aspetti legati alla condivisione dell’energia autoprodotta dalla CER:

1. la condivisione è attuata mediante un rapporto diretto tra la CER ed i suoi membri consumatori;

2. la condivisione avviene virtualmente. Infatti, i membri non consumano fisicamente l’energia autoprodotta dalla CER, dovendo questa immettere nella rete pubblica tutta l’energia elettrica che non abbia autoconsumato in sito e potendo i membri della CER consumare solo l’energia elettrica prelevata dalla rete pubblica[5];

3. la tariffa incentivante riguarda la sola condivisione di energia elettrica e non anche gli altri vettori energetici autoproducibili dalla CER da fonti rinnovabili, come l’energia termica.

Il tratto essenziale della condivisione, proprio delle CER, ne definisce il loro scopo mutualistico, inteso nel senso di gestione di servizio del relativo ente verso i suoi membri. Lo scopo mutualistico presuppone un rapporto bilaterale fra la CER e i suoi membri.

Nell’ottica di tale rapporto bilaterale, la prestazione della CER può consistere nella ripartizione degli utili tra i suoi membri o in prestazioni ulteriori, anche di natura non economica[6]. La prestazione dei membri, invece, può consistere nella fornitura dei dati relativi ai loro consumi o nel lavoro da loro prestato alla CER.

Beninteso, il tratto essenziale della condivisione, proprio delle CER, non implica che tutti i suoi membri debbano partecipare alla condivisione. Non è infatti prescritto che la CER abbia un oggetto esclusivo e riferito alla sola produzione e condivisione di energia da fonti rinnovabili a fini di autoconsumo. Sicché può darsi che soggetti disinteressati alle predette attività, ma interessati ad altre[7], facciano parte della CER, purché, ovviamente, tali soggetti non rappresentino la totalità dei membri[8]. In dettaglio, secondo quanto prescrivono le Regole Operative, la CER presuppone la presenza (i) di almeno due membri che siano consumatori e/o produttori di energia e (ii) di almeno due POD collegati a un’utenza di consumo e a un impianto di produzione[9].

I membri

I membri della CER devono rientrare in almeno una delle seguenti categorie di soggetti:

1. imprenditori che non esercitino in via esclusiva o principale attività nel settore energetico e che rientrino nella definizione europea di MPMI (micro e piccole medie imprese)[10];

2. persone fisiche o enti privati che non siano qualificabili come imprenditori;

3. enti privati di ricerca e formazione, enti religiosi, quelli del Terzo settore e di protezione ambientale;

4. enti pubblici compresi tra le amministrazioni locali contenute nell'elenco periodicamente divulgato dall'ISTAT[11].

Il requisito della c.d. “porta aperta”

Il requisito della c.d. “porta aperta” previsto per le CER si concretizza nella facoltà di libero accesso alla stessa da parte di soggetti interessati e nella previsione di un diritto di recesso ad nutum dei clienti finali.

In virtù del primo elemento, si ritiene che la CER non possa legittimamente negare l’ammissione all’aspirante membro consumatore nemmeno quando i consumi degli attuali membri siano pari o superiori all’autoproduzione della CER nelle varie fasce orarie in cui viene calcolata l’energia elettrica condivisa. Inoltre, la CER non può surrettiziamente negare l’ingresso agli aspiranti membri, richiedendo requisiti sproporzionati o iniqui, come eccessivi conferimenti iniziali. Né la CER potrebbe circoscrivere l’ingresso ad uno o più dei tre sottoinsiemi della nozione di “cliente finale” di energia, ossia: (i) clienti civili; (ii) clienti non civili; (iii) consumatori energetici appartenenti a famiglie a basso reddito o vulnerabili.         
In ogni caso, l’elemento della partecipazione aperta non impedisce alla CER di differenziare i requisiti di ingresso prescritti agli aspiranti membri, purché tale differenziazione sia equa e proporzionata. Né le impedisce di essere formata da membri appartenenti ad una sola delle classi sopra elencate, benché tale organizzazione sia stata concepita dal legislatore unionale come mezzo per promuovere preferibilmente persone fisiche che siano consumatori energetici; sicché, una CER, quanto alla sua compagine minimale, potrebbe essere costituita da due membri appartenenti all’unica classe delle MPMI, qualora costoro condividessero l’energia autoprodotta dalla CER. 

Il secondo elemento, quello del recesso ad nutum dei clienti finali, invece, non impedisce alla CER di condizionare l’efficacia del recesso nei suoi confronti al rispetto di determinate condizioni. Inoltre, se il recedente si è impegnato a rimanere nella CER fino alla scadenza di un certo termine, in caso di recesso anticipato rimangono fermi gli eventuali corrispettivi concordati per la compartecipazione agli investimenti sostenuti, che devono anch’essi, comunque, risultare equi e proporzionati.

I clienti finali

I membri della CER incentivata consumatori energetici mantengono i loro diritti di cliente finale, compreso quello di scegliere il proprio venditore; sarebbe nulla, pertanto, la pattuizione statutaria o regolamentare con la quale la CER imponesse ai propri membri di acquistare l’energia dalla stessa CER o altri servizi energetici dal proprietario dell’impianto di produzione energetica locato alla CER.

Il requisito dell’autonomia

Qualsiasi CER deve essere autonoma ai sensi dell’art. 31, primo comma, lett. b) del d.lgs. n. 199/2021. Il contenuto di tale requisito non è specificato. Tuttavia, esso trova il suo fondamento nel considerando 71 della dir. 2018/2001/UE: «evitare gli abusi e garantire un'ampia partecipazione».

L’autonomia, quindi, svolge la funzione di vietare il controllo interno ed esterno della CER. Tale divieto è rinforzato da una seconda prescrizione contenuta nella medesima direttiva, quella secondo cui la CER è un soggetto che «è effettivamente controllato» dai propri membri[12].

La CER, dunque, può dirsi autonoma quando è effettivamente controllata dall’insieme dei propri membri e non invece da alcuni di costoro, da un loro gruppo minoritario o da soggetti esterni.

La democraticità

A qualsiasi CER è imposto il carattere democratico, a prescindere dalla forma giuridica utilizzata per costituirla. Il necessario carattere democratico delle CER implica alcune considerazioni:

1. la nozione di «poteri di controllo», ripetutamente utilizzata nel d.lgs. n. 199/2021 per disciplinare le CER[13], va intesa come diritti di voto esercitabili nella CER. Conseguentemente, dall’art. 31, primo comma, lett. b) e d) del d.lgs. n. 199/2021 si ricava che ogni membro della CER che sia un consumatore energetico deve essere legittimato ad esercitare almeno un voto nelle decisioni di competenza dei propri membri;

2. la CER non può riconoscere diritti di partecipazione diversi dal voto nelle decisioni di competenza dei membri;

3. nonostante la concezione delle CER come strumenti di attivazione e di autotutela dei consumatori energetici, non si impone la prevalenza dei voti spettanti ai membri rientranti in tale categoria. Sicché può legittimamente accadere che, fra i membri della CER, le MPMI detengano più voti delle persone fisiche;

4. gli enti pubblici non possono mai avere la maggioranza dei voti nella CER, a meno che la CER sia stata costituita per promuovere l’utilizzo dell’energia termica da fonti rinnovabili;

5. il necessario carattere democratico della CER non impone di prevedere il voto capitario per i suoi membri. Tuttavia, se fosse previsto il voto plurimo, dovrebbero comunque fissarsi dei tetti ai voti esercitabili o comunque delle regole che impediscano il realizzarsi di situazioni di controllo della CER da parte di singoli membri o di loro gruppi minoritari. In aggiunta, il potere deliberativo dei membri della CER va, in ogni caso, riconosciuto in alcune materie, fra cui: nomina, compenso, revoca e responsabilità degli amministratori e, se presenti, dei membri dell’organo di controllo e del revisore legale dei conti; organizzazione dell’organo cui hanno diritto di partecipare tutti i membri; destinazione degli eventuali utili; modificazioni dell’atto costitutivo; scioglimento dell’ente[14].

Le attività esercitabili

L’oggetto della CER presenta una componente doverosa, ossia l’autoproduzione e la condivisione di energia da fonti rinnovabili, ed una componente opzionale, ossia altre attività, diverse dalle due menzionate, fra cui: la vendita e l’accumulo di energia autoprodotta o acquistata da terzi, la produzione di qualsiasi energia (dunque non solo quella elettrica) da fonti rinnovabili destinata al consumo dei propri membri, la promozione di «interventi integrati di domotica, interventi di efficienza energetica», nonché l’offerta di «servizi di ricarica dei veicoli elettrici ai propri membri […]»[15].

Si noti che fra le attività della componente opzionale rientrano anche quelle sconnesse con le attività energetiche, che possono addirittura essere prevalenti (anche in termini di fatturato), fermo restando il limite imposto dalla specifica disciplina applicabile in virtù della forma giuridica adottata per la CER[16].

L’autoproduzione energetica

Gli impianti di produzione e di accumulo dell’energia devono essere «nella disponibilità e sotto il controllo della comunità», secondo quanto prescrive l’art. 31, secondo comma, lett. a) del d.lgs. n. 191/2021. Pertanto, ai fini dell’autoproduzione, non è necessario che la CER sia proprietaria degli impianti, essendo sufficiente che la stessa ne abbia la disponibilità, la quale si consegue mediante la sottoscrizione di un accordo tra la CER ed il produttore di energia – terzo o membro della CER. Da tale accordo si deve poter evincere che il produttore conduce i relativi impianti «nel rispetto degli accordi definiti con la comunità per le finalità della comunità energetica rinnovabile e nel rispetto di quanto previsto dalle norme di riferimento»[17].

Si noti che la qualifica di “produttore terzo”, ossia di colui che offre la disponibilità dell’impianto alla CER, può essere assunta anche dalle grandi imprese ovvero da quei soggetti che svolgono come attività commerciale o professionale principale la produzione e lo scambio dell’energia elettrica, considerato che non appartengono alla CER.

La CER che ha solamente la disponibilità dell’impianto e non la sua proprietà, corrisponde ad un aggregatore energetico, sia per il lato della produzione, sia per il lato del consumo. Inoltre, in tal caso, la CER non è tenuta a pagare l’accisa sull’energia prodotta e non è titolare di alcuna officina elettrica (nel significato di cui all’art. 54 d.lgs. 26 ottobre 1995, n. 504).

Raramente la CER sarà qualificabile come autoproduttore ai sensi dell’art. 2, secondo comma del d.lgs. n. 79/1999, poiché essa difficilmente autoconsumerà fisicamente almeno il settanta per cento dell’energia elettrica autoprodotta, come richiede quest’ultima disposizione. È più verosimile che l’energia elettrica autoprodotta dalla CER, eventualmente diminuita della poca autoconsumata in sito, venga integralmente immessa in rete, se del caso dopo essere stata in tutto o in parte accumulata in appositi impianti.

Ai fini della condivisione di energia rinnovabile internamente alla CER, mentre la produzione di energia può anche essere solo di terzi, il consumo deve essere solo dei membri della CER.

In particolare, per “energia elettrica condivisa”, ai sensi del TIAD, si intende «in ogni ora e per l’insieme dei punti di connessione ubicati nella stessa zona di mercato che rilevano ai fini di una configurazione per l’autoconsumo diffuso, il minimo tra l’energia elettrica immessa ai fini della condivisione e l’energia elettrica prelevata ai fini della condivisione»[18]. Mentre, per “energia elettrica autoconsumata”, ossia l’energia elettrica condivisa che gode della tariffa premio, si intende «per ogni ora, l’energia elettrica condivisa afferente ai soli punti di connessione ubicati nella porzione della rete di distribuzione sottesa alla stessa cabina primaria»[19] ed è relativa alla sola energia immessa da impianti di produzione (o da interventi di potenziamento) che (a) singolarmente considerati, siano di potenza non superiore a 1 MW e (b) complessivamente considerati, siano di potenza proveniente, per almeno il 70%, da impianti entrati in esercizio dopo il 15 dicembre 2021[20].

Nell’energia elettrica autoconsumata e incentivata si computa anche quella accumulata dalla CER, dopo essere stata autoprodotta e prima di essere messa in rete.

Una CER può anche ricevere la tariffa premio sulla condivisione energetica realizzata su più cabine primarie, a condizione però che il corrispondente Referente (eventualmente diverso da quello incaricato per un’altra configurazione riferibile alla stessa CER) presenti, per ciascuna cabina primaria costituente un’apposita configurazione di autoconsumo, un’istanza al GSE di accesso al servizio per l’autoconsumo diffuso.

Dunque, ad una CER possono appartenere più CACER; in tal caso si può prevedere statutariamente che alla pluralità di CACER corrisponda un’articolazione organizzativa di tale CER (come una pluralità di assemblee separate), la quale permetta di suddividere i suoi membri in base alla loro appartenenza alle diverse sue CACER.

La qualifica

La CER è da qualificarsi come imprenditore commerciale per le tre seguenti ragioni:

1. è certa la natura commerciale (cioè non agricola) delle attività energetiche;

2. le attività energetiche, quand’anche esercitate da una CER che sia un imprenditore agricolo, non sono, di regola, qualificabili come connesse ai sensi dell’art. 2135, terzo comma, c.c.;

3. anche in presenza di CER in forma di enti senza scopo di lucro, le loro attività corrispondenti a imprese commerciali dovrebbero essere solitamente prevalenti, se non esclusive, rispetto a quelle non imprenditoriali.

Ne deriva che la CER sarà perlopiù soggetta allo statuto dell’imprenditore commerciale. Pertanto, sussistendo i relativi presupposti, una CER potrà, ad esempio, essere tenuta ad iscriversi nel registro delle imprese o essere sottoposta a liquidazione giudiziale.

In particolare, la CER incentivata è qualificabile come un imprenditore energetico[21], pure nell’ipotesi in cui esternalizzasse tutte le sue attività economiche.

I possibili tipi, sottotipi e qualifiche

Riguardo alla forma giuridica adottabile dalle CER, lo studio del Notariato conferma la già nota situazione di incertezza normativa. Non esiste, infatti, un’unica forma e un’unica regolamentazione ottimali per tutte le CER, potendosi le stesse differenziare molto in termini di membri (quantitativamente e qualitativamente), di ambito territoriale, di scopi, di attività e di struttura aziendale e finanziaria.

Ad ogni modo, nell’adozione della forma giuridica delle CER bisogna tener conto che il loro obiettivo principale, come stabilisce l’art. 31, primo comma, lett. a) del d.lgs. n. 199/2021, è «quello di fornire benefici ambientali, economici o sociali a livello di comunità ai suoi soci o membri o alle aree locali in cui opera la comunità e non quello di realizzare profitti finanziari».

Pertanto, il prevalente scopo non lucrativo delle CER, imposto dalla norma menzionata, impedisce di costituire la CER in una di quelle forme giuridiche che devono perseguire, almeno prevalentemente, lo scopo di lucro, ex art. 2247 c.c., fra cui: società semplice, società in nome collettivo, società in accomandita semplice, società a responsabilità limitata, società per azioni, società in accomandita per azioni e società benefit. 

Mentre può ritenersi che il requisito del prevalente scopo non lucrativo delle CER consenta la costituzione di CER nelle forme della società (i) cooperativa a mutualità prevalente ovvero non prevalente ma con clausole statutarie conformi all’art. 2514, primo comma, c.c. o (ii) qualificata come impresa sociale.

Si consideri, inoltre, che il requisito in esame non è violato quando, nel rispetto della disciplina del prescelto modello organizzativo, la CER ripartisce i contributi del GSE tra i propri membri.

Fermo quanto sopra, possono in ogni caso ritenersi conformi alla disciplina imperativa della CER sopra delineata, le seguenti forme giuridiche:

• l’associazione (riconosciuta o non riconosciuta), anzitutto, come disciplinata dal codice civile. L’associazione può essere qualificata come impresa commerciale, può avere anche enti pubblici tra i propri associati e può perseguire uno scopo mutualistico o altruistico – ma non lucrativo. La CER associazione può acquisire anche la qualifica di ETS o di impresa sociale. Invece, la CER non può costituirsi in forma di organizzazione di volontariato o di associazione di promozione sociale, poiché la disciplina di queste ultime due forme giuridiche impedisce l’ingresso ad alcuni soggetti – come gli enti privati con scopo lucrativo o gli enti pubblici qualificabili come amministrazioni locali – e, pertanto, non sarebbe rispettato il requisito del libero ingresso, proprio delle CER. La CER associazione gode di due facilitazioni: (i) può essere costituita con due soli membri, a differenza della CER cooperativa, che ne richiede almeno 9; (ii) riduce i costi di costituzione e di mantenimento della struttura, specialmente se in forma di associazione non riconosciuta, a differenza di quanto avviene per le CER in forma societaria. Tuttavia, la disciplina dell’associazione non è stata concepita per l’esercizio di attività imprenditoriali e crea alcune complessità per il caso in cui si vogliano distribuire tra gli associati i contributi pubblici ricevuti dal GSE. Infatti, a causa del suo necessario scopo non lucrativo, la forma dell’associazione non consentirebbe la distribuzione dei contributi del GSE. È solo con la qualifica di ETS o di impresa sociale che la CER associazione può riconoscere ai propri associati detti contributi[22], purché regoli le proprie attività di produzione, accumulo e condivisione di energia a fini di autoconsumo mediante contratti parziari (determinanti cioè il prezzo in funzione degli utili generati dall’ente produttore dei beni e/o dei servizi oggetto di tali contratti). La medesima CER non può, però, distribuire la stessa quantità di utili come ristorni, realizzando in tal caso un’illegittima distribuzione diretta di utili, la quale è consentita solo all’impresa sociale in forma di cooperativa, ai sensi dell’art. 3, comma 2-bis, d.lgs. n. 112/2017;

• la fondazione, a condizione che abbia una struttura aperta e democratica, è anch’essa una forma giuridica adottabile. Tuttavia, aderendo alla tesi secondo cui la fondazione non è funzionalmente neutra, essa non può essere ritenuta adatta se si intende assegnare alla CER uno scopo mutualistico, essendo necessario che la stessa persegua uno scopo di pubblica utilità; il che si verificherebbe se la maggioranza dei membri della CER fosse interessata ad instaurare scambi mutualistici con la propria fondazione. Inoltre, tale forma giuridica non consente neanche la ripartizione, tra i propri membri, dei contributi ricevuti dal GSE come impiego di utili, violando altrimenti il suo necessario scopo non lucrativo.  
  Anche in questo caso, la CER fondazione può acquisire anche la qualifica di ETS o di impresa sociale;

• la società lucrativa, purché non persegua in via principale lo scopo lucrativo. Questo vincolo è rispettabile solo adottando la qualifica di impresa sociale;

• la società cooperativa rappresenta la forma ottimale per gran parte delle CER poiché la sua disciplina è quella che meglio si adatta ai loro requisiti. 
  La CER cooperativa può, poi, avere la qualifica di impresa sociale, di società benefit e di impresa di comunità.La CER può corrispondere a una cooperativa consortile, atteso che questa società non è disciplinata direttamente dall’art. 2602, primo comma, c.c. e non è costretta né ad avere un oggetto sociale contenente solo attività consortili né a perseguire lo scopo mutualistico-consortile con una compagine sociale costituita unicamente da soci con i requisiti soggettivi imposti dal legislatore.La CER cooperativa deve essere costituita da almeno 9 membri[23]. Ad ogni modo, dovrebbero essere infrequenti i casi in cui la sostenibilità economica della CER e la necessaria condivisione dell’energia sia garantita da meno di nove soggetti, comunque destinati a crescere in ragione del necessario carattere aperto della CER. Lo scopo mutualistico della CER cooperativa può variare notevolmente, potendo le società cooperative realizzare «contestualmente più tipi di scambio mutualistico»[24]. Inoltre, la CER cooperativa è sempre qualificabile almeno come di produzione quand’anche i suoi soci fossero solo consumatori energetici. Invero, tale cooperativa, per svolgere la propria attività mutualistica, si avvale «degli apporti di beni o servizi da parte dei soci» ai sensi dell’art. 2512, primo comma, n. 3, c.c.; apporti che, qualora la CER si limitasse a condividere virtualmente l’energia elettrica, avrebbero ad oggetto i dati informatici relativi ai loro consumi energetici. Occorre, inoltre, evidenziare che un importante vantaggio della CER cooperativa rispetto alla CER associazione è dato dalla possibilità di prevedere, nell’atto costitutivo della prima, l’emissione di strumenti finanziari secondo la disciplina prevista per le S.p.A. Tuttavia, la CER cooperativa è impossibilitata a provare la propria mutualità prevalente nel limitato caso in cui il proprio oggetto sociale contempli soltanto l’autoproduzione e la condivisione di energia da fonti rinnovabili e nel relativo scambio mutualistico la propria prestazione sia una quota dell’utile di esercizio; in effetti, nel caso di specie si dovrebbe applicare l’art. 2513, primo comma, lett. c), c.c., che prescrive la quantificazione della prevalenza solo in base a voci di costo rappresentate nel conto economico, entro le quali non può però computarsi una quota di utile.

[1] Le caratteristiche del soggetto Referente delle CER sono stabilite nel § 1.2.2.1 delle Regole Operative.

[2] Secondo cui «la comunità è un soggetto di diritto autonomo».

[3] Tuttavia, in senso contrario, cfr. la delibera ARERA del 4 agosto 2020, 318/2020/R/eel ed il § 2.3 delle Regole tecniche per l’accesso al servizio di valorizzazione e incentivazione dell’energia elettrica condivisa, del GSE, datate 4 aprile 2022, secondo cui una CER potrebbe essere costituita in forma di partenariato.

[4] Così, le somme pagate dal GSE sono da qualificare, contabilmente e civilisticamente, come ricavi o proventi per la CER, sicché, se si intende distribuire questi valori tra i membri della CER, occorre trasformarli in una parte dell’utile di esercizio.

[5] La condivisione, dunque, presuppone che la CER possa disporre dei dati relativi ai consumi di energia elettrica dei propri membri.

[6] Si pensi ad una CER che offre ai propri membri servizi di efficientamento energetico o di ricarica di automobili elettriche oppure ad una CER i cui membri decidano di destinare i benefici economici a soggetti diversi da loro o ad attività di interesse generale in favore della comunità ove la CER opera.

[7] Può perfino accadere che alcuni membri della CER non intendano avvalersi direttamente di alcuna delle attività svolte dalle CER, volendo magari solo finanziarle.

[8] È consigliabile, quindi, che l’atto costitutivo della CER (quand’anche non incentivata) preveda l’obbligo di alcuni dei suoi membri di diventare consumatori energetici, così assicurando il costante rispetto dell’art. 31, secondo comma, lett. b) del d.lgs. n. 199/2021, secondo cui «l'energia autoprodotta è utilizzata prioritariamente per l'autoconsumo istantaneo in sito ovvero per la condivisione con i membri della comunità […]».

[9] Cfr. il § 1.2.2 delle Regole Operative.

[10] Cfr. l’art. 2 dell'allegato della racc. 2003/361/CE del 6 maggio 2003, secondo cui «1. [l]a categoria delle microimprese delle piccole imprese e delle medie imprese (PMI) è costituita da imprese che occupano meno di 250 persone, il cui fatturato annuo non supera i 50 milioni di EUR oppure il cui totale di bilancio annuo non supera i 43 milioni di EUR. 2. Nella categoria delle PMI si definisce piccola impresa un'impresa che occupa meno di 50 persone e realizza un fatturato annuo o un totale di bilancio annuo non superiori a 10 milioni di EUR. 3. Nella categoria delle PMI si definisce microimpresa un'impresa che occupa meno di 10 persone e realizza un fatturato annuo oppure un totale di bilancio annuo non superiori a 2 milioni di EUR».

[11] Considerato il loro carattere locale, si prescrive, come requisito aggiuntivo, solo per quest’ultima classe di membri, che gli enti in parola siano collocati «nel territorio degli stessi Comuni in cui sono ubicati gli impianti» di autoproduzione della corrispondente CER, ai sensi dell’art. 31, primo comma, lett. b) del d.lgs. n. 199/2021.

[12] Cfr. l’art. 2, punto 16), lett. a) della dir. 2018/2001/UE.

[13] Cfr., in particolare, gli artt. 10, primo comma, lett. b) e 31, primo comma, lett. b) e d).

[14] Tale regola, valevole in mancanza di diverse disposizioni più rigide previste per specifiche forme, è ricavata dall’intero ordinamento degli enti collettivi di diritto privato.

[15] Cfr. l’art. 31, secondo comma, lett. f) del d.lgs. n. 199/2021.

[16] Una situazione di questo tipo può accadere, ad esempio, quando la CER abbia la qualifica di ETS (stante l’art. 5 d.lgs. n. 117/2017) o di impresa sociale (stante l’art. 2 d.lgs. n. 112/2017).

[17] Cfr. il § 1.2.2 delle Regole Operative.

[18] Art. 1.1. lett. t) del TIAD.

[19] Art. 1.1. lett. r) del TIAD.

[20] Ai sensi del § 1.2.1.2 delle Regole Operative, i suddetti impianti devono comunque essere entrati in esercizio dopo la “regolare costituzione della CER” ovvero dopo “che lo statuto/atto costitutivo della CER rispetti tutte le indicazioni contenute” nelle Regole Operative.

