Premesse

La capacità complessiva delle richieste di connessione alla RTN relative agli impianti alimentati da fonti rinnovabili è, ad oggi, pari a circa 314,21 GW di cui una buona parte (rispettivamente 140,33 e 105,90 GW) dedicata ai progetti solari ed eolici on-shore e la restante (circa 68 GW) relativa ad impianti eolici off-shore, idroelettrici, geotermici e a biomassa.

Il dato continua a essere largamente superiore ai circa 65 GW di nuova capacità rinnovabile che, secondo il PNIEC, dovrebbero essere installati entro il 2030.

Anche al netto degli impianti off-shore, esclusi, come si dirà a breve, dalla nuova disciplina delle connessioni, le richieste pendenti superano 248 GW: quasi quattro volte il fabbisogno incrementale indicato dal PNIEC.

Il raffronto conferma il problema già evidenziato nel nostro precedente contributo (qui il link): la capacità richiesta non coincide con la capacità che sarà effettivamente realizzata.

Una parte molto significativa della potenza allocata risulta, infatti, ancora associata a STMG da accettare o a progetti delle opere di rete ancora in valutazione mentre soltanto una quota più contenuta riguarda iniziative che hanno già ottenuto il benestare da parte del gestore di rete.

Il meccanismo sequenziale tradizionalmente applicato alle richieste di connessione ha pertanto prodotto una rete satura soprattutto "sulla carta": ogni nuova istanza viene valutata assumendo che tutte le richieste precedenti possano tradursi in impianti effettivamente cantierabili, con il duplice rischio di sovradimensionare lo sviluppo della rete e di rallentare iniziative più mature dietro progetti ancora embrionali.

Il DL Bollette

A distanza di poco più di un anno dalle prime ipotesi di riforma, il quadro normativo è oggi profondamente mutato. Il riferimento è, in particolare, all’art. 7 del D.L. 21/2026 (anche noto come “DL Bollette”) ai sensi del quale:

• Terna è tenuta a pubblicare, mediante il proprio portale “TERRA”, la capacità massima addizionale da impianti rinnovabili e di accumulo, fatta eccezione per quelli off-shore, che può essere integrata in ciascuna porzione della RTN. Tale capacità dovrà poi essere soggetta ad aggiornamento trimestrale sulla base dei titoli abilitativi rilasciati per la costruzione e l'esercizio degli impianti e delle relative opere di rete, nonché delle richieste di connessione e dell'entrata in esercizio dei medesimi impianti (cfr. art. 7, co. 1 del DL Bollette);

• con Decreto del MASE (pubblicato l’8 settembre u.s. e i cui contenuti sono meglio dettagliati nel prosieguo) sono stabiliti i criteri funzionali e le modalità operative a cui Terna è tenuta ad attenersi nell’ambito dell’allocazione e aggiornamento della capacità massima addizionale (cfr. art. 7, co. 2 del DL Bollette).

L’art. 10-bis del D.Lgs 190/2024 

In aggiunta, il DL Bollette ha significativamente emendato il D.Lgs 190/2024 (anche noto come “Testo Unico Rinnovabili”) inserendo all’art. 10-bis la nuova disciplina delle soluzioni di connessione alla rete elettrica con riflessi di non marginale rilievo sia per le future allocazioni della capacità di rete sia per le soluzioni di connessione già rilasciate.

Il nuovo meccanismo di allocazione

Ai sensi di tale previsione, ARERA è tenuta ad aggiornare le condizioni tecniche ed economiche (i.e., essenzialmente il Testo Integrato Connessioni Attive – “TICA”) nonché le modalità procedurali per le connessioni alla rete elettrica degli impianti rinnovabili e di accumulo, fatta eccezione per quelli off-shore, prevedendo che:

• il gestore del sistema di trasmissione nazionale:

• sia autorizzato a rilasciare soluzioni di connessione che afferiscono a un punto di connessione anche in eccesso alla capacità massima accoglibile nel medesimo punto;

• allochi la capacità di rete disponibile e rilasci le relative soluzioni di connessione tramite procedure trasparenti e non discriminatorie;

• assegni definitivamente la capacità di rete disponibile ai soggetti risultati assegnatari nell'ambito delle suddette procedure e che siano in possesso del relativo titolo abilitativo;

• nell'ambito delle proprie attività di pianificazione territoriale e delle procedure di allocazione, tenga conto delle soluzioni di connessione relative a progetti rinnovabili o di accumulo che abbiano ottenuto, alla data di pubblicazione delle disposizioni attuative dell’ARERA, un provvedimento di esenzione dalla VIA o un provvedimento favorevole di VIA o un parere positivo di compatibilità ambientale, a condizione che i progetti medesimi siano stati sottoposti al giudizio di compatibilità ambientale completi del progetto tecnico della soluzione di connessione, comprensivo dei correlati interventi di sviluppo e potenziamento della rete elettrica di trasmissione nazionale.

•  

• i gestori del sistema di distribuzione:

• possano rilasciare, tramite procedure trasparenti e non discriminatorie, soluzioni di connessione sulle reti di competenza che afferiscano a un punto di connessione anche in eccesso alla capacità massima accoglibile nel medesimo punto;

• siano autorizzati a rilasciare soluzioni di connessione sulle reti di bassa tensione anche in relazione a impianti che entrino in esercizio prima della realizzazione degli interventi eventualmente necessari sulle reti di alta e altissima tensione;

• possano adottare ogni misura utile a garantire un'efficiente gestione della capacità della rete, anche mediante misure decadenziali delle soluzioni di connessione in caso di esito negativo delle procedure abilitative o autorizzatorie o di mancato rispetto dei termini di presentazione delle istanze di PAS o autorizzazione unica (le quali devono essere presentate entro 90 giorni dalla data di ottenimento della validazione del progetto delle opere di rete).

•  

• nelle more della pubblicazione di tali disposizioni attuative da parte dell’ARERA, il gestore del sistema di trasmissione nazionale e i gestori del sistema di distribuzione possano rilasciare soluzioni di connessione che afferiscono a un determinato punto di connessione alla rete in eccesso alla capacità massima accoglibile nel medesimo punto di connessione (cfr. art. 10-bis, co. 2 del Testo Unico Rinnovabili);

• gli operatori siano tenuti a presentare l'istanza di PAS o di autorizzazione unica entro novanta giorni dalla data di accettazione della soluzione di connessione assegnata sulla base della nuova disciplina

• in caso di decadenza della PAS o dell’autorizzazione unica per mancato rispetto dei termini di avvio e conclusione dei lavori, le relative soluzioni di connessione perdono efficacia e la realizzazione della parte non ultimata dell'intervento è subordinata a nuova richiesta di rilascio della soluzione di connessione.

I riflessi sulle soluzioni di connessione esistenti

Tra le novità di maggior rilievo, anche e soprattutto per le iniziative avviate o in fase di avviamento, figurano le previsioni di cui all’art. 10-bis, co. 3, 5 e 6 in base alle quali:

• 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 e gli operatori, qualora interessati ad una nuova soluzione di connessione, potranno eventualmente partecipare alle procedure