[21] Cfr. l’art. 2, comma 25-terdecies del d.lgs. n. 79/1999, che definisce l’l’imprenditore elettrico come «ogni persona fisica o giuridica, esclusi i clienti finali, che svolge almeno una delle funzioni seguenti: generazione, trasmissione, distribuzione, aggregazione, gestione della domanda, stoccaggio, fornitura o acquisto di energia elettrica, che è responsabile per i compiti commerciali, tecnici o di manutenzione legati a queste funzioni».

[22] Grazie all’inciso finale degli artt. 8, terzo comma, lett. d) del d.lgs. n. 117/2017 e 3, secondo comma, lett. e) del d.lgs. n. 112/2017.

[23] Cfr. l’art. 2522, primo comma, c.c. Infatti, il secondo comma di tale norma, che consente di costituire una società cooperativa da parte di almeno 3 soci purché siano persone fisiche e purché la società adotti le norme della S.r.l., pone una limitazione soggettiva che contrasta con il requisito della libera partecipazione delle CER.

[24] Si veda l’art. 2513, secondo comma, c.c., che prevede la cd. “cooperativa mista”.

A partire dai primi giorni di marzo ha cominciato a circolare una nuova bozza di decreto ministeriale del Ministero dell’Ambiente e della Sicurezza Energetica (c.d. “FER X” e, di seguito anche, il “Decreto”), attuativo degli artt. 6 e 7 del D. Lgs. n. 199/2021 e recante disposizioni per la definizione di nuovi meccanismi di supporto per l’energia prodotta da fonti energetiche rinnovabili. Di seguito vengono analizzati gli aspetti di maggiore rilevanza della bozza di Decreto.

Il FER X ha lo scopo di sostenere la produzione di energia da parte di impianti alimentati da fonti rinnovabili con costi di generazione vicini alla competitività di mercato e in particolare tramite le seguenti tipologie di impianti:

(i) impianti solari fotovoltaici;

(ii) impianti eolici;

(iii) impianti idroelettrici

(iv) impianti di trattamento di gas residuati dai processi di depurazione.

Riguardo le definizioni introdotte, devono segnalarsi, inter alia:

• l’“integrale ricostruzione di un impianto diverso da idroelettrico”, la quale indica un intervento realizzato su un sito sul quale, prima dell’avvio dei lavori di ricostruzione, preesisteva un altro impianto di produzione di energia elettrica, di cui possono essere riutilizzate le sole infrastrutture elettriche, le opere infrastrutturali interrate e gli edifici connessi al funzionamento dell’impianto preesistente[1];
• l’“impianto multi-sezione”, ossia l’impianto composto da più sezioni che confluiscono su un unico punto di connessione alla rete e che soddisfa i seguenti requisiti: l’unicità del soggetto titolare delle sezioni di impianto; la presenza di autonoma apparecchiatura di misura dell’energia prodotta in ogni sezione[2] e la connessione in parallelo alla rete dell’ultima sezione entro e non oltre due anni dalla data di entrata in esercizio della prima sezione;
• la “potenza nominale di un impianto”, somma, espressa in MW, delle potenze elettriche nominali degli alternatori (ovvero, ove non presenti, dei generatori) che appartengono all’impianto stesso, ove la potenza nominale di un alternatore è determinata moltiplicando la potenza apparente nominale, espressa in MVA, per il fattore di potenza nominale riportati sui dati di targa dell’alternatore medesimo, in conformità alla norma CEI EN 60034, con le seguenti eccezioni:

i. per gli impianti eolici, la potenza è la somma delle potenze nominali dei singoli aerogeneratori che compongono l’impianto, come definite ai sensi della normativa CEI EN 61400; laddove il singolo aerogeneratore abbia una potenza nominale uguale o inferiore a 0,5 MW, si applica la definizione di cui supra;

ii. per gli impianti idroelettrici, la potenza è pari alla potenza nominale di concessione di derivazione dell’acqua;

iii. per gli impianti fotovoltaici, la potenza nominale è determinata dal minor valore tra la somma delle singole potenze nominali di ciascun modulo fotovoltaico facente parte del medesimo impianto, misurate alle condizioni STC (Standard Test Condition) e la potenza nominale del gruppo di conversione cc/aa, come definite dalle pertinenti norme del Comitato elettrotecnico italiano (CEI), espressa in kW.

Sono altresì incentivati, ai sensi della bozza di Decreto, oltre agli interventi di nuova costruzione, gli interventi di riattivazione di impianti dismessi, di integrale ricostruzione ed i potenziamenti di impianti esistenti[3], anche con riferimento ad impianti per i quali è prevista la sottoscrizione di contratti di approvvigionamento di energia elettrica a lungo termine. Relativamente a quest’ultima ipotesi, l’accesso al meccanismo di supporto è consentito in funzione della potenza complessiva dell’impianto e limitatamente alla quota di potenza per la quale non sia stato sottoscritto il contratto di approvvigionamento dell’energia elettrica a lungo termine[4].

Seconda l’attuale bozza, il Decreto prevede una durata della sua applicazione:

• fino al 31 dicembre 2028 o,
• per gli impianti di potenza nominale inferiore o uguale ad 1 MW, alla data di raggiungimento della somma di 5 GW di potenza finanziata, qualora tale data risulti antecedente al termine del 31 dicembre 2028.

Il contingente di energia incentivabile con le procedure d’asta per il quinquennio 2024-2028 ammonta ad un totale di 62,15 GW, riservando:

(a) 45 GW per il fotovoltaico[5];

(b) 16,5 GW per l’eolico;

(c) 0,63 GW per l’idroelettrico;

(d) 0,02 GW per i gas residuati dai processi di depurazione.

1. Impianti FER con potenza uguale o inferiore a 1 MW

Secondo l’art. 3 della bozza di Decreto, accedono direttamente al meccanismo di supporto gli impianti di produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili (di seguito “Impianti FER”) con potenza inferiore o uguale a 1 MW, a patto che i relativi lavori siano stati avviati successivamente all’entrata in vigore del Decreto (per la determinazione della data di avvio dei lavori si osservi quanto esposto a proposito dell’art. 3, commi 5 e 6 infra) e che gli stessi impianti siano in possesso dei requisiti prestazionali e di tutela ambientali “necessari anche per rispettare il principio del “Do No Significant Harm (DNSH)[6], nonché i requisiti di cui all’Allegato 2 e declinati nelle regole operative di cui all’articolo 10”.

Tali impianti beneficiano di un prezzo di aggiudicazione pari al prezzo di esercizio, definito dall’Allegato 1 della bozza di Decreto per ogni fonte, come segue:

• per la fonte fotovoltaica: 85 €/MWh[7];
• per la fonte eolica: 80 €/MWh;
• per la fonte idraulica: 110 €/MWh;
• per i gas residuati dai processi di depurazione: 100 €/MWh.

1. Impianti FER con potenza superiore a 1 MW

Di contro, gli Impianti FER di potenza superiore ad 1 MW accedono al meccanismo di supporto previsto dal Decreto, attraverso la partecipazione a procedure competitive, nei limiti di contingenza sopra indicati, dove i partecipanti sono tenuti ad offrire un ribasso sui prezzi di aggiudicazione sopra indicati. Il ribasso offerto non può essere inferiore al 2% dei suddetti prezzi di aggiudicazione.

Per poter risultare aggiudicatari, devono essere integrati i seguenti requisiti:

a) possesso del titolo autorizzativo o, su richiesta del produttore, del provvedimento favorevole di valutazione d’impatto ambientale di cui al D. Lgs. n. 152/2006 (“VIA”)[8];

b) preventivo di connessione alla rete elettrica accettato in via definitiva;

c) conformità ai requisiti prestazionali e alle norme nazionali ed unionali in materia di tutela ambientale necessari anche per rispettare il principio DNSH, nonché ai requisiti di cui all’Allegato 2 del Decreto e declinati nelle regole operative.

d) possesso di una dichiarazione di un istituto bancario attestante la capacità finanziaria ed economica del soggetto partecipante in relazione all’entità dell’intervento, tenuto conto della redditività attesa dall’intervento stesso e della capacità finanziaria ed economica del gruppo societario di appartenenza, ovvero, in alternativa, l’impegno del medesimo istituto a finanziare l’operazione.

Riguardo il tema del rispetto del principio DNSH, rilevante tanto per l’accesso diretto al meccanismo di sostegno tanto per la partecipazione alle procedure competitive per l’accesso allo stesso, è utile ricordare che, ai sensi del Regolamento (UE) n. 241/2021 (istitutivo del Dispositivo di Ripresa e Resilienza)[9], nell’ambito dei singoli Piani nazionali possono essere finanziate esclusivamente le misure che rispettano il principio DNSH. L’introduzione di tale principio si deve al Regolamento (UE) n. 2020/852 (c.d. Regolamento Tassonomia), il quale introduce una classificazione delle attività economiche sostenibili sulla base del loro impatto su sei obiettivi ambientali e, in particolare, definisce un’attività economica arrecante un danno significativo:

1. alla mitigazione dei cambiamenti climatici, se tale attività conduce a significative emissioni di gas a effetto serra;
2. all’adattamento ai cambiamenti climatici, se tale attività conduce ad un peggioramento degli effettivi negativi sul clima attuale e futuro previsto sull’attività stessa o sulle persone, sulla natura o sugli attivi;
3. all’uso sostenibile e alla protezione delle acque e delle risorse marine, se tale attività nuoce al buono stato o al buon potenziale ecologico dei corpi idrici, comprese le acque di superficie e sotterranee e al buono stato ecologico delle acque marine;
4. all’economia circolare, compresi la prevenzione ed il riciclaggio di rifiuti, se:

• tale attività conduce a inefficienze significative nell’uso dei materiali o nell’uso diretto o indiretto di risorse naturali quali le fonti energetiche non rinnovabili, le materie prime, le risorse idriche e il suolo, in una o più fasi di vita dei prodotti, anche in termini di durabilità, riparabilità, possibilità di miglioramento, riutilizzabilità o riciclabilità dei prodotti;
• tale attività comporta un aumento significativo della produzione, dell’incenerimento o dello smaltimento dei rifiuti, ad eccezione dell’incenerimento di rifiuti pericolosi non riciclabili;
• lo smaltimento a lungo termine dei rifiuti potrebbe causare un danno significativo e a lungo termine all’ambiente;

1. alla prevenzione e alla riduzione dell’inquinamento, se tale attività comporta un aumento significativo delle emissioni di sostanze inquinanti nell’aria, nell’acqua o nel suolo, rispetto alla situazione preesistente al suo avvio;
2. alla protezione e al ripristino della biodiversità e degli ecosistemi, se tale attività nuoce in misura significativa alla buona condizione e alla resilienza degli ecosistemi o nuoce allo stato di conservazione degli habitat e delle specie, compressi quelli di interesse per l’Unione[10].

Oltre alle particolari cause di esclusione previste dal comma 4, il comma 5 dell’art. 3 della bozza di Decreto nega l’accesso agli incentivi agli impianti i cui lavori di realizzazione siano stati avviati prima della presentazione dell’istanza di partecipazione alle stesse procedure competitive. A tal proposito, il comma 6 dello stesso art. 3 ribadisce che l’avvio dei lavori coincide con il momento dell’assunzione della prima obbligazione che rende l’investimento irreversibile (e.g. l’ordine delle attrezzature o l’avvio dei lavori di costruzione, non rientrando in quest’ultimi l’acquisto dei terreni e le opere propedeutiche quali l’ottenimento dei permessi e lo svolgimento di studi preliminari di fattibilità). A tal proposito, essendo tale disposizione pressoché identica a quella contenuta nel D.M. 15 settembre 2022 (recante incentivi per la produzione di biometano), sembra potersi applicare anche in quest’ambito l’interpretazione resa dal GSE in una FAQ successiva all’entrata in vigore dello stesso D.M. 15 settembre 2022 e riguardante la data di avvio dei lavori, in cui si chiariva, inter alia, che “non costituisce un fermo impegno alla realizzazione dell’impianto la stipula di un contratto di fornitura la cui validità è (sospensivamente) condizionata all’ammissione in posizione utile in una graduatoria indetta dal GSE”[11].

In aggiunta, si segnala che ai fini della partecipazione alle procedure competitive, i soggetti responsabili sono tenuti a presentare una cauzione provvisoria e una cauzione definitiva (le cui modalità di erogazione, di escussione e, con specifico riferimento alla cauzione provvisoria, anche il suo ammontare, saranno individuate dalle regole operative del GSE di cui all’art. 10 della Decreto). Con specifico riferimento alla cauzione definitiva, l’ammontare è fissato nella misura del 10% del costo dell’investimento (così come determinato dall’Allegato 1 della bozza di Decreto)[12]. Tale previsione rappresenta un’innovazione, poiché il D.M. 4 luglio 2019 (c.d. “FER 1”), all’art. 15, comma 3, stabilisce che la cauzione definitiva sia determinata nella misura del 10% del costo di investimento previsto per la realizzazione dell’impianto, “convenzionalmente fissato al 90% dei costi di cui alla tabella 1 dell’Allegato 2 del decreto 23 giugno 2016”.

Per le procedure svolte nel 2024, i prezzi di esercizio posti a base d’asta sono quelli indicati nell’Allegato 1 della bozza di Decreto, cioè gli stessi prezzi indicati per l’accesso diretto al meccanismo di sostegno sopra indicati. Degna di menzione è anche la previsione del comma 5 dell’art. 4, in forza della quale i valori dei prezzi di esercizio saranno aggiornati, in fase di pubblicazione dei singoli bandi, da parte del GSE su base mensile, facendo riferimento all’indice nazionale dei prezzi al consumo per l’intera collettività, al fine di tener conto dell’inflazione media cumulata tra la data di entrata in vigore del Decreto ed il mese di pubblicazione del bando afferente alla singola procedura.

Nell’ambito della partecipazione alle aste, a parità di ribasso percentuale offerto all’esito dell’applicazione dei coefficienti di cui all’art. 4, comma 8, costituiscono criteri di priorità:

a) la rimozione integrale della copertura in eternit o comunque contenente amianto (esclusivamente per gli impianti fotovoltaici), per cui è altresì prevista una correzione del prezzo di aggiudicazione, vedi infra;

b) la realizzazione su aree identificate come idonee in attuazione dell’art. 20 del D. Lgs. n. 199/2021 (c.d. “Decreto aree idonee”);

c) la presenza di un sistema di accumulo dell’energia a servizio dell’impianto che garantisca almeno una modulazione giornaliera dell’energia elettrica, secondo i criteri definiti nelle regole operative di cui all’art. 10 del Decreto;

d) la sottoscrizione di un contratto di approvvigionamento di energia (c.d. “Power Purchase Agreement” o “PPA”) di lungo termine di durata almeno decennale, con le modalità previste dall’art. 3, comma 9;

e) l’anteriorità della data ultima di completamento della domanda di partecipazione alla procedura.

A proposito dei tempi massimi per la realizzazione degli interventi a seguito della partecipazione alle procedure competitive, l’art. 7 stabilisce le seguenti tempistiche d’entrata in esercizio per gli impianti di nuova costruzione che risultino in posizione utile nelle rispettive graduatorie:

a) 21 mesi per gli impianti fotovoltaici;

b) 34 mesi per gli impianti eolici;

c) 54 mesi per gli impianti idroelettrici;

d) 54 mesi per gli impianti di trattamento di gas residuati dai processi di depurazione.[13]

Con riferimento ai nuovi rifacimenti, il Decreto prevede, invece, i seguenti termini per l’entrata in esercizio:

• 19 mesi per gli impianti eolici;
• 39 mesi per gli impianti idroelettrici;
• 27 mesi per gli impianti di trattamento di gas residuati dai processi di depurazione.[14]

Il mancato rispetto dei suddetti termini comporta una decurtazione del prezzo di aggiudicazione nella misura dello 0,2% per ogni mese di ritardo per i primi nove mesi, e dello 0,5% per i successivi sei mesi, nel limite massimo di quindici mesi, oltre il quale il GSE dichiara la decadenza dalla graduatoria ed escute la cauzione definitiva.

1. Previsioni comuni a tutti gli impianti

Un’importante novità inserita nell’art. 9, comma 3, della bozza di Decreto, consiste nell’aggiornamento da parte del GSE del prezzo di aggiudicazione sulla base del tasso di variazione annuo dei prezzi al consumo per le famiglie di operai e impiegati rilevati dall’ISTAT, per tenere conto dell’inflazione registrata:

a) nel periodo intercorso tra la data in cui si tiene la procedura competitiva e la data di entrata in esercizio attesa dell’impianto, con un’indicizzazione sul 100% del prezzo di aggiudicazione;

b) nell’arco temporale della durata del contratto a partire dalla data di entrata in esercizio effettiva dell’impianto, con una indicizzazione parziale del prezzo di aggiudicazione commisurata alla quota dei costi di gestione e manutenzione dello stesso impianto, così come definita nelle regole operative.

Entro 60 giorni dalla data di pubblicazione del Decreto, Terna S.p.A., in collaborazione con il GSE, trasmetterà al Ministero dell’Ambiente e della Sicurezza Energetica (“MASE”), per la sua approvazione, una proposta di progressione temporale dei contingenti messi a disposizione per i successivi 5 (cinque) anni, articolata per tipologia, secondo il formato della Tabella 1 di cui all’art. 4 della bozza di Decreto. Entro lo stesso termine, Terna S.p.A. ed il GSE trasmetteranno al MASE, per la sua approvazione, una proposta di coefficienti da applicare alle offerte di riduzione del prezzo di esercizio presentate per ciascuna zona di mercato ai fini della definizione delle graduatorie (art. 4, commi 7 e 8).

Ai sensi dell’art. 9, comma 4, della bozza di Decreto, sia per gli impianti che accedono direttamente agli incentivi, sia per quelli che partecipano alle aste, il GSE eroga il contributo previsto per un periodo pari alla vita utile convenzionale degli impianti, indicata nell’Allegato 1 (i.e. 20 anni per gli impianti di ogni fonte).

Secondo lo stesso art. 9, l’erogazione del prezzo di aggiudicazione si configura come:

a) pagamento da parte del GSE al produttore, a decorrere dalla data di entrata in esercizio dell’impianto, di una tariffa omnicomprensiva per gli impianti di potenza non superiore a 200 kW. Di conseguenza il GSE provvede al ritiro e alla vendita dell’energia elettrica prodotta, ferma restando la facoltà dei titolari di tali impianti di aderire al meccanismo di cui all’art. 9, comma 1, lett. b (c.d. “contratto per differenza a due vie”);

b) pagamento da parte del GSE al produttore, a decorrere dalla data di entrata in esercizio dell’impianto, di un contributo di importo pari alla differenza tra il prezzo di aggiudicazione determinato in esito a procedura d’asta e il maggior valore tra 0 e il prezzo zonale dell’energia elettrica, restando al produttore la disponibilità dell’energia elettrica prodotta e la possibilità di valorizzare quest’ultima sul mercato. Qualora la suddetta differenza risulti positiva, il GSE eroga tale differenza sotto forma di corrispettivo; nel caso di differenza negativa, il GSE conguaglia o provvede a richiedere al titolare la differenza.

Giova altresì segnalare che, ai sensi dell’art. 9, comma 5 (ferme restando le determinazioni dell’ARERA in materia di dispacciamento) gli impianti che accedono alle procedure competitive ed aventi potenza superiore a 6 MW hanno un obbligo di abilitazione alla fornitura di servizi di dispacciamento secondo le modalità di cui al comma 8, lett. b. Di contro, per gli impianti aventi potenza inferiore a tale soglia che partecipano alle procedure competitive, tale abilitazione è facoltativa.

Una previsione altrettanto importante è contenuta al comma 6 dello stesso art. 9 della bozza di Decreto, secondo cui il GSE calcola l’ammontare dei pagamenti del prezzo di aggiudicazione sulla base dell’energia producibile dell’impianto, in luogo della produzione netta immessa in rete, nei casi di:

a) impianti soggetti a fermate derivanti da ordini impartiti dai gestori delle reti al di fuori del mercato per il servizio del dispacciamento al fine della risoluzione di vincoli di rete locali e/o da cause di forza maggiore;

b) prezzi zonali nulli o negativi sul Mercato del Giorno Prima, ma nei limiti della somma del programma in entrata nel Mercato del Bilanciamento e della potenza offerta a prezzo nullo, o negativo, a salire sul Mercato del Bilanciamento;

c) impianti soggetti a taglio della produzione in esito a ordini di dispacciamento disposti da Terna S.p.A. sul Mercato del Bilanciamento e/o nelle piattaforme europee di bilanciamento mediante l’accettazione di offerte a scendere che devono essere presentate a prezzo non inferiore a zero[15].

Secondo quanto previsto dall’art. 10 della bozza di Decreto, la proposta di regole operative per l’accesso agli incentivi dovrà essere emanata dal GSE e trasmessa al MASE, per l’approvazione, entro 30 (trenta) giorni dall’entrata in vigore dello stesso Decreto.

Le regole operative definiranno, tra l’altro, i modelli per le istanze per l’accesso diretto al meccanismo di supporto e la partecipazione alle procedure di accesso allo stesso, le modalità di accesso semplificato per gli impianti che hanno accesso diretto agli incentivi di cui al Decreto anche in modo integrato con l’iter di connessione semplificato del modello unico ai sensi dell’art. 25, comma 4, del D. Lgs. n. 199/2021, le modalità di erogazione ed escussione della cauzione provvisoria e definitiva, gli obblighi a carico dei soggetti beneficiari ed il calendario di dettaglio delle procedure da svolgere e le modalità con le quali viene automaticamente riallocata la potenza eventualmente non assegnata. Ai sensi del comma 3 del medesimo art. 8, il GSE emana il primo avviso pubblico entro 30 giorni dall’entrata in vigore del Decreto.

Per quanto riguarda le condizioni di cumulabilità degli incentivi di cui al Decreto, l’art. 12 chiarisce che il meccanismo di sostegno sia cumulabile con:

a) contributi in conto capitale (nella misura massima del 40% del costo dell’investimento) esclusivamente per gli impianti di nuova costruzione;

b) fondi di garanzia e fondi di rotazione;

c) agevolazioni fiscali nella forma di credito di imposta o di detassazione dal reddito di impresa degli investimenti in macchinari ed apparecchiature.

In tali casi di cumulo degli incentivi con contributi in conto capitale, il prezzo di aggiudicazione è rimodulato applicando il fattore percentuale (1 - F), dove F rappresenta il parametro che varia linearmente da 0 (laddove non vi sia nessun contributo in contro capitale) a 35% (laddove il contributo in conto capitale assegnato o riconosciuto sia pari al 40% del costo dell’investimento (Allegato 1, punto 2). Si registra pertanto, rispetto alle previsioni del D.M. “FER 1”, a parità di entità di contributo in conto capitale, un aumento del fattore percentuale di riduzione dell’incentivo.

A titolo di esempio, nel caso di contributo in conto capitale pari al 40% del costo dell’investimento, il prezzo di aggiudicazione per un impianto fotovoltaico di nuova costruzione pari a 85,00 €/MWh sarà ridotto nella misura del 35% e sarà dunque pari a 55,25 €/MWh.

Due ulteriori ipotesi di correzione del prezzo di aggiudicazione (tra loro cumulabili) sono previste dallo stesso Allegato 1 (punto 2) della bozza di Decreto per:

i. gli impianti fotovoltaici in sostituzione di eternit o amianto (+35 €/MWh);

ii. gli impianti fotovoltaici realizzati su coperture qualora la potenza dell’impianto sia inferiore o uguale a 1 MW (+10 €/MWh).

Infine, l’Allegato 1 (punto 3) della bozza di Decreto prevede che, per gli interventi di integrale ricostruzione, rifacimento e potenziamento, al prezzo di aggiudicazione, determinato con le modalità di cui all’art. 9, si applichino le condizioni e le modalità previste dal D.M. “FER 1”, facendo riferimento ai costi di investimento previsti per la realizzazione dell’impianto di cui alla Tabella 1 dello stesso Allegato 1 alla Bozza di Decreto.

1. Progetti di grandi dimensioni

La procedura di valutazione accelerata per i progetti di grandi dimensioni, prevista dall’art. 6 della bozza di Decreto, rappresenta sicuramente un elemento di notevole interesse per gli operatori del settore. Tale procedura prevede, per gli impianti di potenza superiore a 10 MW, la possibilità per il proponente[16] di formulare una specifica richiesta, congiunta alla domanda di autorizzazione unica, affinché il GSE esamini il progetto in via telematica parallelamente al procedimento di istruttoria di cui all’art. 5 del D. Lgs. n. 28/2011 e, entro 30 giorni dalla data di rilascio dell’autorizzazione unica, rilasci al proponente una qualifica di idoneità alla richiesta di accesso al meccanismo di supporto.

La conseguenza per gli impianti dotati della qualifica di idoneità risiede nel fatto che, qualora quest’ultimi partecipino alla prima gara utile ai sensi del Decreto, essi non siano tenuti all’invio della documentazione afferente all’ottenimento del titolo abilitativo.

Il contenuto di questo elaborato ha valore meramente informativo e non costituisce, né può essere interpretato, quale parere professionale sugli argomenti in oggetto. Per ulteriori informazioni si prega di contattare Piero Viganò, Giovanni De Luca e Ernesto Rossi.

[1] Se gli impianti realizzati sono ubicati su aree interessati da vincoli sopravvenuti alla realizzazione dell’impianto preesistente, l’intervento di ricostruzione può riguardare solo le opere, le infrastrutture e gli edifici non ricadenti nelle zone vincolate.

[2] Ognuna avente autonomo codice sezione e codice “UP” così come identificati nel sistema Gaudì di Terna.

[3] Per gli interventi di potenziamento l’accesso al meccanismo di supporto è consentito limitatamente alla nuova sezione di impianto ascrivibile al potenziamento.

[4] In tal caso, il requisito dell’obbligo di abilitazione alla fornitura dei servizi di dispacciamento di cui all’art. 9, comma 5 (vedi infra) è da intendersi rispettato per la potenza complessiva dell’impianto.

[5] L’Allegato 2 della bozza di Decreto fissa i requisiti specifici per l’accesso agli incentivi per ogni tipologia di impianto. Con riferimento agli impianti fotovoltaici, viene specificato che gli impianti fotovoltaici includono gli impianti agrivoltaici (Allegato 2, punto 3).

[6] Il principio del “Do No Significant Harm” (“DNSH”) consiste nel “non arrecare un danno significativo” all’ambiente. Alla luce dell’art. 10 della bozza di Decreto, le regole operative del Gestore dei Servizi Energetici – GSE S.p.A. (di seguito il “GSE”) disciplineranno i requisiti costruttivi, prestazionali e di tutela ambientale cui devono conformarsi gli impianti anche al fine di rispettare il principio DNSH e gli schemi di avviso pubblico per ciascuna delle procedure previste, in conformità al medesimo principio.

[7] Sono compresi gli impianti fotovoltaici su terreni agricoli ai sensi dell’art. 4-ter, comma 2, del D.L. n. 181/2023 (c.d. “Decreto Energia”), convertito con Legge n. 11/2024.

[8] Art. 3, commi 2 e 3 della bozza di Decreto.

[9] Regolamento (UE) n. 241/2021, consultabile al link: https://eur-lex.europa.eu/legal-content/IT/TXT/PDF/?uri=CELEX:32021R0241 .

[10] Art. 13 del Regolamento (UE) n. 2020/852, consultabile al link: https://eur-lex.europa.eu/legal-content/IT/TXT/PDF/?uri=CELEX:32020R0852 .

[11] FAQ pubblicata in data 21 aprile 2023 sul portale di Assistenza Clienti del sito del GSE, consultabile al seguente link: https://supportogse.service-now.com/csm?id=faq&sys_id=2f2bc31ec3d2a114ff379b6ce00131d2.

[12] Ai sensi dell’Allegato 1, punto 1, della Bozza di Decreto, il costo dell’investimento è fissato a:

• 900 €/kW per il fotovoltaico;
• 1.300 €/kW per l’eolico;
• 4.800 €/kW per l’idroelettrico;
• 7.000 €/kW per i gas residuati dai processi di depurazione.

[13] Per gli impianti nella titolarità delle Pubbliche Amministrazioni, i termini sono incrementati di sei mesi.

[14] Idem.

[15] Le previsioni di cui all’art. 9, comma 6, lett. b) e c), non si applicano agli impianti non soggetti all’obbligo di abilitazione alla fornitura di servizi di dispacciamento e agli impianti per cui tale abilitazione non venga decisa. Per gli impianti non abilitati di potenza superiore a 200 kW ed inferiori a 6 MW, l’erogazione è sospesa nelle ore in cui si registrino sul Mercato del Giorno Prima prezzi pari a 0 o negativi, ove previsto nel regolamento del mercato elettrico italiano, per un periodo superiore a 6 ore consecutive. Pertanto, il periodo di diritto al meccanismo di supporto è calcolato al netto delle ore totali in cui si è registrata la sospensione (art.9, comma 7).

[16] Deve osservarsi che, ai fini dell’art. 6, sono esclusi gli impianti di titolarità delle amministrazioni locali, previsti e finanziati nell’ambito delle misure sperimentali ed innovative del Piano Nazionale di Ripresa e Resilienza.

I ricorsi presentati dai privati proprietari di immobili limitrofi alle aree interessate dal progetto si inseriscono nel contenzioso amministrativo generato dalla sindrome cd. Nimby (“Not In My Back Yard”) per l’installazione di impianti di produzione di energia da fonti rinnovabili, spesso osteggiata dai proprietari di immobili situati nelle zone vicine alle aree di progetto attraverso la presentazione di ricorsi con cui, genericamente, si lamenta la violazione degli strumenti urbanistici vigenti e si dichiara di agire a tutela dell’asserito interesse paesaggistico asseritamente leso.

Nella prospettazione dei ricorrenti, il PAUR sarebbe stato illegittimo poiché:

• derivante da una variazione degli strumenti urbanistici operata al solo scopo di permettere la realizzazione di un impianto fotovoltaico su una porzione di area originariamente a destinazione residenziale (e pertanto incompatibile con la costruzione dell’opera stessa), poi mutata in “ambiti agricoli di rilievo paesaggistico”;
• la valutazione dell’idoneità delle aree di progetto sarebbe dipesa dalla natura di “area di cava dismessa” delle stesse, afferendo tale qualifica solo ad una porzione dell’area di progetto, classificata come agricola.

I giudici amministrativi hanno invece confermato la legittimità dell’operato dell’Amministrazione regionale, in quanto, all’esito della variazione urbanistica prodotta dal PAUR, tutte le aree interessate dall’impianto e dalle opere connesse risultavano ricadere in “ambiti agricoli di rilievo paesaggistico” e, dunque, in aree idonee alla realizzazione di impianti fotovoltaici ai sensi dell’Allegato 1 (lettera B, punto 7) della Deliberazione di Assemblea Legislativa (“D.A.L”) della Regione Emilia-Romagna n. 28/2010.

Infatti, il TAR ha avuto occasione di ribadire che l’autorizzazione unica rilasciata ex art. 12 del D. Lgs. n. 387/2003 configura, anche ai sensi delle linee guida di cui al D.M. 10 settembre 2010, “ove occorre, variante allo strumento urbanistico” (cfr. T.A.R. Sicilia, Catania, sez. I, 7 febbraio 2024, n. 471).

Tale effetto automatico di variante agli strumenti di pianificazione urbanistica, derivante dall’autorizzazione unica e riconosciuto dalla stessa legge regionale dell’Emilia-Romagna n. 4/2018 (art. 21, commi 1 e 3), è funzionale alla realizzazione in tempi celeri, nell’ottica di una maggiore semplificazione e dell’accelerazione procedimentale, di opere di pubblica utilità quali gli impianti fotovoltaici.

Riguardo la natura di “cava dismessa” di parte delle aree di progetto, il TAR ha respinto le argomentazioni dei ricorrenti, chiarendo che tale qualificazione fosse solo un elemento valutativo ad abundantiam, richiamato nello Studio di Impatto Ambientale (“S.I.A.”) ed in sede di conferenza di servizi, ma non posto a fondamento della valutazione dell’idoneità dell’area interessata dall’intervento (basata sulla qualificazione complessiva della stessa in ambito agricolo di rilievo paesaggistico).

In definitiva, per la valutazione in tema di idoneità delle aree d’impianto e delle opere connesse ai fini autorizzativi, la destinazione urbanistica rilevante consiste in quella determinata all’esito del procedimento di autorizzazione unica, specialmente laddove il provvedimento autorizzatorio abbia eventualmente prodotto una variante agli strumenti urbanistici ai sensi e per gli effetti dell’art. 12 del D. Lgs. n. 387/2003.

In primo luogo, rispetto alla prima versione del meccanismo del nuovo c.d. “Energy Release” introdotto dall’art. 1 del D.L. (per il cui primo commento si rimanda al seguente link):

• le imprese energivore potranno acquistare l’energia da fonti rinnovabili “anche indirettamente”;
• gli impianti necessari per realizzare la nuova capacità di generazione potranno avere una potenza minima di 200 kW (invece che di 1 MW);

In secondo luogo, è stato soppresso l’art. 4, comma 2, del D.L., il quale prevedeva l’istituzione di un contributo annuale a carico dei titolari di impianti FER di potenza superiore a 20 kW, da versare per i primi 3 anni dall’entrata in esercizio, qualora i titolari avessero acquisito il titolo per la costruzione dell’impianto tra il 1° gennaio 2024 e il 31 dicembre 2030. Tale contributo annuale, pari a 10 Euro per ogni kW di potenza dell’impianto, sarebbe stato corrisposto al GSE ed avrebbe alimentato un fondo MASE a favore delle Regioni per l’adozione di misure di decarbonizzazione e la promozione dello sviluppo sostenibile del territorio. Alla luce della soppressione del comma 2, il fondo per le Regioni di cui al comma 1 si regge su parte dei proventi delle aste delle quote di emissione di anidride carbonica ex art. 23 del D. Lgs. n. 47/2020.

Un’ulteriore novità è rappresentata dall’aggiunta dell’art.4-bis, mediante il quale viene esteso l’ambito di applicazione della verifica di assoggettabilità a valutazione di impatto ambientale (c.d. Screening VIA) agli interventi di modifica anche sostanziale, per operazioni di revamping, repowering e rebuilding di impianti di produzione di energia elettrica da fonti eoliche o solari.

L‘art. 4-ter, comma 2, del D.L. reintroduce, dopo quasi 12 (dodici) anni, la possibilità di accedere ai meccanismi incentivanti di cui al D. Lgs. n. 199/2021 (e non anche al D.M. 4 luglio 2019, c.d. FER 1) per gli impianti fotovoltaici su aree agricole.

L’art 4-ter, comma 3, del D.L. modifica il D. Lgs. n. 199/2021, nella parte in cui dispone che sia agevolata, in via prioritaria, la partecipazione agli incentivi a chi esegue interventi di rifacimento su impianti fotovoltaici esistenti realizzati in aree agricole che comportano la realizzazione di nuovi impianti o di nuove sezioni di impianto, sulla medesima area e a parità di superficie agricola occupata, con incremento della potenza complessiva.

Inoltre, l’art. 4-septies del D.L. introduce al D. Lgs. n. 199/2021 l’art. 7-bis, il quale dispone che con uno o più decreti del MASE siano definite le modalità per l’istituzione di un nuovo meccanismo incentivante, alternativo a quelli già previsti dagli artt. 6 e 7, finalizzato alla promozione di investimenti in capacità di produzione di energia da FER, definendo una serie di principi e criteri (lett. a-o).

Tramite l’inserimento del comma 3-ter all’art. 5 del D.L., gli incentivi GSE previsti dal D.M. 15 settembre 2022, prima riservati, tra gli altri, ai nuovi impianti di produzione di biometano alimentati da FORSU, sono estesi anche agli impianti alimentati da FORSU che siano stati oggetto di riconversione.

Riguardo le misure di sviluppo degli impianti eolici galleggianti in mare, l’art. 8 del D.L. Energia è stato modificato, prevedendo che il MASE pubblichi un avviso volto all’acquisizione di manifestazioni di interesse per l’ individuazione, in almeno 2 (due) porti nel Mezzogiorno o aree portuali limitrofe ad aree nelle quali sia in corso l’eliminazione graduale dell’uso del carbone, di aree demaniali marittime da destinare alla realizzazione di infrastrutture idonee a garantire lo sviluppo di investimenti del settore della cantieristica navale per la produzione, assemblaggio e il varo di piattaforme galleggianti e di infrastrutture elettriche funzionali allo sviluppo della cantieristica navale per la produzione di energia eolica in mare. Con la medesima modifica, è stata altresì prevista la pubblicazione di un vademecum del MASE per i soggetti proponenti, relativo ad adempimenti ed informazioni minime necessari all’avvio del procedimento unico per l’autorizzazione degli impianti eolici offshore.

Con il comma 9-undecies dell’art. 9 del D.L., si prevede che l’avvio delle procedure di autorizzazione di impianti di produzione di energia alimentati da fonti rinnovabili e di sistemi di accumulo elettrochimico, comprese le relative opere connesse, non necessita del parere di conformità tecnica sulle soluzioni progettuali degli impianti di rete per la connessione da parte del gestore di rete, comunque acquisito nel corso del procedimento autorizzativo ai fini dell’emanazione del provvedimento finale.

Sono state innalzate, poi, le soglie per VIA e Screening VIA (rispettivamente a 25 MW e 12 MW) in aree idonee, così come quella per l’accesso alla PAS in aree idonee (fino a 12 MW).

In ultimo, l’art. 12-bis del D.L. reca modifiche alla normativa sullo smaltimento dei pannelli fotovoltaici (D. Lgs. n. 49/2014), nella parte in cui esclude che la mancata corrispondenza tra le matricole RAEE comunicate e quelle presenti in sito possa costituire una violazione rilevante ai fini dell’erogazione degli incentivi e, pertanto, sanzionabile ai fini dell’art. 42 del D. Lgs. n. 28/2011, fermo restando l’obbligo per il soggetto responsabile di comunicare al GSE gli interventi di manutenzione che comportano la sostituzione dei moduli fotovoltaici.

Sempre in tema di RAEE, è ora previsto che, con riferimento al trattenimento della quota per la gestione del fine vita dei pannelli da parte del GSE, quest’ultima sia determinata nella misura “pari al doppio” di quella determinata sulla base dei costi medi di adesione ai consorzi o determinati dai sistemi collettivi.

Per l’analisi del testo completo del disegno di legge di conversione, cliccare qui.

Il contenuto di questo elaborato ha valore meramente informativo e non costituisce, né può essere interpretato, quale parere professionale sugli argomenti in oggetto. Per ulteriori informazioni si prega di contattare Piero Viganò, Giovanni Battista De Luca, Ernesto Rossi Scarpa Gregorj e Alessandro Vittoria.

A seguito delle modifiche apportate dall’art. 13-bis, comma 1, lett. a), del Decreto Legge 3 settembre 2019, n. 101, convertito, con modificazioni, dalla Legge 2 novembre 2019, n. 128, l’art. 42, comma 3, del Decreto Legislativo 3 marzo 2011, n. 28, prevede da un lato che, se riscontrate violazioni rilevanti ai fini dell’erogazione degli incentivi nell’ambito dei controlli, il GSE disponga il rigetto dell’istanza ovvero la decadenza dagli incentivi (nonché il recupero delle somme già erogate); dall’altro che, in deroga a quanto sopra, “al fine di salvaguardare la produzione di energia da fonti rinnovabili degli impianti che al momento dell’accertamento della violazione percepiscono incentivi”, il GSE proceda alla decurtazione dell’incentivo in misura compresa tra il 10 e il 50% “in ragione dell’entità della violazione”. Inoltre, la medesima norma prevede che tale decurtazione sia ridotta della metà nel caso in cui le violazioni siano spontaneamente denunciate dal soggetto responsabile al di fuori di un procedimento di verifica.

In forza dell’art. 13-bis, comma 2, del D.L. n. 101/2019, tali previsioni in materia di decurtazione degli incentivi si applicano ad impianti già realizzati e in esercizio oggetto di procedimenti amministrativi in corso e, “su richiesta dell’interessato”, a quelli conclusi con provvedimenti di decadenza dagli incentivi, oggetto di procedimenti giurisdizionali pendenti nonché di quelli definiti con sentenza passata in giudicato alla data di entrata in vigore della legge di conversione del D.L. di cui sopra, compresi i ricorsi straordinari al Presidente della Repubblica per i quali non è intervenuto il parere di cui all’art. 11 del d.P.R. 24 novembre 1971, n.11.

Lo stesso art. 42, comma 6, del D. Lgs. n. 28/2011, prevede l’emanazione di un Decreto del Ministero per la definizione di una disciplina organica dei controlli in materia di incentivi di competenza del GSE.

A tal proposito, la giurisprudenza amministrativa ha confermato la diretta applicabilità delle modifiche normative sopra richiamate, anche in assenza del Decreto Ministeriale, nel rispetto dei principi di proporzionalità e adeguatezza delle sanzioni alle irregolarità riscontrate dal Gestore.

Ferma la vigenza del Decreto Ministeriale 31 gennaio 2014 (cd. decreto controlli) e la suddetta giurisprudenza amministrativa, il GSE ha emanato un proprio regolamento che classifica le violazioni che comportano la decadenza dagli incentivi (Allegato 1) e quelle che danno luogo a decurtazione (Allegato 2).

Il regolamento prevede infatti conseguenze differenti a seconda che, all’esito del procedimento di controllo, vengano accertate violazioni di cui al primo ovvero al secondo allegato.

Nel primo caso, in quanto violazioni rilevanti ai fini dell’erogazione degli incentivi, il GSE dispone la decadenza da quest’ultimi, insieme all’integrale recupero delle somme già erogate. Le ipotesi individuate nell’Allegato 1 si riferiscono sostanzialmente a violazioni gravi, quali, tra l’altro, comportamenti fraudolenti o ostativi nei confronti del Gestore, assenza totale del titolo autorizzativo, utilizzo di combustibili non rinnovabili e rifiuti in difformità dal titolo autorizzativo, artato frazionamento della potenza dell’impianto che comporta la violazione delle norme per l’accesso agli incentivi, utilizzo di componenti contraffatte ovvero oggetto di furto, assenza dei requisiti previsti per l’accesso agli incentivi degli impianti fotovoltaici in conto energia collocati a terra in area agricola (art. 65 della Legge 24 marzo 2012, n. 27, di conversione del Decreto Legge 24 gennaio 2012, n. 1).

Nel secondo caso, poiché tali violazioni non comportano la decadenza dal diritto agli incentivi, il GSE dispone la loro decurtazione (nella misura indicata per ciascuna ipotesi) a partire dalla data di decorrenza della convenzione e per l’intero periodo di incentivazione; il Gestore dispone altresì il recupero delle somme percepite in eccesso, anche tramite compensazione fino a concorrenza delle somme dovute. Le fattispecie individuate dall’Allegato 2 rappresentano violazioni di minori gravità quali, ad esempio, la voltura del titolo autorizzativo in data successiva a quella prevista ai fini dell’accesso agli incentivi o il perfezionamento dell’iter autorizzativo/abilitativo in data successiva alla data dichiarata di entrata in esercizio, difformità nella realizzazione dell’impianto rispetto a quanto dichiarato dal soggetto responsabile (nell’ipotesi di contingente non saturato o di assenza di ingiusto vantaggio rispetto ad altri partecipanti alla procedura).

Il regolamento ribadisce che il soggetto responsabile, in caso di procedimenti di controllo conclusi con provvedimento di decadenza ovvero oggetto di procedimenti giurisdizionali pendenti e non definiti con sentenza passata in giudicato, è tenuto a presentare apposita istanza al GSE per l’applicazione delle decurtazioni previste all’art. 42, comma 3, del D. Lgs. n. 28/2011. Tale istanza importa acquiescenza alla violazione accertata dal Gestore e rinuncia all’eventuale azione giudiziale.

In caso di dichiarazione spontanea del soggetto responsabile, al di fuori di un procedimento di verifica e controllo, la misura della decurtazione prevista dall’Allegato 2 si riduce della metà. Tale dichiarazione comporta acquiescenza alla violazione accertata nel successivo provvedimento motivato di decurtazione emanato dal Gestore, salva la possibilità di svolgere attività controllo per l’accertamento di ulteriori violazioni o difformità.

Il GSE ha pertanto predisposto e pubblicato i due differenti modelli per la presentazione dell’istanza ex art. 42, comma 3, del D. Lgs. n. 28/2011, a seconda che si tratti di segnalazione spontanea o di contenzioso amministrativo.

Il Regolamento in esame contiene però un importante caveat: la decurtazione degli incentivi per violazioni di cui all’Allegato 2 non è applicabile qualora la condotta dell’operatore sia oggetto di procedimento e processo penale in corso, ovvero concluso con sentenza di condanna anche non definitiva.

In attesa dei risultati applicativi del nuovo Regolamento, si può certamente affermare che esso possa costituire per gli operatori del settore non solo punto di riferimento essenziale per le attività di controllo e le conseguenze delle violazioni accertate o accertabili, ma anche un prezioso ausilio per una migliore valutazione dei rischi economici legati alle caratteristiche e alle vicende procedimentali di ciascun impianto.

Il contenuto di questo elaborato ha valore meramente informativo e non costituisce, né può essere interpretato, quale parere professionale sugli argomenti in oggetto. Per ulteriori informazioni si prega di contattare Giovanni Battista De Luca, Ernesto Rossi Scarpa Gregorj e Alessandro Vittoria.

Il D.L. n. 181/2023 (“Decreto Energia”) di recente emanazione ha introdotto un’importante novità in materia di sviluppo della filiera dell’industria dell’eolico offshore.

Si legge, infatti, all’art. 8 del Decreto Energia che il Ministero dell'ambiente e della sicurezza energetica è chiamato – entro 30 giorni dalla conversione in legge dello stesso Decreto Energia – ad avviare una procedura per l’individuazione di due aree demaniali portuali, con relativi specchi d’acqua esterni agli sbarramenti a protezione dei bacini portuali (le c.d. “difese foranee”) dedicate allo sviluppo della filiera dell’eolico offshore.

In particolare, tali aree – che dovranno necessariamente essere aree portuali del Sud Italia - saranno destinate alla realizzazione di “infrastrutture idonee a garantire lo sviluppo degli investimenti del settore della cantieristica navale per la produzione, l'assemblaggio e il varo di piattaforme galleggianti e delle infrastrutture elettriche funzionali allo sviluppo della cantieristica navale per la produzione di energia eolica in mare”.

Perché è importante

La norma in questione intende, quindi, sviluppare una filiera industriale che ad oggi in Italia è senz’altro carente rispetto ad altri Paesi europei.  Filiera che potrebbe diventare strategica anche in considerazione dell’auspicabile intensificazione degli investimenti in progetti di parchi eolici galleggianti, in un Paese che ha tutte le caratteristiche per accogliere più investimenti in questo settore rispetto a quelli realizzati.

In Italia, infatti, nonostante lo sviluppo costiero pari a quasi 8.000 Km e ad alcuni indubbi vantaggi della tecnologia galleggiante rispetto all’eolico a terra (si pensi all’impatto paesaggistico ben inferiore), ad oggi un solo impianto eolico galleggiante è in esercizio (parco eolico di circa 30 MW di potenza di fronte al porto di Taranto).

Seppur degna di nota, la norma in oggetto rappresenta solamente il primo passaggio preliminare della procedura di individuazione di due poli, che dovrà essere gestita a livello ministeriale e che prevede inevitabilmente tempi lunghi. Inoltre, trattandosi di norma programmatica per lo sviluppo di una filiera, la norma non incide sullo scarno impianto normativo che regola le procedure autorizzative di impianti eolici offshore, contenuta all’art. 12, co. 3 del D.Lgs. n. 387/2003, che prevede una procedura ad hoc per il rilascio dell’autorizzazione unica.

Il contenuto di questo elaborato ha valore meramente informativo e non costituisce, né può essere interpretato, quale parere professionale sugli argomenti in oggetto. Per ulteriori informazioni si prega di contattare Piero Viganò

A seguito di provvedimento di decadenza dagli incentivi emanato dal GSE, la ricorrente aveva proposto istanza volta ad ottenere l’applicazione dello speciale regime di sanatoria di cui all’art. 42, comma 3, del D.Lgs. 28/2011, come modificato dall’art. 56 del D.L. 76/2020, al fine di ottenere la decurtazione degli incentivi in luogo della decadenza, avverso la quale pende ricorso giurisdizionale in sede di appello avverso la sentenza di rigetto del ricorso in primo grado.

La sentenza del TAR Lazio ha operato una chiara ricostruzione della normativa applicabile al provvedimento impugnato.

Il legislatore ha più volte riformato l’art. 42 del D.Lgs. 28/2011, allo scopo di salvaguardare la produzione di energia da fonti rinnovabili e misure di risparmio energetico.

Infatti, con l’art. 1, comma 960, lett a), della l. 205/2017 è stato introdotto al comma 3 del già citato art. 42 l’inciso secondo cui “al fine di salvaguardare  la produzione di energia da fonti rinnovabili, l’energia termine e il risparmio energetico, conseguente agli interventi di efficientamento, degli impianti che al momento dell’accertamento della violazione percepiscono incentivi, il GSE dispone la decurtazione dell’incentivo in misura ricompresa tra il 10 e il 50 % in ragione dell’entità della violazione.”

Inoltre, l’art. 13-bis, comma 2, del D.L. 101/2019, convertito in l. 128/2019, ha non solo ribadito la natura retroattiva della previsione sopra riportata, ma ha altresì precisato che la decurtazione si applica “agli impianti realizzati e in esercizio oggetto di procedimenti amministrativi in corso e, su richiesta dell’interessato, a quelli definiti con provvedimenti del GSE di decadenza dagli incentivi, oggetto di procedimenti giurisdizionali pendenti nonché di quelli non definiti con sentenza passata in giudicato.”

L’art. 56, comma 7, del D.L. 76/2020 ha ulteriormente innovato l’art. 42 del D.Lgs. 28/2011, subordinando alla presenza dei presupposti di cui all’art. 21-nonies della l. 241/1990 l’emanazione dei provvedimenti di decadenza per violazioni riscontrate nell’ambito dei controlli di cui ai commi 1 e 2, rilevanti ai fini dell’erogazione degli incentivi.

Il successivo comma 8 dell’art. 56 statuisce che “le disposizioni di cui al comma si applicano anche ai progetti di efficienza energetica oggetto di procedimenti amministrativi di annullamento d'ufficio in corso e, su richiesta dell'interessato, a quelli definiti con provvedimenti del GSE di decadenza dagli incentivi, oggetto di procedimenti giurisdizionali pendenti nonché di quelli non definiti con sentenza passata in giudicato alla data di entrata in vigore del presente decreto-legge [...]. Le disposizioni di cui al comma 7 non si applicano nel caso in cui la condotta dell'operatore che ha determinato il provvedimento di decadenza del GSE è oggetto di procedimento penale in corso concluso con sentenza di condanna, anche non definitiva”.

Alla luce di tali disposizioni, le imprese destinatarie di provvedimenti del GSE di decadenza dagli incentivi ancora sub iudice al momento dell’entrata in vigore del D.L. 76/2020 possono presentare apposita istanza volta ad ottenere l’applicazione dello ius superveniens, a regolazione del rapporto sostanziale.

La ricorrente aveva effettuato tale richiesta, la quale ha però riscontrato esito negativo manifestato nel provvedimento di diniego impugnato.

In primo luogo, il TAR ha precisato come la giurisprudenza (TAR Lazio, sede di Roma, sez. III-ter, 14 gennaio 2022, n. 393; 18 gennaio 2022, n. 525; n. 5602/2022; n. 7028/2022; n. 11452/2021) abbia esaminato la natura e la portata dell’art. 56, commi 7 e 8, del D.L. 76/2020, rilevando che le modifiche normative ivi apportate hanno introdotto un procedimento di natura eccezionale, avente finalità di sanatoria e ispirato dalla ratio di conservazione della capacità di produzione energetica da fonte rinnovabile.

Dalla medesima giurisprudenza si ricava che il potere in capo al GSE presenta i caratteri della doverosità, poiché è tenuto obbligatoriamente a pronunciarsi sull’istanza di riesame entro 60 giorni dalla presentazione della stessa, e della discrezionalità, in quanto al GSE è rimessa la valutazione della situazione di fatto e di diritto e la comparazione degli interessi pubblici e privati incisi dal provvedimento di decadenza. Di fatti, non è sufficiente di per sé l’interesse al mero ripristino della “legalità violata dall’accertata violazione delle norme di settore che hanno dato luogo alla decadenza e alla perdita dell’incentivazione.”

Da qui l’obbligo per il GSE di motivare l’accoglimento o il rigetto dell’istanza di riesame con riferimento alla situazione fattuale, valutando, oltre l’interesse al corretto utilizzo delle risorse finanziarie, l’interesse alla produzione energetica non fossile, l’interesse del privato e l’affidamento ingenerato nel beneficiario e più in generale la situazione di fatto incisa dal provvedimento di decadenza.

Tale necessità di valutazione e contemperamento di più interessi in sede di emanazione del provvedimento a fronte dell’istanza ex art. 56, comma 8, del D.L. 76/2020, configura in capo al GSE un potere di natura discrezionale, essendo lo stesso GSE investito della questione relativa alla sussistenza dei particolari presupposti per l’applicabilità della speciale deroga della decurtazione in luogo della decadenza.

Secondo il TAR Lazio, il potere suddetto costituisce comunque un potere di decadenza, integrando un autonomo potere di accertamento sostanziale e una sostanziale riedizione del potere già esercitato dal GSE.

In secondo luogo, il TAR Lazio ha ricordato come la disciplina in materia di previa comunicazione dei motivi ostativi, in correlazione con il principio di dequotazione dei vizi formali del provvedimento, sia stata novellata dall’art. 12, comma 1, lett. i), del D.L. 76/2020, convertito in l. 120/2020, il quale, modificando l’art. 21-octies, comma 2, della l. 241/1990, ha stabilito che al provvedimento adottato in violazione dell’art. 10-bis non si applica la regola secondo cui “il provvedimento amministrativo non è comunque annullabile per mancata comunicazione di avvio del procedimento qualora l’amministrazione dimostri in giudizio che il contenuto del provvedimento non avrebbe potuto essere diverso da quello in concreto adottato”.

Pertanto, in caso di omessa comunicazione dei motivi ostativi all’accoglimento dell’istanza in relazione a provvedimenti di natura discrezionale, l’Amministrazione è preclusa dal dimostrare in giudizio che il contenuto del provvedimento non avrebbe potuto essere diverso da quello adottato in concreto (cfr. Consiglio di Stato, sez. II, 14 marzo 2022, n. 1790).

Il TAR Lazio ha dunque ricondotto la fattispecie in esame all’art. 21-octies, comma 2, ultimo periodo, della l. 241/1990, determinando il mancato preavviso di rigetto l’annullamento del provvedimento discrezionale, in considerazione delle garanzie partecipative sottese alla previsione di cui all’art. 10-bis della l. 241/1990, volte ad assicurare un’effettiva partecipazione dell’istante all’esercizio del potere amministrativo, un contraddittorio procedimentale in funzione collaborativa e difensiva e un’anticipata acquisizione in sede procedimentale di contestazioni suscettibili di evidenziare eventuali profili di illegittimità delle ragioni ostative preannunciate dall’Amministrazione.

La sentenza del TAR Lazio ha sottolineato che il provvedimento di diniego dell’istanza proposta dalla ricorrente avrebbe dovuto essere preceduto da una fase procedimentale partecipativa in cui il GSE rendesse edotto l’istante dei motivi ostativi alla sua domanda, consentendo una corretta partecipazione al procedimento attraverso la produzione di documenti e la formulazione di osservazioni.

In conclusione, il TAR Lazio ha annullato il provvedimento di diniego impugnato, con conseguente obbligo conformativo per il GSE di rideterminarsi sull’istanza nel rispetto del contraddittorio.

La sentenza in esame costituisce senz’altro un prezioso chiarimento per gli operatori interessati da procedimenti di controllo da parte del GSE, i quali abbiano proposto istanza di riesame di un provvedimento di decadenza ex art. 42, comma 3, del D. Lgs. 28/2011 e art. 56, commi 7 e 8, del D.L. 76/2020, al fine di ottenere la decurtazione degli incentivi in luogo della decadenza.

Il contenuto di questo elaborato ha valore meramente informativo e non costituisce, né può essere interpretato, quale parere professionale sugli argomenti in oggetto. Per ulteriori informazioni si prega di contattare Piero Viganò 

In sintesi, le imprese energivore potranno beneficiare dell’acquisto di energia elettrica ad un prezzo fisso per una durata di 3 (tre) anni a fronte dell’impegno di realizzare (o di acquistare da terzi) energia elettrica generata da impianti addizionali, la cui produzione, una volta entrati in esercizio i relativi impianti, sarà restituita al Gestore dei Servizi Energetici – G.S.E. S.p.A. (“GSE”) - unitamente alle relative garanzie d’origine - nel corso dei 20 (venti) anni successivi all’entrata in esercizio di tali impianti.

Premesso che il meccanismo dell’Energy Release dovrà essere definito compiutamente dal Ministero dell’ambiente e della sicurezza energetica (“MASE”) tramite apposito decreto, la disposizione in esame (art. 1 cit.) prevede che

• da un lato, le imprese energivore possano acquistare energia elettrica da fonti rinnovabili e le relative garanzie d’origine in via anticipata per un periodo di 3 (tre) anni mediante la stipula di un contratto per differenza a due vie rispetto ad un prezzo prefissato dal GSE stesso (“Primo Contratto”) e a fronte dell’assunzione, da parte delle imprese energivore di determinati impegni (si v. infra);
• dall’altro lato e dall’entrata in esercizio degli Impianti (come di seguito definiti), le imprese energivore stipulino con il GSE un contratto per differenza avente ad oggetto la restituzione, per una durata di 20 (venti) anni, della quantità di energia elettrica anticipata (e delle relative garanzie d’origine) nel periodo di cui al punto che precede (“Secondo Contratto”).

Per poter accedere al meccanismo dell’Energy Release così come sopra descritto, le imprese energivore dovranno impegnarsi, al momento della conclusione del Primo Contratto, a realizzare impianti addizionali e quindi nuova capacità di generazione di energia elettrica da fonti rinnovabili. In alternativa, le imprese energivore possono impegnarsi ad acquistare da soggetti terzi, tramite appositi contratti di approvvigionamento a termine l’energia rinnovabile oggetto di nuova realizzazione (Long Term Corporate PPA). In questo secondo caso, l’impresa energivora si impegna anche per conto dei terzi produttori nei confronti del GSE per la futura restituzione dell’energia elettrica anticipata.

La nuova capacità di generazione potrà essere realizzata alternativamente tramite:

• installazione di nuovi impianti fotovoltaici, eolici e idroelettrici di potenza nominale minima pari a 1 MW;
• impianti fotovoltaici, eolici e idroelettrici oggetto di potenziamento o di rifacimento che consentano un incremento di potenza pari ad almeno 1 MW.

Altri requisiti/criteri

Gli impianti tramite i quali viene realizzata la nuova capacità di generazione dovranno entrare in esercizio entro 40 (quaranta) mesi dalla conclusione del Primo Contratto, fatti salvi casi di forza maggiore o di ritardo negli iter autorizzativi non imputabili all’impresa.

La quantità di energia elettrica da fonti rinnovabili oggetto di richiesta di anticipazione da parte di ogni singola impresa energivora non potrà essere superiore, su base annua, ai consumi medi annui rilevanti ai fini dell’iscrizione nell’elenco delle imprese energivore.

Ai fini della restituzione della quantità di energia oggetto di anticipazione, l’impresa potrà destinare anche solo una quota parte della potenza dell’impianto (o degli impianti) realizzati.

A garanzia dell’obbligazione di realizzare/acquistare nuova generazione di energia elettrica rinnovabile, le imprese dovranno prestare idonee garanzie.

Considerazioni conclusive

Gli energivori sembrano chiamati a contribuire allo sviluppo e alla realizzazione di capacità di produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili addizionale ed il meccanismo appare un evidentemente supporto all’ulteriore sviluppo del nascente mercato dei Long Term Corporate PPA. Per poter avere un quadro definitivo del meccanismo sopra delineato e delle sue possibili interazioni con detti contratti e con lo sviluppo di nuovi progetti occorre attendere:

• la conversione in legge del Decreto Energia;
• la pubblicazione di un Decreto Ministeriale del MASE con il quale saranno individuati ulteriori “modalità e criteri” per poter accedere al meccanismo dell’Energy Release, oltre che la successiva;
• la individuazione da parte del GSE del prezzo dell’energia oggetto di anticipazione e che dovrà essere determinato sulla base del “costo efficiente medio di produzione di energia rinnovabile da impianti di dimensione di scala efficiente che utilizzano tecnologie mature competitive”.

l contenuto di questo elaborato ha valore meramente informativo e non costituisce, né può essere interpretato, quale parere professionale sugli argomenti in oggetto. Per ulteriori informazioni si prega di contattare Piero Viganò e Ernesto Rossi Scarpa Gregorj

Cosa è successo?

Il Consiglio di Stato (Sez. VI, sent. n. 9778/2023) ha emanato una pronuncia riguardante i poteri della Soprintendenza in materia di autorizzazione paesaggistica per impianti fotovoltaici su tetto. Nel caso di specie, la Soprintendenza per i Beni Culturali di Verona, Vicenza e Rovigo (“Soprintendenza”) aveva espresso preavviso di diniego e, successivamente, provvedimento di diniego alla richiesta di autorizzazione alla posa di pannelli fotovoltaici e solari sul tetto di un edificio vincolato nella città di Verona, avanzata da società privata. In particolare, nel provvedimento di diniego definitivo, era stato dettagliatamente illustrato come l’intervento proposto dalla società privata sarebbe stato incompatibile con la natura di bene tutelato ai sensi della Parte II (Beni Culturali) del D.Lgs. n. 42 del 2004 ed ai sensi del D.M. 25 ottobre 1989. Infatti, come indicato nel provvedimento di diniego, l’intervento avrebbe sostituito una caratteristica architettonica di notevole interesse, veicolante una determinata tecnica costruttiva. Questo avrebbe comportato una alternazione permanente della copertura tradizionale, con conseguente alterazione del bene oggetto di tutela.

 La società impugnava quindi il provvedimento dinanzi al T.A.R. per il Veneto che accoglieva il ricorso, evidenziando la natura di “opera di pubblica utilità” degli impianti di produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili (“Impianti FER”).

Tale sentenza era impugnata dal Ministero della Cultura, che censurava l’errata interpretazione dell’art. 21, D.Lgs. n. 42 del 2004, rubricato “interventi soggetti ad autorizzazione”.

Ebbene, il Consiglio di Stato rilevava che il giudizio della Soprintendenza è espressione di ampia discrezionalità, sindacabile in sede giudiziale solamente sotto i profili della logicità, coerenza, completezza della valutazione.  Il provvedimento di diniego della Soprintendenza era, nel caso di specie, congruamente e ragionevolmente motivato. Nell’accogliere il ricorso, il Giudice amministrativo di primo grado aveva invaso il campo in ambito riservato all’Amministrazione, travalicando i limiti del controllo di legittimità degli atti entro cui – fatte salve le materie di giurisdizione estesa al merito ai sensi dell’art. 134 c.p.a. – può operare il Giudice amministrativo.

Perché è importante?

A prima vista, la sentenza in oggetto ridimensiona – almeno apparentemente - la portata di alcune posizioni giurisprudenziali che erano state adottate dallo stesso Consiglio di Stato. Il Consiglio di Stato (sent. n. 2242/2022) aveva infatti affermato che la Soprintendenza non può opporsi “a iniziative private che (…) non insistono direttamente (…) su aree di cui l’Amministrazione abbia positivamente dimostrato la sottoposizione a vincolo paesaggistico, archeologico, idraulico, boschivo (…)”.

Tuttavia, a ben vedere, la sentenza in oggetto conferma invero l’orientamento già assunto. È infatti implicitamente statuito che la Soprintendenza non può opporsi all’istallazione di Impianti FER qualora non siano coinvolte aree sottoposte a tutela. Al contrario, qualora l’area sia sottoposta a vincolo – come nel caso di specie – la Soprintendenza mantiene un certo grado di discrezionalità, che non può essere oggetto di controllo di merito del Giudice amministrativo. Così facendo, il Consiglio di Stato pare tracciare una linea di demarcazione ben definita sull’ambito di competenza entro cui la Soprintendenza può esprimersi nell’ambito delle procedure autorizzative di Impianti FER (ossia, solamente i casi in cui le aree interessate siano vincolate), evidenziando allo stesso tempo che, laddove vi sia effettivamente competenza della Soprintendenza, il Giudice amministrativo deve limitarsi ad un controllo di legittimità e non di merito.

Il contenuto di questo elaborato ha valore meramente informativo e non costituisce, né può essere interpretato, quale parere professionale sugli argomenti in oggetto. Per ulteriori informazioni si prega di contattare Piero Viganò.

Il GSE aveva, originariamente, riconosciuto alla società appellata le tariffe incentivanti per impianti integrati architettonicamente ubicati su serra (ai sensi del D.M. 19 febbraio 2007) ma, a seguito del procedimento di verifica, aveva però accertato che gli impianti in questione non rispondevano ai requisiti fissati dalla normativa, poiché la serra non era interamente coltivata e la società non aveva fornito alcuna documentazione utile a dimostrare la destinazione permanente della serra alla coltivazione fin dall’entrata in esercizio dell’impianto.

In particolare, la serra non risultava coltivata per il 70% e su una parte di essa erano presenti tre manufatti che ospitavano gli inverter dell’impianto fotovoltaico.

Inoltre, la società non aveva fornito al GSE né documentazione fiscale relativa all’acquisto delle materie prime e delle attrezzature e alla vendita dei prodotti coltivati per accertare la significatività dell’attività economica derivante dalle coltivazioni sotto serra dall’entrata in esercizio dell’impianto, né documentazione attestante l’impiego di personale per le attività agronomiche.

Il TAR aveva accolto i ricorsi proposti dalla società, sostenendo che “le norme regolamentari non includono, quale requisito per l’ammissione e il mantenimento dell’incentivo, che l’intera superficie della serra sia adibita a coltivazione, ma solo che l’attività di coltivazione permanga per tutto il periodo degli incentivi”.

Inoltre, il giudice di prime cure osservava che “tra i requisiti normativi previsti per il beneficiare della tariffa per gli impianti fotovoltaici su serra, non è richiesto quello della rilevanza economica dell’attività agricola né vi è alcuna preclusione all’esercizio dell’attività agricola da parte di un coltivatore diretto, il quale si avvale esclusivamente del proprio lavoro e destina i prodotti della serra principalmente al fabbisogno del proprio agriturismo”.

Il Consiglio di Stato ha ricostruito chiaramente il quadro normativo e giurisprudenziale applicabile al caso di specie richiamando l’art. 20, c. 5, del D.M.  6 agosto 2010 (Interpretazioni e modificazioni del decreto ministeriale 19 febbraio 2007).

Pertanto, l’impianto fotovoltaico può essere ammesso agli incentivi più favorevoli solo se possiede i seguenti requisiti:

a) I moduli fotovoltaici devono costruire gli elementi costruttivi della copertura o delle pareti del manufatto (requisito strutturale);

b) La struttura deve essere adibita a serra dedicata all’attività agricola o alla floricoltura (requisito funzionale);

c) La destinazione agricola deve permanere per tutta la durata degli incentivi (requisito temporale).

Il Consiglio di Stato ha altresì ribadito quanto statuito con sentenza n. 7538 del 30 agosto 2022 della medesima sezione e cioè, tra l’altro, che “l’attività in questione debba svolgersi nelle serre, riguardandone quindi l’intera superficie, o comunque, ragionevolmente gran parte di essa.”

In aggiunta, riguardo la qualifica di coltivatore diretto dell’esercente l’attività di coltivazione, viene chiarito che essa non può giustificare un esonero dall’onere di provare l’effettiva sussistenza dei presupposti per il riconoscimento del beneficio richiesto.

Pertanto, data l’assenza di prove del requisito funzionale e di quello temporale, il Consiglio di Stato ha ritenuto corretto il diniego dell’incentivo originariamente riconosciuto agli impianti e il conseguente provvedimento di rimodulazione della tariffa incentivante, riconoscendo quella prevista per gli impianti installati a terra.

Le sentenze nn. 1081 e 1082/2023 del Consiglio di Stato costituiscono dunque un utile chiarimento in merito alla disciplina di impianti fotovoltaici su serra.

Infatti, da una parte viene ribadita l’essenzialità della coltivazione agricola sull’intera superficie della serra e per l’intera durata dell’erogazione della tariffa incentivante, e dall’altra viene data rilevanza - ai fini della sussistenza delle condizioni per l’ammissione ai maggiori benefici agevolativi - alla documentazione fiscale relativa all’acquisto di materie prime (sementi piante, fertilizzanti, antiparassitari, macchine ecc.), nonché quella relativa alla vendita dei prodotti coltivati e l’impiego di personale per l’effettuazione delle attività agronomiche.

Il contenuto di questo elaborato ha valore meramente informativo e non costituisce, né può essere interpretato, quale parere professionale sugli argomenti in oggetto. Per ulteriori informazioni si prega di contattare Giovanni Battista De Luca

(i) applicabilità del termine triennale per l’avvio dei lavori ex art. 15, c. 2, del d.P.R. n. 380/2001 (come modificato dall’art. 7-bis D.L. n. 50/2022) anche alle autorizzazioni uniche ex art. 12 del D. Lgs. n. 387/2003;

(ii) applicabilità, anche alle autorizzazioni uniche ex art. 12 del D. Lgs. n. 387/2003, della proroga di due anni ex art. 10-septies del D.L. n. 21/2022 del termine di inizio e fine dei lavori per i titoli abilitativi rilasciati o formatisi entro il 31 dicembre 2023.

Con riferimento al primo punto, il CGA ha chiarito che la disposizione dell’art. 7-bis del D.L. n. 50/2022, ancorché inserita nell’ambito dell’art. 15 del d.P.R. n. 380/2001, si riferisce altresì ai titoli previsti dall’art. 12 del D. Lgs. n.387/2003, “non potendo sussistere dubbio che la stessa riguardi le autorizzazioni (o, allo stesso modo, i titoli abilitativi) per la realizzazione e l’esercizio di IAFR” e non potendo accogliersi la tesi sostenuta dall’Amministrazione regionale secondo cui, essendo la materia urbanistica di competenza esclusiva della Regione, le disposizioni del d.P.R. n. 380/2001, se novellate, dovrebbero essere recepite con apposita norma dal legislatore regionale.

Infatti, i giudici amministrativi, aderendo al precedente del TAR Marche (Sent. n. 110/2023 del 20 febbraio 2023), hanno chiarito che l’art. 7-bis del D.L. n. 50/2022, seppur ha modificato il d.P.R. n. 380/2001 all’art. 15, comma 2, laddove ha previsto che: “per gli interventi realizzati in forza di un titolo abilitativo rilasciato ai sensi dell’articolo 12 del decreto legislativo 29 dicembre 2003, n. 387, il termine per l’inizio dei lavori è fissato in tre anni dal rilascio del titolo”, deve applicarsi senza dubbio ipso iure anche all’autorizzazione unica e non solamente al permesso di costruire.

Con riferimento al secondo punto ovverosia alla proroga di due anni ex art. 10-septies del D.L. n. 21/2022 del termine di inizio e fine dei lavori per i titoli abilitativi rilasciati o formatisi entro il 31 dicembre 2023, i giudici del CGA hanno ritenuto applicabile ispo iure il differimento del termine di avvio e ultimazione dei lavori di 2 anni anche alle autorizzazioni uniche ex art. 12 del D. Lgs. n. 387/2003 nonché “ai termini relativi alle segnalazioni certificate di inizio attività (SCIA), nonché delle autorizzazioni paesaggistiche e alle dichiarazioni e autorizzazioni ambientali comunque denominate”.

Anche in questo caso, il Collegio, aderendo alla sentenza n.110/2023 resa dal TAR Marche, ha precisato che l’art. 10-septies, sebbene riguardi testualmente solo i titoli edilizi veri e propri, tenuto conto delle circostanze che avevano indotto il legislatore ad intervenire (difficoltà di approvvigionamento dei materiali nonché dagli incrementi eccezionali dei loro prezzi), investe anche altri settori, fra cui la costruzione di impianti di produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili.

In tal caso, al fine di beneficiare della proroga ex lege, è necessario che l’operatore presenti un’apposita comunicazione di volersi avvalere di tale proroga.

In definitiva, seppur l’attività consultiva resa dal CGA non è destinata a supportare le scelte dell’Amministrazione regionale, tenuto conto che un tale compito spetta istituzionalmente all’Avvocatura di Stato, si ritiene che il chiarimento fornito dal CGA rappresenti un importante segnale per gli operatori titolari di autorizzazioni rilasciate prima del 31 dicembre 2023, i quali potranno presentare al Dipartimento regionale dell’energia una comunicazione chiedendo di avvalersi della proroga di 2 anni prevista dall’art 10-septies del D.L. n. 21/2022, senza che sia necessaria una previa istruttoria con conseguente rilascio di un provvedimento discrezionale da parte dell’Amministrazione.

Il contenuto di questo elaborato ha valore meramente informativo e non costituisce, né può essere interpretato, quale parere professionale sugli argomenti in oggetto. Per ulteriori informazioni si prega di contattare Giovanni Battista De Luca

Il Decreto in epigrafe (“Decreto MASE”), approvato dalla Commissione UE il 10 novembre 2023, è destinato a regolare gli incentivi per gli Impianti Agrovoltaici (“AV”). La sua entrata in vigore, prevista dall'articolo 1 del Decreto MASE, stabilirà i criteri di incentivazione in coerenza con le misure del PNRR, offrendo contributi in conto capitale e tariffe incentivanti.

Meccanismi Incentivanti

L'articolo 1, comma 2 del Decreto MASE propone incentivi per gli AV che rispettano i requisiti del decreto, comprendendo un contributo in conto capitale fino al 40% dei costi e una tariffa incentivante basata sulla produzione elettrica netta immessa in rete.

Requisiti Costruttivi e Monitoraggio

Il Decreto MASE, all'articolo 5, stabilisce i requisiti di accesso, richiedendo il rispetto dell'Allegato 2 e la continuità dell'attività agricola sottostante l'impianto. La precisione dei requisiti e la considerazione dei sistemi di monitoraggio sono oggetto di attenzione, e la definizione finale potrebbe derivare dalle istruzioni operative del GSE (“Regole Operative”).

I requisiti di cui all’Allegato 2 sono:

• la superficie minima destinata all’attività agricola (≥ 70% della superficie totale del sistema agrivoltaico);
• altezza minima dei moduli rispetto al suolo (1,3 metri per attività zootecnica, 2,1 metri per attività colturale);
• la produzione elettrica dell’impianto deve essere ≥ al 60% della producibilità di un impianto standard.

Regole Operative e Accesso agli Incentivi

Il Decreto MASE, all'articolo 12, prevede l'approvazione delle Regole Operative entro 15 giorni dall'entrata in vigore. Queste regole disciplineranno dimensioni e costruzione degli impianti e i sistemi di monitoraggio.

Tariffa Incentivante e soggetti beneficiari

L'Allegato 1 del Decreto MASE stabilisce tariffe di riferimento per gli AV con un aumento per quelli nelle Regioni del Centro e del Nord.

I seguenti soggetti possono beneficiare degli incentivi:

• imprenditori agricoli come definiti all’articolo 2135[1]c., in forma individuale o societaria, anche cooperativa, società agricole, consorzi e associazioni temporanee di imprese agricole (“Soggetto A”); o
• associazioni temporanee di imprese, che includono almeno un Soggetto A (“Soggetto B”).

Gli impianti conformi ai requisiti di accesso possono beneficiare della tariffa incentivante attraverso l'iscrizione nei registri (solo Soggetti A con potenza ≤ 1 MW) o la partecipazione a procedure competitive (sia Soggetti A che Soggetti B con qualsiasi potenza).

L’Allegato 1 definisce le tariffe di riferimento (“TI di Riferimento”):

• 93 Euro/MWh per impianti con una potenza (P) compresa tra 1 kW e 300 kW (1 < P ≤ 300) e
• 85 Euro/MWh per impianti con una potenza (P) superiore a 300 kW[2] (P>300).

Per quanto riguarda l’accesso alle procedure competitive, i partecipanti dovranno offrire nell’istanza di partecipazione una riduzione percentuale della TI di Riferimento almeno pari al (≥) 2% (“TI Spettante”). Per quanto riguarda l’istanza per l’iscrizione nei registri tale riduzione percentuale della TI di Riferimento non si applicherà[3].

Infine, sulla natura della TI, l’articolo 10 del Decreto MASE precisa che per gli Impianti AV Avanzati[4]  o PNRR[5] di potenza non superiore a (≤) 200 kW, la TI assume la forma di tariffa omnicomprensiva e il GSE provvede direttamente al ritiro e alla vendita dell’energia prodotta[6]. Mentre, nel caso di impianti di potenza superiore a 200 kW la TI ha natura di premio e l’energia prodotta dall’impianto resta di proprietà del produttore (cfr. art. 10, comma 1, lett. a).

Tuttavia, occorre ancora un passaggio al fine di definire come calcolare la TI che verrà effettivamente erogata dal GSE (“TI Erogata”). Pertanto, è possibile individuare una serie di ipotesi:

1. nel caso di Impianto AV Avanzatoo PNRR iscritto nei registri e di potenza (P) ≤ 200 kW, la TI Erogata avrà natura omnicomprensiva e sarà pari alla TI di Riferimento;
2. nel caso di Impianto AV Avanzato o PNRR iscritto nei registi e di potenza 200 kW < (P) ≤ 1 MW, la TI Erogata avrà natura di tariffa premio e sarà pari alla differenza tra la TI di Riferimento e il prezzo di mercato dell’energia elettrica di riferimento;
3. nel caso di Impianto AV Avanzato o PNRR in posizione utile a seguito della partecipazione alle procedure competitive di cui all’articolo 6 del Decreto MASE e di potenza (P) ≤ 200 kW, la TI Erogata avrà natura omnicomprensiva e sarà pari alla TI Spettante; infine
4. nel caso di Impianto AV Avanzato o PNRR in posizione utile a seguito della partecipazione alle procedure competitive di cui all’articolo 6 del Decreto MASE e di potenza (P) > 200 kW, la TI Erogata avrà natura di tariffa premio e sarà pari alla differenza tra la TI Spettante e il prezzo di mercato dell’energia elettrica di riferimento.

In caso la TI Erogata abbia natura di tariffa premio il produttore rimane proprietario dell’energia prodotta e potrà valorizzarla sul mercato, mentre nel caso la TI Erogata abbia natura omnicomprensiva allora il GSE provvede direttamente al ritiro e alla vendita dell’energia. Infine, in caso la TI abbia natura di premio e, pertanto, la TI Erogata sia calcolata come differenza tra la Ti di Riferimento (o la TI Spettante) e il prezzo di mercato dell’energia, nel caso di differenza positiva, allora il GSE eroga gli incentivi rispetto alla produzione di energia immessa in rete. Diversamente, nel caso di differenza negativa, il GSE conguaglia o provvede a richiedere al soggetto titolare gli importi corrispondenti (cfr. art. 10, comma 1, lett. b).

Contributo in Conto Capitale

Le spese ammissibili, specificate nell'Allegato 3, devono essere pagate tramite bonifico bancario con quietanza entro il 30 giugno 2026. Il contributo massimo è specificato in base alla potenza dell'impianto e, in particolare:

• 700 Euro/kWh per gli Impianti AV PNRR con una potenza (P) compresa tra 1 kW e 300 kW (1 < P ≤ 300);
• 500 Euro/kWh per gli Impianti AV PNRR con una potenza (P) superiore a 300 kW (P > 300).

ATI e Partecipazione alle Procedure

Il Decreto MASE richiama il raggruppamento temporaneo di concorrenti del D.Lgs. 36/2023, definendo l'ATI come essenziale per gli AV. Si discute l'applicazione dell'ATI nel contesto agrovoltaico, evidenziando la libertà di forma giuridica e la possibilità di partecipare come "costituende".

Il contenuto di questo elaborato ha valore meramente informativo e non costituisce, né può essere interpretato, quale parere professionale sugli argomenti in oggetto. Per ulteriori informazioni si prega di contattare Piero Francesco Viganò, Ernesto Rossi Scarpa Gregorj e Stefano Biraghi.

[1] L’art. 2135 c.c. statuisce: “1. è imprenditore agricolo chi esercita una delle seguenti attività: coltivazione del fondo, selvicoltura, allevamento di animali e attività connesse. 2. Per coltivazione del fondo, per selvicoltura e per allevamento di animali si intendono le attività dirette alla cura ed allo sviluppo di un ciclo biologico o di una fase necessaria del ciclo stesso, di carattere vegetale o animale, che utilizzano o possono utilizzare il fondo, il bosco o le acque dolci, salmastre o marine. 3. Si intendono comunque connesse le attività, esercitate dal medesimo imprenditore agricolo, dirette alla manipolazione, conservazione, trasformazione, commercializzazione e valorizzazione che abbiano ad oggetto prodotti ottenuti prevalentemente dalla coltivazione del fondo o del bosco o dall'allevamento di animali, nonché le attività dirette alla fornitura di beni o servizi mediante l'utilizzazione prevalente di attrezzature o risorse dell'azienda normalmente impiegate nell'attività agricola esercitata, ivi comprese le attività di valorizzazione del territorio e del patrimonio rurale e forestale, ovvero di ricezione ed ospitalità come definite dalla legge”.

[2] L’Allegato 1 del Decreto MASE non indica chiaramente se la potenza degli impianti abbia come unità di misura i MWh o i kWh; tuttavia, dati gli intervalli previsti dal Decreto MASE e appena esposti sembra più ragionevole sostenere come unità di misura di riferimento i kWh.

[3] Cfr. art. 6, comma 3 Decreto MASE.

[4] Impianto che possiede i requisiti di cui alle lettere A, B, C e D delle Linee Guida del giugno 2022.

[5] Impianto che possiede i requisiti di cui alle lettere A, B, C, D ed E delle Linee Guida del giugno 2022.

[6] Tuttavia, il soggetto produttore può richiedere l’applicazione del regime relativo agli impianti di Potenza superiore a (>) 200 kW.

Nell’ambito dell’ultima bozza del c.d. “Decreto Energia”, in attesa di essere discussa in Consiglio dei Ministri, è stata prevista all’art. 5 la costituzione di un “Fondo di compensazione e di riequilibrio ambientale e territoriale”, con una dotazione di 200 milioni di euro per ciascuno degli anni dal 2024 al 2032, da ripartire tra le regioni e le province autonome, finalizzato all’adozione di misure per la decarbonizzazione e la promozione dello sviluppo sostenibile del territorio. Con decreto del Ministro dell’ambiente e della sicurezza energetica, d’intesa con la Conferenza unificata di cui all’articolo 8 del decreto legislativo 28 agosto 1997, n. 281, saranno stabiliti le modalità e i criteri di riparto tra le regioni e le province autonome delle risorse del Fondo, tenendo conto, in via prioritaria, del livello di conseguimento degli obiettivi annui di potenza installata ai sensi dell’articolo 20, comma 2, del decreto legislativo 8 novembre 2021, n. 199.

Ai fini della costituzione/alimentazione di tale Fondo, le risorse saranno ricavate: (i) dai proventi derivanti dalle aste delle quote di emissione di anidride carbonica di cui all’articolo 23 del decreto legislativo 9 giugno 2020, n. 47;  (ii) dalla corresponsione al GSE, da parte dei titolari di impianti di produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili di potenza superiore a 20 kW che abbiano acquisito il titolo per la costruzione degli impianti medesimi nel periodo intercorrente tra il 1° gennaio 2024 e il 31 dicembre 2030, di un contributo annuo pari ad Euro 10,00 per ogni chilowatt di potenza dell’impianto, per i primi tre anni dalla data di entrata in esercizio.

Tale contributo non sarà tuttavia dovuto: (i) dai soggetti titolari di impianti alimentati da fonti energetiche geotermiche tenuti al pagamento dei contributi di cui all’articolo 16, comma 4 del decreto legislativo 11 febbraio 2010, n. 22 e (ii) dai titolari di impianti idroelettrici tenuti al pagamento di contribuiti per la realizzazione di misure di compensazione ambientale e territoriale ai sensi dell’articolo 12, comma 1-ter, lettera l), del decreto legislativo 16 marzo 1999, n. 79.

Le attività necessarie all’operatività del Fondo di cui al comma 1 sono affidate al GSE e sono disciplinate mediante apposita convenzione sottoscritta con il Ministero dell’ambiente e della sicurezza energetica.

Perché è importante

Tale norma, se confermata in sede di approvazione, potrebbe dunque introdurre, a carico di tutti i soggetti titolari di impianti di produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili di potenza superiore a 20 kW che abbiano acquisito il titolo autorizzativo per la costruzione degli impianti medesimi nel periodo intercorrente tra il 1° gennaio 2024 e il 31 dicembre 2030, l’obbligo di versare un contributo a favore del GSE per i primi tre anni dall’entrata in esercizio.

Così come formulata in bozza, tuttavia, la misura di cui trattasi potrebbe risultare incompatibile con il nostro ordinamento in quanto tale versamento avverrebbe senza che vi sia una controprestazione in favore dei soggetti titolari da parte del GSE e, quindi, apparentemente senza una causa giuridica.

Per meglio comprendere tali criticità risulta opportuno partire da una questione preliminare, e dunque analizzare che tipo di natura abbia l’obbligo di versamento introdotto dall’art. 5 della bozza di D.L. Energia.

In primo luogo, si potrebbe attribuire allo stesso la natura di “misura di compensazione”, laddove per misure di compensazione s’intende, in genere, la monetizzazione degli effetti negativi che l’impatto ambientale determina, per cui chi propone l’istallazione di un determinato impianto s’impegna a devolvere, all’ente locale cui compete l’autorizzazione, determinati servizi o prestazioni. Tuttavia, l’applicazione della misura in esame risulta essere vincolata alla sola potenza degli impianti e non è operato alcun riferimento all’eventuale impatto ambientale degli stessi.

A tal riguardo, è necessario evidenziare come, ai sensi dell'articolo 12, comma 6, decreto legislativo n. 387 del 2003, l’autorizzazione alla costruzione ed esercizio di un impianto FER non può essere subordinata né prevedere misure di compensazione a favore delle Regioni e delle Province, e che in ogni caso tali misure compensative possono essere applicate solo se ricorrono tutti i presupposti indicati nell’articolo 1, comma 4, lettera f) della legge n. 239 del 2004.

Inoltre, come specificato nell’ambito del D.M. 10 settembre 2010 del Ministero dello Sviluppo Economico, non può dar luogo a misure compensative, in modo automatico, la semplice circostanza che venga realizzato un impianto di produzione di energia da fonti rinnovabili, a prescindere da ogni considerazione sulle sue caratteristiche e dimensioni e dal suo impatto sull'ambiente.

Alla luce di quanto appena evidenziato risulta dunque evidente come la misura di cui all’art. 5 della bozza di D.L. Energia, laddove la si qualifichi come una misura di compensazione, presenti indubbi profili di criticità con i principi generali e la normativa primaria attualmente vigenti nel nostro ordinamento, risultando il contributo richiesto agli operatori economici privo di causa e, pertanto, dovuto per il solo fatto di aver fatto entrare in funzione l’impianto di produzione di energia.

In alternativa a quanto precede, si potrebbe attribuire allo stesso la natura di corrispettivo, dovuto dai proprietari degli impianti in ragione del rilascio del titolo autorizzativo.

In tal caso, come la Corte Costituzionale ha già avuto modo di affermare nell’ambito della sentenza n. 124 del 2010 in un caso analogo, tale misura rischierebbe di contrastare con gli artt. 3, 41, 97 e 117, primo e terzo comma, della Costituzione, in quanto limiterebbe la libertà di iniziativa economica nel settore in esame (prevista espressamente dall’art 1 del d.lgs. n. 79 del 1999) con conseguente mancato rispetto degli obblighi internazionali di incremento di produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili.

Al contrario, non sembrerebbero sussistere criticità rilevanti laddove si ritenga che tale versamento abbia natura tributaria.

È infatti da osservare come lo  stesso potrebbe essere considerato quale prestazione patrimoniale imposta a fini solidaristici la quale avrebbe, pertanto, natura tributaria, laddove la destinazione delle somme ricavate ad un “fondo comune” finalizzato ad attività di promozione dello sviluppo economico e sociale del territorio è stato ritenuto elemento determinate ai fini di tale qualificazione, in un caso analogo, dalla suprema corte a Sezioni Unite nell’ambito dell’ Ordinanza n. 16261/2020.

Come osservato nell’ambito della citata Ordinanza n. 16261/2020, infatti, sembrerebbero ricorrere i criteri stabiliti dalla giurisprudenza per qualificare taluni prelievi come tributari: a) doverosità della prestazione; b) mancanza di un rapporto sinallagmatico tra parti; c) collegamento di detta prestazione alla pubblica spesa in relazione ad un presupposto economicamente rilevante.

Laddove si optasse per tale ultima classificazione, dunque, è da evidenziare come, nel ragionamento seguito dalla Suprema Corte, non sembrerebbero sussistere criticità di rilievo, laddove: (i) non vi sarebbe alcuna violazione del principio di capacità contributiva di cui all’art. 53 Cost., atteso che lo svolgimento di attività d’impresa sulla base di una concessione di derivazione è di per se stessa sintomatica di capacità contributiva; (ii) che in ogni caso l’aumento dei costi fiscali per il concessionario (rectius, soggetto titolare) non rileva, posto che sono rimesse alla discrezionalità del legislatore sia l’individuazione delle situazioni significative della capacità contributiva, sia la determinazione dell’entità dell’onere tributario, con il limite della non arbitrarietà o irrazionalità della scelta legislativa; (iii) non sussistono criticità con riferimento ai principi di legittimo affidamento e certezza del diritto e al rischio di un’ablazione meramente confiscatoria di una rilevante quota di ricchezza (artt. 3, 41, 42, 43 e 117 Cost.)

Il contenuto di questo elaborato ha valore meramente informativo e non costituisce, né può essere interpretato, quale parere professionale sugli argomenti in oggetto. Per ulteriori informazioni si prega di contattare il Dipartimento Energy and Infrastructures

“I professionisti del dipartimento sono attivi in tutti gli ambiti del mercato dell’energia - dalle infrastrutture di rete alla generazione di elettricità e gas da fonti rinnovabili fino ai servizi energetici più innovativi - assistendo utilities, fondi infrastrutturali, imprese energivore e soggetti finanziari nello sviluppo e nella realizzazione di progetti energetici, nelle operazioni di finanziamento e di M&A più complesse, in cui la componente regolatoria assume una rilevanza assoluta e dirimente”, commenta l’avv. Piero Viganò, coordinatore del dipartimento ed esperto di M&A Energy, contratti di progetto (compresi i long term PPA) e regolazione del mercato.

Giovanni Battista De Luca vanta una significativa esperienza nel campo dell’energia su tutte le questioni di diritto amministrativo, sia giudiziali che stragiudiziali, con particolare focus sugli impianti da fonte rinnovabile, sia per quanto riguarda i complessi iter autorizzativi, che per i relativi profili di incentivazione. L’avv. De Luca ha coordinato inoltre complesse attività̀ di due diligence per l’acquisizione di impianti rinnovabili sia greenfield che brownfield e prestato assistenza in numerose operazioni di finanziamento per la costruzione e gestione di impianti di produzione di energia da fonte rinnovabile e convenzionale, impianti di teleriscaldamento, waste to energy e sistemi idrici integrati.

Grazie ai recenti ingressi, la practice Energy & Infrastructures conta ora quattro partner esclusivamente dedicati alla transizione delle infrastrutture energetiche e delle utilities verso la sostenibilità energetica, la decarbonizzazione e i nuovi modelli di business.

Oltre a Giovani Battista De Luca e Piero Viganò, fanno parte del dipartimento l’avv. Miranda Cellentani - attiva sia nell’M&A che nei contratti di progetto - e l’avv. Eugenio Siragusa, specializzato nel Project Financing domestico e internazionale. A loro si aggiungono altri sette partner e numerosi professionisti di ADVANT Nctm già da tempo attivi nel settore.

“Il nostro approccio multidisciplinare è accompagnato da una conoscenza sempre aggiornata delle regole del mercato e dei suoi molteplici settori e attori” afferma Paolo Montironi, Senior Partner di ADVANT Nctm, “conoscenza che ci consente di dare risposte tempestive, pragmatiche ed efficaci ai nostri clienti, fornendo loro una consulenza coerente, coordinata e affidabile lungo tutto il percorso di investimento, che diventa pressochè fondamentale in un settore così strategico e competitivo come quello dell’energia”, conclude l’avv. Montironi.

La riforma del regime delle agevolazioni a favore delle imprese energivore

Le agevolazioni previste dall’articolo 4 a copertura degli oneri generali afferenti al sistema elettrico di cui all'articolo 3, comma 11, del decreto legislativo 16 marzo 1999, n. 79 (“Agevolazioni”) si applicheranno alle imprese che non trovandosi in stato di difficoltà[1]:

(a) abbiano consumato non meno di 1 GWh nell’anno precedente alla presentazione dell'istanza di concessione delle Agevolazioni medesime; e

(b) rispettino almeno uno dei seguenti requisiti:

(i) operano in uno dei settori a rischio - anche alto - di rilocalizzazione di cui all'allegato 1 alla comunicazione della Commissione europea 2022/C 80/01 del 18 febbraio 2022, recante «Disciplina in materia di aiuti di Stato a favore del clima, dell'ambiente e dell'energia 2022» (“Comunicazione”);

(ii) pur non operando in alcuno di tali settori, abbiano beneficiato nell'anno 2022 o nell'anno 2023, delle agevolazioni di cui al decreto del Ministro dello sviluppo economico 21 dicembre 2017, recante «Disposizioni in materia di riduzioni delle tariffe a copertura degli oneri generali di sistema per imprese energivore», avendo rispettato i requisiti di cui all'articolo 3, comma 1, lettere a) ovvero b), del medesimo decreto;

(iii) pur non operando in alcuno dei settori di cui al numero (i) e pur non rispettando il requisito di cui al numero (ii), operino in un settore o sotto-settore considerato ammissibile, in conformità a quanto previsto al punto 406 della Comunicazione. In tal caso, i termini e le modalità per la presentazione - da parte delle imprese ovvero delle associazioni di categoria interessate - della proposta di ammissione del settore o del sotto-settore saranno stabiliti con decreto del Ministero dell'ambiente e della sicurezza energetica.

Tralasciando l’aggiornamento di carattere pressoché formale derivante dall’adeguamento alla Comunicazione e ai relativi allegati, il D.L. n. 131/2023 prevede che:

• ai fini della determinazione dell’Agevolazione non rilevi più l’indice di “intensità elettrica” di cui al precedente D.M. 21 dicembre 2017, ma il solo “valore aggiunto lordo” dell’impresa (c.d. “VAL”);
• è aumentato il quantum, rispetto alle altre imprese, delle Agevolazioni per alcune tra le imprese energivore che soddisfano il proprio consumo di energia da “fonti che non emettono carbonio” per almeno il 50% di cui:
  • almeno il 10% mediante un “contratto di approvvigionamento a termine”; oppure
  • almeno il 5% tramite autoconsumo per mezzo di un collegamento diretto in sito o a distanza con collegamento diretto[2];
• in alternativa all’implementazione degli obblighi previsti nella diagnosi energetica (cui sono comunque obbligate tutte le imprese energivore), le stesse possono:
  • dimostrare di coprire il proprio fabbisogno da “fonti che non emettono carbonio” per almeno il 30%;
  • investire almeno il 50% dell’importo dell’agevolazione in questione in progetti che comportano riduzioni sostanziali delle emissioni di gas a effetto serra (si v. meglio infra per maggiori dettagli).

Con riferimento alla determinazione dell’Agevolazione, nella seguente tabella, è riassunto il nuovo stato dell’arte:[3]

Si evidenzia un approccio di favore nei confronti di quelle imprese che si attivino per consumare energia proveniente da “fonti che non emettono carbonio”. A tale proposito, si ritiene che detto inciso debba riferirsi a tutte quelle fonti di produzione di energia elettrica che non determinino un incremento dell’anidride carbonica presente in atmosfera anche qualora la produzione di energia comporti l’emissione di carbonio. In altre parole, si ritiene siano ricomprese anche quelle fonti di produzione di energia elettrica che, pur producendo emissioni di carbonio, non utilizzino fonti fossili e siano, quindi, neutrali rispetto al quantitativo di anidride carbonica.

Il significato di “Contratto di approvvigionamento”

Con riferimento all’espressione “contratto di approvvigionamento a termine” si ritiene che il legislatore faccia riferimento ai power purchase agreement (“PPA”), ma pare opportuno evidenziare alcune difficoltà interpretative. Da una parte, l’espressione “a termine” potrebbe far pensare ad un PPA senza consegna fisica dell’energia prodotta, ma, dall’altra, l’espressione “approvvigionamento” induce a ricondurre la fattispecie ai PPA con consegna fisica. Si potrebbe ipotizzare che con l’espressione “a termine” il legislatore abbia quindi inteso fare riferimento alla categoria dei PPA a lungo termine, ma senza indicarne una durata minima, e che l’“approvvigionamento” comporti la consegna fisica di energia elettrica prodotta anche da impianti esistenti, non dovendo la stessa derivare da nuovi impianti. La misura non avrebbe quindi l’effetto di favorire necessariamente l’installazione di capacità addizionale di produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili.

Si rileva, inoltre, che la norma fa riferimento solo ad alcune particolari configurazioni di autoconsumo e, in particolare, a quelle che escludono l’utilizzo della rete di distribuzione pubblica[4].

segue: la diagnosi energetica – problemi di coordinamento

Come già detto, le imprese che accedono alle Agevolazioni devono effettuare la diagnosi energetica[5] e sono tenute ad adottare una tra le seguenti misure:

• attuare le raccomandazioni delle diagnosi, qualora il tempo di ammortamento degli investimenti a tal fine necessari non superi i tre anni e il relativo costo non ecceda l'importo dell'agevolazione percepita;
• dimostrare di coprire il proprio fabbisogno da “fonti che non emettono carbonio” per almeno il 30%; oppure
• investire almeno il 50% dell’importo dell’agevolazione in questione in progetti che comportano riduzioni sostanziali delle emissioni di gas a effetto serra (si v. meglio infra per maggiori dettagli)

La nuova disciplina sembrerebbe prevedere che l’attuazione delle raccomandazioni di cui alla diagnosi energetica sia alternativa alle altre due misure poc’anzi elencate. Infatti, l’utilizzo del termine “raccomandazioni della diagnosi” nel D.L. n. 131/2023, non trova esatta corrispondenza con la specifica norma avente ad oggetto il contenuto della diagnosi energetica, la quale prevede che in detto documento debbano essere specificati una serie di “interventi di efficienza” energetica da attuarsi[6]. Pertanto, occorrerebbe un intervento del legislatore affinché chiarisca: (i) se con raccomandazioni si faccia riferimento o meno agli interventi di efficienza energetica individuati in detta diagnosi; e se (ii) l’implementazione di uno degli interventi di cui alla diagnosi energetica sia ancora un obbligo, oppure se sia un’alternativa all’implementazione di una delle altre due nuove misure individuate dal legislatore del 2023. Infatti, se con “raccomandazioni” il legislatore dovesse riferirsi agli interventi di efficienza energetica, la realizzazione di detti interventi sarebbe alternativa all’implementazione di una delle altre due nuove misure individuate dal legislatore del 2023. Diversamente, sarebbe necessario chiarire il significato di raccomandazioni per coordinare gli obblighi derivanti dalla diagnosi energetica con le due diverse misure proposte dal legislatore del 2023.

Con riferimento all’attuazione delle diagnosi, ricordiamo che l’accesso al meccanismo incentivante dei titoli di efficienza energetica[7] (o certificati bianchi) è subordinato, inter alia, alla verifica di sussistenza del requisito della c.d. addizionalità dell’intervento di efficientamento energetico ai sensi quale “non sono in ogni caso ammessi al sistema dei Certificati Bianchi i progetti di efficienza energetica predisposti per l’adeguamento a vincoli normativi o a prescrizioni di natura amministrativa, fatti salvi i casi di progetti che generano risparmi addizionali rispetto alle soluzioni progettuali individuate dai vincoli o dalle prescrizioni suddetti e di progetti realizzati ai sensi dell'art. 8, comma 3 del decreto legislativo 4 luglio 2014, n. 102 che generano risparmi addizionali”[8]. Stante l’obbligo normativo di realizzare gli interventi, questi, ove realizzati, non potranno quindi accedere al meccanismo incentivante, nella misura in cui non generino risparmi addizionali.

Con riferimento alla prima delle alternative all’attuazione delle raccomandazioni di cui alla diagnosi energetica, pare evidente come il legislatore si riferisca ai già richiamati PPA e alle configurazioni di autoconsumo il cui impianto di produzione, anche in assetto cogenerativo, sia da fonti rinnovabili.

Quanto all’autoconsumo, è opportuno precisare che il Legislatore non ha in questo limitato la fattispecie alle sole configurazioni di autoconsumo che non comportano l’utilizzo della rete pubblica di distribuzione.

Infine, l’ultima alternativa all’attuazione delle raccomandazioni di cui alla diagnosi energetica introduce per la prima volta la possibilità di adempiere agli obblighi propri delle imprese energetiche tramite l’investimento in progetti di riduzione delle emissioni di gas serra il cui valore di riduzione delle emissioni sottratto alle emissioni effettivamente prodotte dall’impresa porti ad un livello inferiore a quello determinato a livello eurounitario[9], per ciascun settore, per l’assegnazione gratuita delle quote di emissione (c.d. EU Allowances).

In altre parole, l’impresa energivora può adempiere ai propri obblighi per accedere alle relative Agevolazioni dimostrando di aver investito in uno o più progetti che comportino un determinato livello di riduzione dei gas serra da determinarsi sulla base della tipologia di impresa e delle dimensioni (in termini di emissioni) della stessa.

Considerazioni conclusive

In ogni caso, per poter avere un testo definitivo delle disposizioni esaminate, occorre attendere: (i) la conclusione dei lavori parlamentari per la conversione in legge del D.L. n. 131/2023 che dovranno terminare entro la fine di novembre 2023; e (ii) la pubblicazione di un Decreto Ministeriale del MASE con il quale saranno individuati “modalità e criteri” per il soddisfacimento delle condizioni e l’assolvimento degli obblighi di cui sopra.

Il contenuto di questo elaborato ha valore meramente informativo e non costituisce, né può essere interpretato, quale parere professionale sugli argomenti in oggetto. Per ulteriori informazioni si prega di contattare il Dipartimento Energy and Infrastructures

[1] In merito alla caratterizzazione dello stato di difficoltà si veda la Comunicazione della Commissione Europea 2014/C, 249/01.

[2] Art. 30, comma 1, lett. a, nn. 1 e 2.1, D.Lgs. n, 199/2021 e art. 3.6, Delibera ARERA n. 727/2022 e Allegato A alla Delibera ARERA 578/2013.

[3] In ogni caso, i contributi dovuti dalle imprese energivore non potranno essere inferiori al prodotto tra 0,5 Euro/MWh e l’energia elettrica prelevata dalla rete pubblica.

[4] Ci si riferisce, in particolare, alle configurazioni di cui all’art. 30, comma 1, lett. a), n. 1 e 2.1, D.Lgs. n. 199/2021.

[5] Art. 8 D.Lgs. n. 102/2014.

[6] Art. 8, comma 3, D.Lgs. n. 102/2014.

[7] D.M. 11 gennaio 2017.

[8] Art. 6, comma 6, D.M. 11 gennaio 2017.

[9] Regolamento di esecuzione (UE) 2021/447 della Commissione europea, del 12 marzo 2021.

Il presente documento ha la finalità di fornire una sintesi della normativa relativa alla individuazione delle aree idonee inclusa nella bozza del decreto attuativo del D.lgs. 199/2021 e affronta le tematiche più significative per coloro che intendono sviluppo progetti finalizzati alla installazione di impianti da fonti rinnovabili (“FER”) sul territorio nazionale[1].

1. Obiettivi delle Linee Guida

In attuazione dell’art. 20, commi 1 e 2 del D.lgs. 199/2021, è stata elaborata la bozza di decreto attuativo contenente le linee guida (“Linee Guida”), di cui sono circolate più versioni, una risalente a luglio 2023 e quella più aggiornata di settembre 2023, per l’individuazione delle aree idonee (“Aree Idonee”) per l’installazione di impianti FER. In particolare, il decreto stabilisce i principi per l’individuazione delle Aree Idonee al fine di raggiungere l’obbiettivo dell’installazione entro il 2030 di una potenza aggiuntiva di 80 (ottanta) GW da FER sul territorio nazionale (art. 1 delle Linee Guida).

A tale proposito, all’art. 2 le Linee Guida includono una tabella nella quale viene indicata la ripartizione regionale di potenza minima per ogni anno a partire dal 2023 e fino al 2030.

Una volta che il decreto entrerà in vigore, le Regioni dovranno emanare una legge per l’individuazione delle Aree Idonee secondo i criteri stabiliti dalle Linee Guida.

1. Le tipologie di area e i criteri per l’individuazione delle Aree Idonee

Le Linee Guida suddividono le aree in tre diverse categorie:

a) Aree Idonee;

b) aree non idonee; e

c) aree d. ordinarie.

Per quanto attiene le Aree Idonee, l’art. 8 delle Linee Guida include i criteri di cui devono tenere conto le Regioni ai fini della loro individuazione. In particolare, la lett. e) di tale articolo stabilisce che sono individuati specifici criteri per definire come Aree Idonee:

• le superfici occupate dai bacini artificiali di accumulo idrico e da canali artificiali per la difesa idraulica del territorio;
• le superfici e le aree industriali dismesse e altre aree compromesse, aree abbandonate e marginali quali, a titolo di esempio, aree non classificate, sottoposte ad attività abusive, terreni improduttivi, miniere e cave, discariche, aree contaminate, ex aree militari.

Inoltre, alla lett. f) del medesimo articolo sono considerate

Aree Idonee:

• i siti dove sono già installati impianti della stessa fonte e in cui vengono realizzati interventi di modifica per potenziamento o ricostruzione, eventualmente abbinati a sistemi di accumulo, che, ad ogni modo, non comportino una variazione dell’area occupata maggiore del 20% (venti per cento). Tale limite non si applica per gli impianti fotovoltaici (“Impianti FV”) installati su aree classificate agricole, racchiuse in un perimetro i cui punti distino non più di 500 (cinquecento) metri da zone a destinazione industriale, artigianale e commerciale, compresi i siti di interesse nazionale, nonché le cave e le miniere ai sensi dell’articolo 20, comma 8, lettera c-ter), numero 1, del D.lgs. 199/2021;
• i siti oggetto bonifica ai sensi del D.lgs. 152/2006;
• le cave e miniere cessate, abbondonate e non suscettibili di ulteriore sfruttamento;
• i siti e gli impianti nella disponibilità di Ferrovie dello Stato, dei gestori di infrastrutture ferroviarie, delle società concessionarie autostradali e delle società di gestione aeroportuale all’interno dei sedimi aeroportuali;
• fatti salvi i punti di cui sopra, le aree che non sono ricomprese nel perimetro dei beni sottoposti a tutela ai sensi del D.lgs. 42/2004 (“Codice dei beni Culturali”), né ricadono nella fascia di rispetto dei beni sottoposti a tutela ai sensi della parte seconda oppure dell’articolo 136 del medesimo decreto legislativo. Ai soli fini del presente punto, la fascia di rispetto è di 3 (tre) chilometri per gli impianti eolici e di 500 (cinquecento) metri per gli Impianti FV;
• i beni del demanio militare, i beni del demanio o a qualunque titolo in uso al Ministero dell’interno, i beni immobili individuati dall’Agenzia del demanio;
• le superfici degli edifici, delle strutture e dei manufatti su cui vengono realizzati Impianti FV, nonché le aree per la realizzazione delle opere funzionali alla connessione alla rete elettrica, qualora rientranti fra le tipologie per le quali è applicabile il regime di manutenzione ordinaria ai sensi dell’art. 7-bis, comma 5 del D.lgs. 28/2011.

Esclusivamente per quanto attiene gli Impianti FV e gli impianti di produzione di biometano, in assenza di vincoli ai sensi della parte seconda del Codice dei Beni Culturali, sono considerate idonee (c.d. solar belt):

• le aree agricole racchiuse in un perimetro i cui punti distino non più di 500 (cinquecento) metri da zone a destinazione industriale, artigianale e commerciale, compresi i siti di interesse nazionale, nonché le cave e le miniere;
• le aree interne agli impianti industriali e agli stabilimenti ai sensi del D.lgs. 152/2006, nonché le aree agricole racchiuse in un perimetro i cui punti distino non più di 500 (cinquecento) metri dal medesimo impianto o stabilimento;
• le aree adiacenti alla rete autostradale entro una distanza non superiore a 300 (trecento) metri.

Per gli impianti eolici, fermo restando quanto previsto dalla lettera f), punto 1 dell’art. 8 delle Linee Guida, le aree idonee sono individuate sulla base della valutazione di un’adeguata ventosità dell’area. A tali fini, le Linee Guida nella versione circolata nel settembre 2023 indicano come adeguata una ventosità tale da garantire una producibilità maggiore di 2.150 (duemilacentocinquanta) ore equivalenti a 100 (cento) metri di altezza, contro le 2.250 (duemiladuecentocinquanta) ore previste, invece, dalla bozza circolata nel luglio 2023.

Relativamente alle aree non idonee, invece, queste sono i siti ritenuti non idonei alla installazione di specifiche tipologie di impianti. A tale riguardo, le Linee Guida stabiliscono che Regioni e Province, ove necessario, debbano provvedere ad aggiornare la lista delle aree non idonee individuate ai sensi dei criteri di cui all’Allegato 3 delle linee guida per l’autorizzazione degli impianti alimentati da fonti rinnovabili introdotte dal D.M. 10 settembre 2010, come successivamente integrato e modificato.

Infine, la bozza di decreto identifica le aree ordinarie come quelle superfici che non rientrano in nessuna delle categorie di cui ai precedenti punti a) e b) e sono soggette all’applicazione dei regimi autorizzativi di cui al D.lgs. 28/2011.

1. Limiti percentuali all’installazione di impianti su aree agricole idonee

Per quanto attiene le aree agricole idonee, la lett. g) dell’art. 8 prevede che gli Impianti FV possano occupare una percentuale massima non inferiore al 5% (cinque per cento) e non superiore al 10% (dieci per cento) del suolo agricolo nella disponibilità del soggetto che realizza l’intervento. La bozza di Linee Guida nella versione di luglio 2023 prevedeva che tali percentuali fossero raddoppiate (quindi, non inferiore al 10% e non superiore al 20%) per quanto attiene gli impianti classificati come agrivoltaici (non avanzati) ai sensi delle Linee Guida del giugno 2022 in materia di impianti agrivoltaici (“Linee Guida Agrivoltaico”);

La bozza delle Linee Guida aggiornata a settembre 2023, invece, prevede che il limite relativo alla disponibilità del suolo agricolo del 5% (cinque per cento) – 10% (dieci per cento) si applichi non solo agli impianti FV c.d. standard ma anche agli agrivoltaici (non avanzati), eliminando, quindi, per questi ultimi la possibilità di usufruire di percentuali di favore. Tuttavia, tale ultima bozza introduce anche la novità dell’eliminazione di tali restrizioni percentuali nel caso in cui gli impianti FV standard e quelli agrivoltaici (non avanzati) vengano costruiti su zone agricole non utilizzate.

Sono rimaste inalterate le altre previsioni incluse nella lett. g) dell’art 8 secondo le quali le limitazioni percentuali:

• non si applicano per gli impianti agrivoltaici c.d. “avanzati”, ossia realizzati ai sensi dell’art. 65, comma 1-quater del D.L. 1/2012;
• non si applicano per l’installazione per impianti FER nelle aree di cui alla lett. e) dell’art. 8 delle Linee Guida (bacini artificiali, canali artificiali aree industriali dismesse, aree compromesse), quindi, non utilizzabili per l’attività agricola; e
• possono essere stabilite percentuali maggiori di utilizzo nel caso di terreni classificati come agricoli ma non concretamente utilizzati.

La bozza di settembre 2023 prevede, inoltre, all’art. 7 comma 1 lett. b) che esclusivamente ai fini dell’installazione di impianti agrivoltaici avanzati oltre che le aree agricole classificate come DOP e IGP, già incluse nella scorsa bozza, anche quelle classificate come STG, DOC, DOCG, produzioni biologiche e produzioni tradizionali siano considerate idonee.

Per chiarezza, gli impianti classificati come agrivoltaici (non avanzati) sono quelli che rispettano i requisiti A, B e D.2 delle Linee Guida Agrivoltaico e che non possono, ad oggi, essere destinatari di incentivi, laddove installati su aree a destinazione agricola. In estrema sintesi, i requisiti citati consistono:

• quanto al requisito A, lo stesso è integrato quando almeno il 70% (settanta per cento) della superficie oggetto di intervento sia destinata all’attività agricola e quando la percentuale di superficie complessiva coperta dai moduli (“LAOR”) non superi il 40% (quaranta per cento) della superficie totale oggetto di intervento;
• quanto al requisito B, esso ha ad oggetto il valore della produzione agricola, il mantenimento dell’indirizzo produttivo e la producibilità elettrica minima che non può essere superiore al 60% (sessanta per cento) di quella propria di un impianto fotovoltaico standard;
• il requisito D.2, poi, ha ad oggetto l’implementazione di un sistema di monitoraggio con riferimento alla continuità dell’attività agricola di cui al punto che precede.

Gli impianti agrivoltaici “avanzati”, invece, sono quelli che rispettano, oltre ai requisiti sopra elencati, anche i requisiti C (altezza minime dei moduli da terra) e D.1 (sistema di monitoraggio per il risparmio idrico).

Al raggiungimento di una percentuale massima di sfruttamento non inferiore ai valori indicati nella colonna A della Tabella di cui all’Allegato 1 delle Linee Guida, la quale individua gli obbiettivi minimi e massimi di sviluppo del fotovoltaico in area agricola, e non superiore a quelli indicati nella medesima Tabella alla colonna B, è prevista la possibilità per le Regioni di attribuire alle aree agricole rimanenti la classificazione di aree non idonee alla realizzazione di Impianti FV. Tale limitazione non si applica agli impianti agrivoltaici avanzati.

1. Prime considerazioni

Innanzitutto, non è chiaro il significato di “disponibilità” in capo al soggetto che realizza l’intervento con riferimento ai limiti percentuali di utilizzo del suolo e, in particolare, con riferimento alle aree non oggetto di intervento. In altre parole, non è chiaro se il legislatore richieda la titolarità di un diritto di proprietà, superficie, di locazione o una semplice servitù negativa di non realizzare impianti della medesima specie. A questo proposito, considerando l’esperienza fino ad ora avuta in Emilia-Romagna dove tali limiti percentuali erano già vigenti, si auspica che sia ritenuto sufficiente l’ottenimento di una semplice servitù negativa in relazione alle aree non oggetto di intervento.

In secondo luogo, si rileva che l’articolo 8 delle Linee Guida indica come idonee alcune delle ipotesi di aree indicate anche all’interno dell’art. 22-bis D.lgs. 199/2021, nello specifico, le superfici degli edifici, delle strutture e dei manufatti nonché le aree per la realizzazione delle opere funzionali alla connessione alla rete elettrica. Tuttavia, le aree a destinazione industriale, artigianale, commerciale, le discariche o lotti di discarica chiusi e ripristinati, le cave o i lotti o porzioni di cave non suscettibili di ulteriore sfruttamento, sebbene a loro volta elencate nell’art. 22-bis D.lgs. 199/2021, non sono espressamente richiamate all’interno nelle Linee Guida. Non risulta chiaro il perché di tale omissione, in quanto, tutte le aree elencate nell’articolo del D.lgs. 199/2021 permettono la realizzazione di impianti fotovoltaici senza la precedente acquisizione di permessi, eccetto eventuali valutazioni ambientali, poiché considerata come manutenzione ordinaria. Sarebbe opportuno, quindi, proprio in virtù del supposto tentativo di agevolare l’installazione di impianti rinnovabili, che il decreto indicasse tutti i siti di cui all’art. 22-bis del D.lgs 299/2021 come aree idonee.

Inoltre, le Linee Guida non specificano quali componenti dell’impianto debbano ricadere nelle aree idonee affinché questo possa beneficiare di eventuali regimi di favore, ossia non è chiaro se sia sufficiente che solo i moduli e gli inverter ricadano su tale area o se sia necessario ricomprendere anche le opere di connessione alla rete elettrica.

Quanto, invece, al campo di applicazione temporale, sembrerebbe che il legislatore faccia salvi solo i procedimenti autorizzativi avviati prima dell’entrata in vigore delle leggi regionali di attuazione del Linee Guida e aventi ad oggetto aree idonee ai sensi dell’art. 20, comm8, D.lgs. 199/2021, ossia quelle aree “immediatamente” idonee. Ne discende che sembrerebbero immediatamente applicabili le norme regionali suddette anche a tutti gli altri procedimenti autorizzativi che, alla data di entrata in vigore di tali norme, saranno in corso.

Negativamente, poi, sono stati accolti dal mercato la volontà di introdurre i limiti sopra elencati all’occupazione del suolo.

Ad oggi, la qualifica di Area Idonea rileva precipuamente per la possibilità, riservata agli impianti FV da realizzare sulle stesse, di accedere a procedure autorizzative meno onerose e, in particolare, alla procedura autorizzativa semplificata (“PAS”) di cui all’art. 6, D.lgs. 28/2011 il cui comma 9 bis prevede che su Aree Idonee è possibile autorizzare tramite PAS (e non in autorizzazione unica ex D.lgs. 387/2003) impianti FV fino a 10 MW. Quanto all’ambito dell’incentivazione, ad oggi, l’unico meccanismo attualmente in vigore per il fotovoltaico è ancora quello di cui D.M. 4 luglio 2019 (“FER I”) in attuazione del D.lgs. 28/2011 per il quale la qualifica di Area Idonea è irrilevante.

In un’ottica prospettica, tuttavia, le Aree Idonee rileveranno anche con riferimento alla possibilità di accesso ai futuri meccanismi incentivanti che, in virtù del D.lgs. 199/2021, saranno implementati. In particolare, in deroga al divieto di cui all’art. 65, comma 1, D.l. 1/2012, potranno accedere ai predetti incentivi anche gli impianti realizzati su aree agricole, purché non utilizzate e purché qualificate come Aree Idonee. Tuttavia, per quanto attiene queste ultime, il legislatore, non chiarisce dopo quanto tempo un’area agricola possa considerarsi inutilizzata e in base a quali requisiti possa ritenersi tale. Nell’art. 10 del D.lgs. 28/2011, previsione ormai abrogata, il legislatore aveva previsto una deroga per l’accesso agli incentivi per gli Impianti FV in area agricola nel caso in cui i terreni fossero stati “abbandonati da almeno 5 (cinque) anni”. Pertanto, non solo non è chiaro quando un’area si possa considerare inutilizza ma alla luce della sopracitata previsione, il termine “inutilizzate” risulta ambiguo non chiarendo se coincide con la qualifica di “terreni abbandonati” già utilizzata in passato dal legislatore o meno.

Inoltre, sempre in un’ottica futura, la qualifica di Area Idonea permetterà di ottenere una riduzione dei tempi relativi al provvedimento autorizzativo, nonché la non vincolatività del parere della Soprintendenza competente, laddove prescritto.

Infine, sebbene le Linee Guida prevedano una disciplina di favore per gli impianti agrivoltaici avanzati, la versione di settembre 2023 sembra eliminare qualsiasi tipo di beneficio per gli impianti agrivoltaici semplici in quanto equiparati sostanzialmente agli impianti FV standard.

In conclusione, non resta che attendere i futuri sviluppi relativi all’interlocuzione in corso tra Stato e Regioni[2] per valutare quali saranno effettivamente i nuovi limiti che graveranno sulla possibilità di sviluppare impianti fotovoltaici e, in generale, da FER in Italia.

Il contenuto di questo elaborato ha valore meramente informativo e non costituisce, né può essere interpretato, quale parere professionale sugli argomenti in oggetto. Per ulteriori informazioni si prega di contattare Piero Francesco Viganò, Ernesto Rossi Scarpa Gregorj e Elisa Maria Babbini.

[1] Il presente documento non deve, pertanto, considerarsi esaustivo, tenuto conto che, di volta in volta, si renderanno necessarie specifiche valutazioni in base alle caratteristiche del singolo progetto e/o del business case di riferimento. Si evidenzia, altresì, che i contenuti del presente documento saranno soggetti a modifiche in base all’evolversi della normativa. Vi preghiamo, pertanto, di non fare necessariamente affidamento sul presente documento per progetti e casi specifici, ma di considerarlo quale diretto a fornire solo una sintesi normativa in oggetto alla data della sua redazione

[2] Attualmente, infatti, le Linee Guida sono all’esame della Conferenza unificata Stato-Regioni.

Cos’è successo?

La società ricorrente (“Ricorrente”) opera nel settore della distribuzione e del trasporto di energia elettrica in qualità di utente del trasporto come “cliente grossista” ex art. 2, comma 4 D.Lgs. 79/1999. In data 29 maggio 2018, la Ricorrente veniva ammessa al concordato preventivo con continuità aziendale ex art. 186-bis, R.D. n. 267/1942, c.d. Legge Fallimentare. Il 28 settembre 2021, ARERA ha apportato alcune modifiche al capitolo 4 e agli allegati A.22, A.31, A.26, A.40 e A.69 del Codice di trasmissione, dispacciamento, sviluppo e sicurezza della Rete di Terna (“Codice di Rete”) tramite la Deliberazione n. 398/2021/R/EEL (“Delibera ARERA”). La modifica ha introdotto – inter alia – specifici requisiti che devono essere posseduti durante tutto il periodo di efficacia dei contratti conclusi con Terna S.p.A. per il servizio di dispacciamento (“Contratto di Dispacciamento”). Inoltre, tali novità trovano applicazione non solo per i Contratti di Dispacciamento stipulati a partire dalla data di efficacia di tale intervento regolamentare, ma anche ai Contratti di Dispacciamento conclusi precedentemente, in forza della c.d. clausola contrattuale di recepimento automatico delle modifiche al Codice di Rete.

In merito alla normativa rilevante nel caso in specie, il capitolo 4, punto 4.3.1.2 che, così come modificato dalla Delibera ARERA, impone tra i requisiti per la sottoscrizione di un contratto di dispacciamento che le controparti di Terna S.p.A.: “(iv) non si trovino in stato di fallimento, liquidazione coatta, concordato preventivo (anche in continuità aziendale) e non si trovino in uno stato di crisi d'impresa o di insolvenza prodromici alla dichiarazione di una delle predette condizioni”. Inoltre, precisa che i requisiti elencati devono essere posseduti anche dalle società controllanti, controllate e soggette alla medesima direzione e coordinamento delle controparti di Terna S.p.A.. Infine, si prevede che “nel caso di mancato rispetto di tutti requisiti elencati, il contratto di dispacciamento viene risolto da Terna (…)”. Infine, si ricordano i disposti degli articoli 1460 e 1461 Codice civile che stabiliscono delle ipotesi consentite di autotutela creditoria tra privati.

Alla luce di quanto appena esposto, la Ricorrente ha impugnato la Delibera ARERA e il Codice di Rete chiedendo l’annullamento di tutte le modifiche apportate dalla Delibera ARERA al capitolo 4 punto 4.3.1.2 e al relativo Allegato A.26 art. 14. In particolare, la Ricorrente ha rilevato – inter alia - la contrarietà della Delibera ARERA e del Codice di Rete (a) al principio di cui all’art. 95, comma 1 del Codice della Crisi d’Impresa; e (b) alla violazione della Direttiva UE n. 2019/1023. D’altra parte, Terna S.p.A. e ARERA hanno – inter alia – sostenuto che le modifiche di cui alla Delibera ARERA introdurrebbero un legittimo strumento di autotutela creditoria, in aggiunta a quelli previsti dagli artt. 1460-1461 Codice civile.

Il TAR, con la sentenza n. 2019/2022 (“Sentenza”), muove dall’assunto per cui la sottoscrizione di un Contratto di Dispacciamento sia condizione necessaria per la successiva sottoscrizione dei contratti per il servizio di trasporto dell’energia con le società distributrici da parte degli utenti del trasporto, tra i quali la Ricorrente. Ciò premesso, il TAR conclude sostenendo che è illegittimo il numero (iv) del capitolo 4, punto 4.3.1.2 del Codice di Rete perché risulta impossibile conciliare la necessaria continuità dello svolgimento dell’attività d’impresa, propria del concordato preventivo (art. 4 della Direttiva UE n. 2019/1023) con la risoluzione o l’impossibilità a sottoscrivere dei Contratti di Dispacciamento per soggetti che fondano il proprio core business su tale accordo con Terna S.p.A.. Inoltre, il TAR qualifica le modifiche introdotte dalla Delibera ARERA come illegittimi strumenti di autotutela a favore di Terna S.p.A. stessa, in quanto:

• il creditore è tutelato contrattualmente dall’intero patrimonio del debitore e non tramite condotte di autotutela creditoria considerate invece illegittime, salvo che per le ipotesi eccezionali riconducibili agli artt. 1460 e 1461 Codice civile;
• che situazioni attuali di inadempimento di un contraente debole nei confronti del monopolista (Terna S.p.A.) giustificano sia la risoluzione di diritto del contratto sia il rifiuto del monopolista alla stipulazione di un nuovo contratto; ma
• che una situazione di concordato preventivo non è assimilabile a quella di attuale inadempimento nei confronti di Terna S.p.A..

Perché è importante?

La Sentenza del TAR Lombardia è di interesse per due principali motivi:

• (i) riguardo alla possibile incompatibilità del concordato preventivo con le modifiche della Delibera ARERA, la decisione protegge gli operatori di mercato simili alla Ricorrente in questo periodo di forte incertezza economica, evitando l’esclusione dal mercato di imprese potenzialmente risanabili, ma gravate dalle difficoltà della situazione economica e dalle disposizioni sfavorevoli di cui alla Delibera ARERA;
• (ii) per quanto riguarda l’autotutela creditoria, la sentenza fornisce un rigoroso ragionamento giuridico che potrebbe essere applicato in altri procedimenti giudiziari riguardanti altre modifiche introdotte dalla Delibera ARERA. Un esempio è il procedimento in corso davanti al TAR Lombardia riguardante la modifica del Codice di Rete, in cui Terna ha il potere di risolvere Contratti di Dispacciamento o rifiutarsi di sottoscriverne di nuovi con imprese il cui amministratore sia “in comune con società inadempienti rispetto ad obbligazioni di pagamento nei confronti di Terna o con società che siano state titolari di un contratto di dispacciamento con Terna risolto per inadempimento” (capitolo 4, punto 4.3.1.2., lettera (iii) Codice di Rete) Il dettato dell’ordinanza cautelare del TAR Lombardia (n. 2178/2021) ha ritenuto tale modifica potenzialmente dannosa e potenzialmente giustificata da un rischio di danno.

Come possibile osservare sulla base della già citata ordinanza cautelare (n. 2178/2021), la Sentenza del TAR Lombardia ha implicazioni più ampie di quelle inerenti il singolo caso esaminato offrendo un quadro giuridico che potrebbe influenzare futuri procedimenti relativi ad altre modifiche introdotte dalla Delibera ARERA. In tal senso, la Sentenza pone le basi per ulteriori intervenuti volti a tutelare gli operatori del mercato come la Ricorrente in un contesto economico oltremodo incerto.

Cos’è successo?

In data 27 giugno 2022 sono state pubblicate dal MiTE: (i) le Linee Guida in Materia di Agrivoltaico (“Linee Guida”), redatte dal Consiglio per la ricerca in agricoltura e l’analisi dell’economia agraria (“CREA”) in collaborazione con il Gestore dei servizi energetici (“GSE”); e (ii) il documento che avvia la consultazione pubblica volta alla condivisione delle logiche alla base del futuro decreto (“Decreto MiTE”), che individuerà i criteri e le modalità per l’attribuzione degli incentivi per l’agrovoltaico, conformemente all’art. 14, comma 1 lett. c) D.Lgs. 199/2021. Le Linee Guida illustrano i requisiti che gli impianti agrivoltaici dovranno rispettare sia ai fini autorizzativi sia ai fini incentivanti. Tuttavia una regolamentazione definitiva sarà introdotta solo al momento della pubblicazione del Decreto MiTE. Ciononostante, è ragionevole aspettarsi che il Decreto MiTE recepirà le previsioni di cui alle Linee Guida, come anche ribadito nel documento di apertura della consultazione pubblica.

Le Linee Guida individuano due tipologie di soggetti idonei a combinare  produzione di energia elettrica e attività agricola sullo stesso terreno e, più precisamente:

• impresa agricola (singola o associata) ex 2135 c.c. (“Soggetto A”);
• associazione temporanea di imprese (“ATI”), “formata da imprese del settore dell’energia e da uno o più imprese agricole che, mediante specifico accordo, mettono a disposizione i propri terreni per la realizzazione dell’impianto agrovoltaico” (“Soggetto B”).

Per quanto riguarda il Soggetto B, le Linee Guida richiamano un particolare istituto giuridico introdotto dal D.lgs. 50/2016 (“Codice Appalti”) all’art. 3, comma 1, lett. u): l’associazione temporanea di imprese. Nella disciplina del Codice Appalti, l’ATI è stata concepita come una struttura contrattuale temporanea che permette la cooperazione tra imprese nell’ambito di una gara d’appalto ed è finalizzata ad ottenere l’aggiudicazione della stessa. L’ATI si costituisce mediante: (i) un contratto gratuito di mandato collettivo speciale con rappresentanza, conferito al legale rappresentate dell’impresa a capo del raggruppamento (“Mandataria”) ex art. 48, comma 13 Codice Appalti; (ii) un regolamento interno, che disciplinerà i rapporti e la cooperazione tra i partecipanti all’ATI. Inoltre, ai sensi dell’art. 48, commi 1 e 2 Codice Appalti è possibile costituire un’ATI in forma orizzontale o verticale: la principale differenza risiede nelle competenze apportate all’ATI rispettivamente dalle imprese partecipanti. Nella prima ipotesi (ATI orizzontale) le imprese apportano le medesime conoscenze e competenze tecniche; mentre, nella seconda tipologia (ATI verticale), la Mandataria porta nell’ATI le conoscenze e le competenze tecniche necessarie all’esecuzione della prestazione principale oggetto dell’appalto, laddove le altre imprese associate sono portatrici di prestazioni secondarie.

Un’ulteriore differenza tra le due configurazioni esposte relativa al diverso regime di responsabilità è prevista dall’art. 48, comma 5 Codice Appalti. Nell’ATI orizzontale tutti i partecipanti sono solidalmente responsabili verso la stazione appaltante, i subappaltatori o i fornitori per tutte le prestazioni oggetto d’appalto. Mentre, nell’ATI verticale, laddove l’esecuzione delle prestazioni è scorporata ed attribuibile specificatamente a ciascun associato, ogni impresa dovrà ritenersi responsabile per la prestazione attribuitagli, fermo però la responsabilità solidale della Mandataria verso i terzi. In ogni caso, con riferimento ai rapporti interni, sull’impresa inadempiente gli i membri dell’ATI potranno rivalersi del danno risarcito.

Come anticipato, le Linee Guida prevedono il ricorso allo schema dell’ATI per la gestione di progetti agrivoltaici senza, tuttavia, considerare il differente ambito (pubblicistico) entro il quale le ATI sono state elaborate. Preliminarmente, occorre soffermarsi sulla configurazione  - orizzontale o verticale - che l’ATI potrebbe assumere, in relazione però allo specifico contesto dell’agrivoltaico. Le Linee Guida menzionano infatti le ATI come forma di cooperazione tra uno o più produttori di energia e una o più imprese agricole, i quali apportano all’ATI differenti competenze non interscambiabili tra loro (quella relativa alla produzione di energia da fonte fotovoltaica e quella agricola). Da quest’ultima considerazione si potrebbe quindi desumere la qualificazione dell’ATI nell’ambito agrovoltaico come verticale, benché persistano alcune incongruenze: anzitutto, l’impossibilità di distinguere tra prestazioni principali e accessorie, come definite dalla stazione appaltante (o dal committente). Nel settore agrivoltaico, infatti, la distinzione risulterebbe problematica, in quanto sia la produzione di energia sia lo svolgimento dell’attività agricola sono da considerarsi elementi imprescindibili ai fini autorizzativi e ai fini incentivanti. Infine, con riferimento al mandato speciale, occorre peraltro osservare che se nella disciplina pubblicistica lo stesso veniva conferito “allo scopo di partecipare alla procedura di affidamento di uno specifico contratto pubblico, mediante presentazione di un’unica offerta”, nell’ambito oggetto d’esame, lo stesso verrebbe invece conferito con lo scopo di affidare alla Mandataria lo sviluppo del progetto e l’ottenimento degli incentivi, oltre che i rapporti con le autorità.

Perché è importante?

Le Linee Guida individuano finalmente le caratteristiche e i requisiti necessari che un sistema agrovoltaico dovrà possedere, in primo luogo, per essere qualificato come agrivoltaico e, inoltre, eventualmente per poter accedere agli incentivi di cui al PNRR, secondo quanto previsto dalla disciplina prevista dall’art. 65, comma 1-quater D.L. 1/2012. Benché fornisca indicazioni in merito alle strutture contrattuali adottabili, permangono però ancora numerosi aspetti irrisolti che si auspica saranno superati tramite l’approvazione del Decreto MiTE o delle successive Istruzioni Operative del GSE. In particolare, si fa riferimento a più chiare informazioni in merito alla struttura delle ATI in questo specifico contesto e sulla presenza o meno di ulteriori soggetti capaci di combinare adeguatamente la produzione di energia elettrica e l’attività agricola sullo stesso terreno.

Cosa è successo?

Il 7 luglio 2022, il TAR Lombardia ha accolto il ricorso di una società contro il giudizio negativo di compatibilità ambientale della Provincia di Lodi in riferimento all'installazione di un impianto fotovoltaico su un sito agricolo.

Nel caso in esame, il diniego di compatibilità ambientale si basava su un'interpretazione restrittiva del Programma Energetico Ambientale Regionale ("PEAR") della Lombardia. La Provincia di Lodi aveva argomentato che, ai sensi del PEAR, l'installazione dell'impianto fotovoltaico con le caratteristiche del progetto proposto non era compatibile con alcun tipo di sito agricolo.

La società ricorrente ha sottolineato all’interno del ricorso che questa interpretazione è in contrasto con le disposizioni nazionali e sovranazionali. Per quanto riguarda la normativa nazionale, l'art. 12, comma 7, D.Lgs. n. 387/2003 consente esplicitamente la realizzazione di impianti di energia rinnovabile su zone agricole; specifiche limitazioni possono essere introdotte dalle Regioni a condizione che tali limitazioni siano conformi al D.Lgs. n. 387/2003 e al Decreto Ministeriale del 10 settembre 2010. Quest'ultimo decreto stabilisce che l'identificazione delle aree non idonee deve essere stabilita dopo un adeguato esame del sito specifico. Nel caso in questione, il sito su cui doveva essere costruito l'impianto fotovoltaico non era incluso in un'area soggetta a restrizioni specifiche e, in linea con le disposizioni del PEAR, il ricorrente sosteneva che la costruzione avrebbe comunque consentito alcune pratiche agricole.

Il TAR, accogliendo le argomentazioni del ricorrente, ha affermato che: “le previsioni del PEAR sono vincolanti dal momento in cui le limitazioni previste risultino effettive. L’impianto fotovoltaico non è consentito se impedisce una pratica agricola. Ma se non la impedisce, a contrario, dovrebbe essere consentita. E deve essere l’amministrazione procedente a stabilire la sussistenza di questa limitazione nel caso concreto ovvero a ritenere inadeguata per il tipo di terreno la pratica agricola proposta. (…).”

Inoltre, il TAR ha concluso che la Provincia non aveva condotto un esame appropriato sul sito in cui sarebbe stato costruito l'impianto, tenendo conto del fatto che sul sito stesso non vi era alcuna coltura di qualità e, quindi, senza alcun vincolo specifico.

Pertanto, il Tribunale ha annullato la valutazione di compatibilità ambientale negativa.

Perché è importante?

Questa decisione del Tribunale Amministrativo chiarisce la necessità di una valutazione completa dei fattori specifici del sito per determinare la compatibilità dei progetti di energia rinnovabile su terreni agricoli. Ribadisce, inoltre, il principio che la costruzione di impianti di energia rinnovabile su siti agricoli è generalmente consentita.

Infatti, la non idoneità di un'area deve essere stabilita dopo un esame appropriato del sito specifico. Di conseguenza, un divieto generale e acritico di costruire impianti fotovoltaici su terreni agricoli è in contrasto con il suddetto principio. Questa sentenza può avere implicazioni più ampie per casi simili e contribuire alla promozione di iniziative energetiche sostenibili.

Cosa è successo

Il Consiglio di Stato ha emanato la sentenza n. 5465 del 30 giugno 2022 avente ad oggetto la questione dell’artato frazionamento di un impianto eolico.

Una società di sviluppo aveva costruito e gestito un impianto eolico (denominato “Morcone”) nella regione Campania, di potenza pari a 57 MW e, a distanza di circa sette anni, aveva avviato l’iter autorizzativo per la costruzione di un secondo impianto (denominato “Lisa”) nella stessa area e di potenza pari a 29,92 MW.

Nell’ambito dello sviluppo autorizzativo relativo al secondo progetto, la società di sviluppo aveva presentato istanza di valutazione di impatto ambientale (“VIA”) alla Regione Campania. Quest’ultima, considerando gli impianti “Lisa” e “Morcone” come un progetto unitario di potenza pari a circa 87 MW, aveva archiviato l’istanza di VIA, in quanto il progetto unitariamente considerato avrebbe dovuto essere sottoposto a VIA statale e non a VIA regionale. La VIA statale è infatti prevista per i progetti eolici di potenza superiore a 30 MW, ai sensi del d.lgs. n. 152/2006.

La titolare  dei progetti aveva lamentato, in primo grado, che il provvedimento impugnato fosse stato emesso in base all’erroneo presupposto della sussistenza  di un artato frazionamento di un unitario progetto in due distinti impianti. Di conseguenza non vi sarebbe stato alcun intento elusivo, né dal punto di vista autorizzatorio, né ambientale, né incentivante.

Lo sviluppatore aveva quindi lamentato che la Regione Campania avesse confuso due discipline distinte:

• l’Allegato 4 al d.m. 10 settembre 2010 (“Criteri per il corretto inserimento degli impianti”) disciplinerebbe gli effetti cumulativi degli impianti derivanti dalla compresenza di più impianti;
• l’”artato frazionamento” di un’iniziativa unitaria, che avrebbe invece intento elusivo.

In altri termini, la Regione Campania avrebbe confuso artato frazionamento, da un lato, ed effetti cumulativi di più impianti, dall’altro lato. Il caso di specie sarebbe ricaduto in questa seconda ipotesi, disciplinata dal summenzionato Allegato 4 al d.m. 10 settembre 2010 e in forza di tale norma, la ricorrente avrebbe correttamente trattato gli impatti cumulativi dei Progetti “Lisa” e “Moricone”.

Il giudice di primo grado (T.A.R. Campania) aveva accolto il ricorso del ricorrente in data 24 agosto 2021.

Il Consiglio di Stato non ha accolto questa impostazione e ha dichiarato che il motivo del ricorso originario era infondato. In particolare, il Consiglio di Stato sostiene che l’amministrazione competente può arrivare la conclusione che si tratti di un progetto unitario in base ad alcuni indici:

• l’unicità del centro di interessi (a sua volta desumibile da alcuni indici quali l'esistenza di un solo soggetto che interloquisce con la pubblica amministrazione e la medesimezza del soggetto a cui vanno imputati gli effetti della domanda di autorizzazione);
• l’unicità del punto di connessione;
• la localizzazione in aree vicine.

Di conseguenza:

• trattasi di un progetto da considerare come unitario di potenza pari a circa 87 MW;
• è quindi legittima la conclusione alla quale era pervenuta la Regione Campania circa l’individuazione della autorità competente in materia di VIA (lo Stato e non la Regione Campania).

Perché è importante

La sentenza in oggetto è importante per diversi motivi.

Innanzitutto, il Consiglio di Stato dà rilevanza al parere del Ministero della Transizione Ecologica del 31 agosto 2021, prot. n. 0092507, il quale afferma, inter alia, che il collegamento funzionale tra due impianti possa desumersi da elementi indiziari quali l’esistenza di un solo soggetto che interloquisce con la p.a. e l’unicità del punto di connessione.

Il parere del Ministero della Transizione Ecologica si pone in linea con ulteriori norme relative all’artato frazionamento degli impianti alimentati da fonti rinnovabili (i.e. D.M. 23 giugno 2016 dal punto di vista incentivante; Linee Guida allegate al D.M. 30 marzo 2015 dal punto di vista ambientale; paragrafo 11.6 dell’Allegato 1 al D.M. 10 settembre 2010 dal punto di vista autorizzativo), facendo riferimento a criteri già individuati in passato a livello legislativo e regolamentare.

Inoltre, il ragionamento del Consiglio di Stato pare sottintendere che un’elevata distanza temporale tra gli iter autorizzativi (nel caso di specie, addirittura sette anni) non è sufficiente a escludere l’esistenza di un c.d. “artato frazionamento”.

Infine, la sentenza potrebbe dar vita ad un filone giurisprudenziale propenso ad applicare estensivamente la nozione di “artato frazionamento”. Quest’eventualità pare di non poco conto in un periodo in cui saranno sempre più frequenti le operazioni di revamping e repowering di impianti eolici e fotovoltaici.

Cosa è successo

Il TAR Lazio, Roma ha respinto un ricorso avverso il rigetto del GSE alla proposta di progetto e il programma di misura (“PPPM”) relativa ad un progetto di riqualificazione degli impianti di illuminazione di alcuni punti vendita della Società ricorrente, condividendo appieno le motivazioni del GSE stesso.

Nel rigettare la PPPM, il GSE aveva ritenuto che la stessa non fosse stata presentata prima della “prima data di attivazione” del progetto e che la documentazione inoltrata non consentisse di verificare il soddisfacimento del requisito della c.d. “addizionalità”.

Per quanto attiene al concetto di “data di prima attivazione”, è necessario evidenziare che ciò che ha permesso al GSE, e di conseguenza al TAR, di definirne con precisione i contorni è stata la peculiarità dell’intervento di efficientamento energetico del caso specifico. Infatti, come sottolineato dal TAR, nel caso ad oggetto, è stato attuato un cosiddetto intervento “work in progress” in quanto il progetto unitario, sebbene iniziasse a generare risparmi già dalle prime sostituzioni effettuate, sarebbe stato completato solo nell’arco di più giorni. La questione di diritto si è incentrata, quindi, sulla valutazione circa la possibilità di considerare un progetto - che, alla “prima data di attivazione”, abbia già cominciato a generare risparmi energetici - “non (…) più in corso di realizzazione, sebbene non (…) ultimato”. Il TAR ha ritenuto pienamente condivisibile la posizione del GSE laddove ha specificato che è “dirimente stabilire quando (…) [il] risparmio, ancorché non contabilizzato, abbia cominciato a generarsi per effetto dell’intervento” e per questo motivo la prima data di attivazione è “la prima data nella quale almeno uno dei clienti partecipanti, grazie alla realizzazione del progetto stesso, inizia a beneficiare di risparmi energetici, anche qualora questi non siano misurabili”.

Per quanto attiene, invece, alla effettiva addizionalità dell’intervento, il TAR ha sottolineato che l’obbligo di doverla dimostrare, siccome è uno dei presupposti di base su cui vengono calcolati i risparmi conseguiti e, quindi, i TEE da riconoscersi, discenderebbe direttamente dalla definizione del concetto di “risparmio netto”. Nella sentenza viene evidenziato che questo corrisponde “alla sottrazione dal risparmio lordo (differenza tra i consumi ex ante e consumi ex post) dei risparmi (non addizionali) che, in assenza dell’intervento, si sarebbero comunque realizzati per effetto dell’evoluzione tecnologica, normativa e di mercato”.

Perché è importante

Con la pubblicazione di questa sentenza il TAR Lazio, Roma ha colto l’occasione per chiarire:

• da un lato, che la data di attivazione corrisponde al primo momento in cui, sebbene l’intervento di efficientamento non sia stato ancora completato, viene generato un risparmio e,
• dall’altro lato, che la dimostrazione dell’effettiva addizionalità discende dal calcolo del c.d. “risparmio netto” come sopra definito.

Nel programmare le tempistiche di presentazione dei progetti, dunque, gli operatori dovranno valutare attentamente che il relativo progetto non abbia, anche in misura minima, già cominciato a produrre alcun risparmio energetico.

Cosa è successo 

Il T.A.R. Milano si è pronunciato a favore del gestore di rete ricorrente che ha impugnato la deliberazione con cui ARERA aveva accolto il reclamo di un operatore avverso al diniego di modifica di un preventivo di connessione.

Nel caso specifico, l’operatore, allo scadere del termine di 45 (quarantacinque) giorni della validità del preventivo di connessione, invece che accettarlo, ne aveva richiesto la modifica al fine di costruire l’impianto su un sito diverso rispetto a quello originariamente previsto. Poiché lo spostamento dell’impianto avrebbe comportato una modifica spaziale sensibile rispetto al sito individuato originariamente e avrebbe, inoltre, comportato “l’alterazione della soluzione tecnica individuata” a causa della necessaria variazione del punto di inserimento della rete esistente, il gestore di rete aveva rigettato la richiesta. L’operatore aveva, quindi, proposto reclamo ad ARERA che lo aveva accolto giustificando la propria decisione sulla base della mancanza di un’adeguata motivazione del rifiuto del gestore.

Il T.A.R. Milano, tuttavia, si è pronunciato a favore del distributore ricorrente ed ha argomentato la propria decisione sottolineando che le motivazioni del distributore poste a fondamento del diniego di modifica non potevano essere considerate “apodittiche ed inidonee”, come sostenuto da ARERA, e dovevano essere ritenute, invece, conosciute e “perfettamente intellegibili” dall’operatore al quale, oltretutto, data la specificità del settore, è richiesto il rispetto di uno standard di comportamento e diligenza particolarmente alto.

In aggiunta, il T.A.R. ha colto l’occasione per ribadire che ARERA dovrebbe monitorare con attenzione la fase genetica della produzione di energia. Questo soprattutto perché le richieste di modifica dei preventivi di connessione da parte di operatori con intento speculativo rischiano di provocare un intasamento virtuale della rete che andrebbe a scapito degli operatori seriamente intenzionati alla realizzazione dei loro progetti.

Perché è importante

Attraverso l’emanazione di questa sentenza il T.A.R. Milano ha ribadito che i comportamenti speculativi e opportunistici relativi alla richiesta di modifica sostanziale dei preventivi di connessione sono da contrastare.

È, infatti, necessario ricordare che i preventivi di connessione “prenotano” parte della capacità potenziale della rete e che la rete stessa non ha “illimitata capacità […] di assorbire tutta la potenza generata nei vari territori”. La conseguenza di tali comportamenti, come già accaduto in passato, potrebbe essere l’impossibilità per operatori con intenzioni serie di realizzare i rispettivi progetti.

Cosa è successo?

Il Consiglio di Stato ha riformato la sentenza del TAR Lazio che confermava il provvedimento con cui il GSE aveva denegato l’accesso agli incentivi stabiliti dal D.M. 6 luglio 2012 per la costruzione di un nuovo impianto eolico da 200 kW. La motivazione del diniego era incentrata sul mancato possesso del preventivo di connessione al momento dell’iscrizione al Registro.

Nel caso di specie, il ricorrente aveva ottenuto dal gestore di rete e accettato un preventivo di connessione per una potenza di 900 kW. Tuttavia, poi, l’impianto era stato autorizzato e realizzato per una potenza di soli 200 kW.

Successivamente, il ricorrente ha richiesto l’iscrizione al Registro, presentando il preventivo di connessione rilasciato per 900 kW. Nelle more dell’accoglimento ha chiesto al Gestore di rete la modifica in diminuzione (da 900 kW a 200 kW) del preventivo di connessione.

Nonostante quanto precede, prima il GSE e successivamente poi anche il TAR Lazio avevano ritenuto che il ricorrente non fosse in possesso del preventivo di connessione al momento dell’iscrizione al Registro.

Il Consiglio di Stato ha argomentato l’accoglimento dell’appello di Wind One S.r.l., evidenziando che la diminuzione della potenza è una modifica ammissibile e non sostanziale ai sensi delle procedure applicative del D.M. 6 luglio 2012 del gennaio 2014 (“Procedure Applicative”). Di conseguenza, questa differenza, secondo la pronuncia del Consiglio di Stato, non poteva essere ritenuta ostativa all’ammissione agli incentivi.

Perché è importante?

Viene, anzitutto, identificata in maniera chiara la funzione del preventivo di connessione. La tesi del ricorrente che ne sottolinea la funzione di “prenotazione” viene ritenuta condivisibile.

Di conseguenza, viene sottolineato che è problematico solo il caso in cui vi sia un aumento di potenza.

Infatti, il Consiglio di Stato ritiene corretto che: ”(p)oiché il preventivo di connessione accettato ha una funzione di “prenotazione” della potenza di immissione rispetto ad un punto di rete (c.d. cabina), è indifferente in sede di autorizzazione che l'impianto originariamente ipotizzato per una potenza (nel caso 0,9 MW) venga alla fine autorizzato per potenza inferiore (nel caso 0,2 MW), perché per legge fisica una cabina che regge una immissione di potenza maggiore è in grado di reggere una potenza inferiore; non lo sarebbe per il caso inverso di istanza per un impianto inferiore e autorizzazione per un impianto di potenza maggiore”

Un altro aspetto evidenziato è che la diminuzione della potenza non è una “variante sostanziale” ai sensi delle Procedure Applicative. Di conseguenza, se la potenza contenuta nel preventivo di connessione risulta maggiore rispetto a quella realizzata e autorizzata ciò non osta all’ammissione agli incentivi.

Cos’è successo

Il Decreto Legge n. 17/2022, conosciuto come Decreto Energia, contiene diverse misure per contenere l'aumento dei prezzi dell'energia e del gas naturale.

Di seguito, si riporta una sintesi delle principali disposizioni:

1. Misure per il contenimento dei prezzi dell'energia e del gas naturale:
2. Oneri di sistema: L'Autorità di Regolazione per Energia, Reti e Ambiente (ARERA) è incaricata di annullare le tariffe relative agli oneri generali di sistema per il secondo trimestre del 2022 per le utenze domestiche e non domestiche con potenza fino a 16,5 kW, nonché per usi specifici come l'illuminazione pubblica e la ricarica di veicoli elettrici accessibili al pubblico. Inoltre, le tariffe per il settore del gas saranno ridotte complessivamente di 250 milioni di euro per lo stesso trimestre.
3. IVA sul gas metano: L'aliquota IVA per il gas metano utilizzato per usi civili e industriali viene ridotta al 5% per i mesi di aprile, maggio e giugno.
4. Credito d'imposta per imprese energivore e a forte consumo di gas naturale: Le imprese definite "energivore" e le imprese con un aumento dei costi energetici del 30% rispetto al primo trimestre del 2019 possono beneficiare di un credito d'imposta pari al 20% delle spese sostenute per l'energia elettrica utilizzata nel secondo trimestre del 2022. Lo stesso credito d'imposta si applica alle imprese che hanno subito un aumento del prezzo del gas naturale superiore al 30% rispetto al prezzo medio del secondo trimestre del 2019, purché operino in settori specifici e abbiano un consumo energetico significativo.
5. Misure di semplificazione:
6. Impianti su edifici e piccoli impianti: la realizzazione di impianti fotovoltaici su edifici non richiede più un atto di assenso, a meno che l'edificio si trovi in aree vincolate. Inoltre, per gli impianti con una potenza compresa tra 50 kW e 200 kW, è possibile presentare una semplice comunicazione di inizio lavori.
7. Impianti agrovoltaici e su aree agricole: gli impianti fotovoltaici che occupano una superficie non superiore al 10% dell'area destinata all'attività agricola possono accedere agli incentivi. Questa limitazione si applica anche a tutti gli impianti fotovoltaici su aree agricole. Inoltre, il parere in materia paesaggistica non è vincolante se rilasciato nell'ambito della valutazione di impatto ambientale per gli impianti a fonti energetiche rinnovabili su aree idonee.
8. Demanio militare e impianti a fonti energetiche rinnovabili (FER): il Ministero della Difesa può concedere in locazione beni del demanio per la realizzazione di impianti FER o usufruirne direttamente, rispettando le norme vigenti. Gli enti militari territoriali possono partecipare alle comunità energetiche rinnovabili.

Queste sono solo alcune delle disposizioni presenti nel Decreto Energia, ma forniscono una panoramica generale delle misure adottate per il contenimento dei prezzi dell'energia e del gas naturale e per semplificare le procedure legate agli impianti di produzione di energia da fonti rinnovabili.

Perché è importante

Il Decreto Energia è importante perché mira ad affrontare alcune problematiche cruciali nel settore dell'energia e del gas naturale, offrendo soluzioni e misure concrete. Ecco alcuni motivi per cui le disposizioni del Decreto sono rilevanti:

1. Contenimento dei prezzi dell'energia e del gas: il Decreto prevede misure volte a ridurre gli oneri di sistema e l'aliquota IVA sul gas metano. Queste azioni mirano a contrastare l'aumento dei prezzi dell'energia e del gas, che può avere un impatto significativo sulle famiglie, sulle imprese e sull'economia nel suo complesso.
2. Sostegno alle imprese: il Decreto fornisce incentivi alle imprese energivore e a forte consumo di gas naturale, che potrebbero essere particolarmente colpite dagli aumenti dei costi energetici. Il credito d'imposta sulle spese energetiche sostenute nel secondo trimestre del 2022 può alleviare la pressione finanziaria su queste imprese, consentendo loro di mantenere la competitività e la sostenibilità delle attività produttive.
3. Promozione delle energie rinnovabili: le misure di semplificazione previste nel Decreto favoriscono la realizzazione di impianti fotovoltaici su edifici, consentendo una maggiore diffusione delle fonti energetiche rinnovabili. Inoltre, l'accesso agli incentivi per gli impianti agrovoltaici e l'utilizzo di beni del demanio militare per gli impianti a fonti energetiche rinnovabili favoriscono lo sviluppo di progetti sostenibili e contribuiscono alla transizione verso un sistema energetico più pulito.
4. Semplificazione delle procedure: le misure di semplificazione del Decreto riducono la burocrazia e semplificano le procedure per l'installazione degli impianti energetici. Ciò favorisce una maggiore efficienza nell'implementazione di progetti e riduce gli oneri amministrativi per gli operatori del settore.

In sintesi, il Decreto Energia si propone di affrontare sfide cruciali nel settore energetico, promuovendo la sostenibilità, il contenimento dei prezzi e la semplificazione delle procedure. Queste misure mirano a garantire un accesso equo all'energia, sostenere l'economia e favorire la transizione verso fonti energetiche più pulite e rinnovabili.

Cos’è successo

La società ricorrente aveva progettato la realizzazione di un impianto fotovoltaico su un terreno precedentemente utilizzato come cava nella Regione Abruzzo. Al fine di valutare l'impatto ambientale del progetto, la società ha sottoposto il progetto alla valutazione di assoggettabilità alla valutazione di impatto ambientale (VIA), coinvolgendo il Servizio Valutazioni ambientali e il Comitato di Coordinamento Regionale per la Valutazione di Impatto Ambientale della Regione Abruzzo (CCR-VIA), ricevendo un provvedimento negativo.

La società ha deciso di impugnare sia la nota emessa dal CCR-VIA sia il giudizio allegato alla nota, insieme ad altri atti correlati, tra cui il parere espresso dalla Provincia di Teramo e il Piano Territoriale di Coordinamento provinciale. La ricorrente ha contestato vari motivi, tra cui la distorsione dei fatti e della documentazione relativi all'area e allo studio preliminare ambientale, nonché l'applicazione errata di norme riguardanti il procedimento di screening VIA.

Inoltre, la società ha sostenuto che il CCR-VIA abbia adottato provvedimenti privi di ragionevolezza, logicità, chiarezza espositiva e chiarezza nei presupposti, violando principi come la proporzionalità, il buon andamento dell'amministrazione e il principio di precauzione comunitario. Un altro motivo di impugnazione riguardava il mancato rispetto dell'art. 10-bis della legge 241/1990, che prevede la comunicazione dei motivi ostativi all'accoglimento dell'istanza.

Il TAR Abruzzo ha dichiarato fondati i primi tre motivi di ricorso, che sono stati valutati congiuntamente, e ha assorbito il quarto motivo, che evidenziava un vizio formale nel procedimento. Il tribunale ha ribadito il ruolo del processo di valutazione di assoggettabilità a VIA nel valutare gli effetti dell'attività sull'ambiente, garantendo al contempo una certa celerità. Tuttavia, ha ritenuto che i criteri seguiti dal CCR-VIA non fossero conformi alle disposizioni normative di riferimento.

Il giudice amministrativo ha analizzato le problematiche sollevate dalla ricorrente e ha riconosciuto la mancanza di giustificazione, l'automatismo formale e un grado di approssimazione inadeguato nelle argomentazioni del CCR-VIA. Questo comportamento amministrativo è stato considerato contrario alle disposizioni dell'art. 19 del Codice dell'Ambiente, nonché ai principi generali del diritto amministrativo sollevati dalla ricorrente. Di conseguenza, il TAR ha annullato i provvedimenti.

Perché è importante

La decisione del TAR Abruzzo ha evidenziato un approccio inadeguato nella valutazione degli impatti ambientali di un progetto, rispetto a quanto presentato nello studio preliminare ambientale. In particolare, si è notato che la considerazione dell'area come "agricola di pregio" è stata basata su valutazioni approssimative e astratte, senza un'analisi approfondita dei documenti presentati o una verifica concreta delle caratteristiche dell'area. Il giudice amministrativo ha evidenziato che l'area era stata utilizzata come cava di argilla per trent'anni, rendendo i terreni infertili dal punto di vista agricolo e privi delle supposte qualità pregiate.

Inoltre, è stata criticata la presunta interferenza dei pannelli fotovoltaici con la fascia di rispetto del fiume e il ciclo vitale degli uccelli selvatici, senza fornire una motivazione adeguata, violando così le disposizioni dell'art. 19 del Codice dell'Ambiente e i principi di buona amministrazione.

La decisione del TAR Abruzzo solleva alcune considerazioni importanti per il mercato energetico. Innanzitutto, sottolinea che la valutazione ambientale tramite lo Screening VIA, pur essendo volta a garantire rapidità, non deve condurre all'approssimazione, in quanto ciò sarebbe contrario ai principi di buon governo e alla libertà di iniziativa economica privata, gravando ingiustamente sulle imprese. Inoltre, si evidenzia l'importanza di una valutazione specifica e concreta del sito interessato per la realizzazione di impianti di produzione di energia rinnovabile in un'area agricola di pregio, al fine di giungere a una valutazione completa dell'impatto ambientale del progetto.

Infine, si solleva l'importanza della comunicazione dei motivi ostativi da parte dell'autorità competente in un procedimento amministrativo, consentendo così all'istante di integrare la richiesta con documentazione più approfondita. Il TAR ha sostenuto che la mancanza di documentazione non può essere considerata di per sé un "ulteriore impatto significativo" e dovrebbe essere seguita da una richiesta di integrazione documentale prima di giungere a una valutazione completa dell'assoggettabilità del progetto alla VIA. Questo sottolinea il principio generale che richiede all'autorità competente di comunicare tutti i motivi che ostacolano l'accettazione dell'istanza presentata, consentendo un giudizio completo ed efficace.

Cos’è successo

L'articolo 15 bis, D.L. n. 4/2022 (convertito in legge con la L. n. 25/2022), modifica gli incentivi erogati a determinati impianti energetici e il prezzo dell'energia per gli impianti che non accedono a forme di incentivazione nel periodo da febbraio a dicembre 2022. I destinatari della norma sono gli impianti fotovoltaici di potenza superiore a 20 kW che beneficiano di incentivi fissi del Conto Energia e gli impianti di potenza superiore a 20 kW alimentati da fonti solari, idroelettriche, geotermiche ed eoliche che non hanno accesso a meccanismi di incentivazione e sono entrati in funzione prima del 1 gennaio 2010.

È stato introdotto un meccanismo di "compensazione a due vie sul prezzo dell'energia" per gli impianti sopra menzionati nel periodo dal 1 febbraio 2022 al 31 dicembre 2022. La compensazione viene calcolata confrontando il prezzo di riferimento con il prezzo di mercato. Il prezzo di riferimento è determinato dalla Tabella 1 allegata al decreto e varia per ogni zona di mercato. Il prezzo di mercato può essere il prezzo zonale orario di mercato dell'energia elettrica per gli impianti fotovoltaici o per gli impianti alimentati da fonti solari, idroelettriche, geotermiche ed eoliche entrati in funzione prima del 1 gennaio 2010. Può anche essere il prezzo indicato nei contratti di fornitura stipulati prima del 27 gennaio 2022 che non soddisfano determinate condizioni o la media mensile dei prezzi zonali orari di mercato per gli impianti alimentati da fonti solari, idroelettriche, geotermiche ed eoliche entrati in funzione prima del 1 gennaio 2010 e che rispettano determinate condizioni.

Se la differenza tra il prezzo di riferimento e il prezzo di mercato è negativa, il Gestore dei Servizi Energetici (GSE) versa tale importo al produttore dell'impianto. Se la differenza è positiva, il GSE richiede il pagamento al produttore o effettua un conguaglio.

È importante notare che la disposizione non si applica ai contratti di vendita di energia generata dagli impianti entrati in funzione prima del 1 gennaio 2010 e stipulati prima del 27 gennaio 2022, a condizione che il prezzo medio non superi del 10% il valore del prezzo di riferimento indicato nella Tabella 1.

Perché è importante

L’applicazione di questa norma potrebbe influenzare gli importi degli incentivi ricevuti dagli impianti soggetti a determinati regimi di incentivazione. Se il prezzo di mercato dell'energia supera la media registrata in periodi specifici, i produttori dovranno versare la differenza al GSE (Gestore dei Servizi Energetici). Al contrario, se il prezzo di mercato è inferiore alla media registrata, il GSE sarà tenuto a versare la differenza al produttore.

La norma sembra bilanciare gli interessi coinvolti, riducendo i profitti in caso di prezzi di mercato elevati e sostenendoli in caso di prezzi bassi. Tuttavia, poiché la norma è applicabile solo per un periodo limitato, potrebbe avere un impatto negativo sui produttori nel caso in cui i prezzi di mercato rimangano alti per tutto l'anno 2022.

Si ritiene, inoltre, che possano sussistere anche alcuni profili di incostituzionalità della normativa. In particolare, si rinviene una potenziale violazione del principio di uguaglianza, in quanto si applica solo a determinati operatori del settore energetico, e una possibile violazione del principio di capacità contributiva, nonché del principio del legittimo affidamento.

La norma, infine, potrebbe frenare gli investimenti nel settore delle energie rinnovabili e potrebbe risultare in violazione dell’ulteriore principio generale della certezza del diritto.

Ciononostante, le decisioni passate della Corte costituzionale italiana con riferimento ad interventi normativi analoghi (v. il c.d. “spalmaincentivi”) non sono state favorevoli, così come quelle della Corte di Giustizia dell'Unione Europea che, in passato, ha confermato la discrezionalità degli Stati membri nel modificare o sopprimere i regimi di sostegno per le energie rinnovabili.

Alla luce di queste considerazioni, le probabilità di una dichiarazione di incostituzionalità della norma sono attualmente basse.

Cosa è successo

Il T.A.R. Lazio ha emanato una sentenza sul ricorso proposto dal Comune di Velletri avverso il provvedimento, emanato dalla Città Metropolitana di Roma Capitale, che autorizzava la società Latina Biometano S.r.l. alla costruzione ed esercizio di un impianto di produzione di biometano (l’”Autorizzazione”). Nello specifico, l’Autorizzazione autorizzava la costruzione e l’esercizio di un impianto di produzione da biometano da fonte rinnovabile (biomasse), per una portata di 510 sm3/h, con annessa digestione anaerobica e compostaggio della biomassa (tra cui: letame bovino e bufalino, separato solido di liquame bovino).

Il Comune ricorrente aveva impugnato l’Autorizzazione sotto diversi profili. Uno di essi era che il progetto di impianto avrebbe dovuto essere sottoposto alle procedure di assoggettabilità alla valutazione di impatto ambientale (“Screening VIA”), che, invece, non era stata eseguita.

La doglianza del Comune di Velletri si basava su quanto disposto al punto 7, lett. z.b), dell’allegato IV alla parte II del Codice dell’Ambiente, secondo cui devono essere sottoposti a Screening VIA tutti gli impianti nei quali siano svolte operazioni di recupero di “rifiuti non pericolosi” con capacità di trattamento superiore a 10 t/giorno.

Va da sé che la legittimità della doglianza del Comune di Velletri, sotto questo profilo, passava dalla qualifica della biomassa utilizzata come “rifiuto”.

Ebbene, l’art. 185 del Codice dell’Ambiente afferma che “i sottoprodotti di origine animale” sono esclusi dal campo di applicazione della parte IV del Codice dell’Ambiente (Norme in materia di rifiuti e di bonifica dei siti inquinati), qualora non destinati ad incenerimento, smaltimento in discarica o utilizzo in un impianto di produzione di biogas.

Tra i sottoprodotti di origine animale, rientra lo stallatico (si veda in proposito il Reg. 1069/2009 CE), definito come “gli escrementi animali e/o l’urina di animali di allevamento diversi dai pesci d’allevamento, con o senza lettiera”.

Qualora essi siano utilizzati per le finalità sopra descritte, anche ai “sottoprodotti di origine animale” si applica la parte IV del Codice dell’Ambiente. Si noti in proposito che la Corte equipara la produzione di biogas a quella di biometano.

Pertanto, nel caso di specie, si rientrerebbe nell’ambito di applicazione della parte IV del Codice dell’Ambiente, in quanto i “sottoprodotti” utilizzati sono finalizzati alla produzione di biometano.

Ciononostante, secondo il T.A.R., tale circostanza non comporta una automatica classificazione come “rifiuto”. Possono infatti esserci dei materiali che, pur rientrando nel campo di applicazione della parte IV del Codice dell’Ambiente, sono qualificabili come “sottoprodotti” (come disciplinati all’art. 184 – bis del Codice dell’Ambiente) e non come “rifiuti”.

Da tale circostanza deriva che l’impianto in oggetto non doveva necessariamente essere assoggettato a c.d. “Screening VIA” ai sensi del punto 7, lettera z.b), allegato IV alla parte II, in quanto non qualificabile come impianto nel quale si svolgono operazioni di recupero di rifiuti.

Perché è importante

Il principio espresso dal T.A.R. Lazio pare importante per due aspetti tra loro connessi. In primo luogo, la biomassa composta da effluvi animali è qualificabile come “sottoprodotto”. In secondo luogo, e di conseguenza, deriva che, pur rientrando nell’ambito di applicazione della parte IV del Codice dell’Ambiente, essi non sono qualificabili come “rifiuti”.

Da ciò deriva senz’altro una semplificazione nell’iter autorizzativo per la costruzione e l’esercizio di impianti di produzione di biometano alimentati da biomassa prodotta da effluvi animali. Essi, infatti, secondo la recente interpretazione del TAR Lazio, non sono assoggettati alla procedura di Screening VIA di cui al punto 7, lett. z.b), dell’allegato IV alla parte II del Codice dell’Ambiente.

Cosa è successo

Il Consiglio di Stato ha emanato due sentenze che confermano il dispositivo di annullamento contenuto nelle due sentenze impugnate del T.A.R. Lazio (rispettivamente n. 6350/2021 e 6351/2021).

Tali ultime sentenze avevano annullato i provvedimenti emanati dal Consiglio dei Ministri, che avevano accolto l’opposizione del Ministro per i beni e le attività culturali e per il turismo (“MIBACT”) avverso due autorizzazioni uniche alla realizzazione e all’esercizio di impianti fotovoltaici, emanati dalla Regione Lazio per due impianti dalla potenza nominale pari rispettivamente a 150 e 90 Mwp (“Impianti”).

In particolare, il MIBACT aveva fatto opposizione al Consiglio dei Ministri avverso le autorizzazioni (poi accolte dal Consiglio dei Ministri stesso esercitando un potere di alta amministrazione), dopo aver espresso parere negativo nel corso degli iter autorizzativi dei rispettivi Impianti.

Il Consiglio di Stato è stato pertanto chiamato a valutare la legittimità dell’opposizione proposta dal MIBACT e accolta dal Consiglio dei Ministri, mediante due sentenze le cui motivazioni sono pressoché identiche.

In primo luogo, gli Impianti non insistono direttamente su aree di cui l’Amministrazione avesse positivamente dimostrato la sottoposizione a vincolo paesaggistico, archeologico, idraulico o boschivo, né la pendenza di un procedimento teso alla futura apposizione di un vincolo siffatto. Peraltro, gli Impianti non ledono direttamente beni vincolati ovvero beni paesaggistici né con emergenze archeologiche poste ad una distanza giuridicamente rilevante dall’impianto.

In considerazione di tali profili, il Collegio conclude che il MIBACT non abbia il potere di opporsi ad iniziative private tramite opposizione avanti il Consiglio dei Ministri, a meno che decisioni di altre Amministrazioni siano ritenute direttamente lesive di beni già dichiarati, nelle forme di legge, di interesse ambientale, paesaggistico o culturale e pertanto sottoposti a forme di protezione o regimi giuridici speciali. L’attività amministrativa deve essere infatti esercitata perseguendo “i fini determinati dalla legge” (art. 1 della L. 241/90) e, pertanto, la tutela di beni specifici è legittima nei limiti in cui sia stata dichiarata “nelle forme di legge”.

Il Consiglio di Stato rileva inoltre che il PTPR ammette, nell’area individuata per la realizzazione dell’impianto, impianti di tale natura e che non sono stati peraltro individuati impatti in termini di visibilità/fertilità dei suoli, che avrebbero dovuto essere dimostrati dalla amministrazione opponente. Infine, il MIBACT non avrebbe individuato alternative meno impattanti sull’interesse privato, ma comunque idonee a preservare gli interessi pubblici coinvolti, in violazione del principio di proporzionalità dell’azione amministrativa 

Perché è importante

Il Consiglio di Stato precisa, tramite l’emanazione di queste sentenze, che il potere del MIBACT di opporsi alle iniziative private tramite opposizione dinanzi al Consiglio dei Ministri è un potere vincolato e fondato su specifici requisiti. In particolare, è necessario che altre amministrazioni abbiano dato parere positivo ai progetti, ledendo direttamente beni già dichiarati di interesse pubblico (ambientale, paesaggistico, culturale) nelle forme di legge.

Tale interpretazione riduce fortemente la discrezionalità nell’esercizio del potere di opposizione del MIBACT, che deve essere vincolato alla lesione diretta di beni alla cui tutela il MIBACT stesso è preposto e che non può basarsi su motivazioni di carattere meramente apodittico.

Peraltro, il Collegio rileva che incombe sulla amministrazione opponente l’onere di dimostrare l’effettivo impatto negativo sugli altri interessi coinvolti (nel caso di specie, la tutela paesaggistica e la fertilità dei suoli), nonché l’onere di indicare alternative meno impattanti sull’interesse del privato, tutelato dall’art. 41 della Costituzione, secondo il generale principio di proporzionalità dell’azione amministrativa.

Cos’è successo

Con specifico riferimento alle concessioni di impianti idroelettrici con una potenza nominale media superiore a 3 MW, l’articolo 11 quater, d.l. n. 135/2018 (c.d. “D.L. Semplificazioni”, convertito con modificazioni in l. n. 12/2019) ha modificato il d.lgs. n. 79/1999.

La nuova disciplina prevede che alla scadenza, decadenza o rinuncia delle concessioni delle opere idroelettriche (c.d. “opere bagnate”), queste passino a titolo gratuito alla relativa Regione. Viene, tuttavia, previsto un indennizzo pari al valore non ammortizzato del bene oggetto di investimento nel caso in cui gli investimenti fatti dal concessionario sulle predette opere siano stati previsti dall’atto concessionario o autorizzati dal concedente. Per quanto attiene, invece, le opere non strettamente funzionali all’esercizio dell’impianto idroelettrico (c.d. “opere asciutte”), viene riconosciuta la corresponsione di un prezzo.

Per le Regioni è prevista la possibilità di assegnare le concessioni (i) ad operatori economici privati, tramite l’esperimento di procedure ad evidenza pubblica; (ii) a società con capitale sia pubblico che privato, previo esperimento di procedure ad evidenza pubblica per l’individuazione del socio privato (c.d. partenariato pubblico-privato “istituzionale”); (iii) tramite l’istituto del partenariato pubblico-privato c.d. “contrattuale”.

Le Regioni, entro il termine del 31 ottobre 2020, devono disciplinare le procedure di assegnazione delle concessioni che, in base alle previsioni del nuovo testo dell’art. 12, d.lgs. n. 79/1999, dovranno includere, inter alia, le modalità per lo svolgimento delle procedure, i criteri di ammissione e di assegnazione delle concessioni, i requisiti di capacità finanziaria, organizzativa e tecnica, i criteri di valutazione delle proposte progettuali e i termini di durata delle nuove concessioni.

I concessionari sono tenuti a corrispondere con cadenza semestrale un canone, il cui ammontare è determinato dalla relativa legge regionale, composto di una componente fissa e di una variabile. La componente fissa è calcolata sulla base della potenza nominale media di concessione, mentre la componente variabile è determinata come percentuale dei ricavi normalizzati, sulla base del rapporto fra la produzione dell'impianto, al netto dell'energia fornita alla regione, ed il prezzo zonale dell'energia elettrica. Gli importi corrisposti dai concessionari a titolo di canone come sopra determinato sono destinato, nella misura minima del 60%, alle Provincie sul cui territorio insistono le singole derivazioni.

Perché è importante

Il D.L. Semplificazioni ha ridefinito la disciplina sulle concessioni di grandi derivazioni d’acqua ad uso idroelettrico rendendola efficiente e coerente con le disposizioni dell’ordinamento dell’Unione Europea.

L'obiettivo di queste modifiche è stato quello di rendere questa disciplina più efficiente, ovvero più funzionale e pratica nella gestione delle concessioni. Allo stesso tempo, si è cercato di renderla coerente con le normative e le regolamentazioni stabilite a livello dell'Unione Europea.

In altre parole, il Decreto ha cercato di semplificare e migliorare la gestione delle concessioni di grandi impianti idroelettrici, garantendo che queste regole siano in linea con le direttive e i requisiti stabiliti a livello europeo. Ciò ha lo scopo di favorire una maggiore armonizzazione e standardizzazione delle pratiche in materia di concessioni idroelettriche, promuovendo una migliore integrazione e cooperazione tra i Paesi membri dell'Unione Europea che hanno impianti idroelettrici. Questo può comportare benefici come una maggiore trasparenza, un'efficace utilizzazione delle risorse idriche e una gestione sostenibile e in linea con gli standard europei nel settore idroelettrico.

Occorrerà ora vedere come le singole Regioni implementeranno la normativa nazionale sopra descritta per poterne valutare definitivamente l’efficacia e l’incisività.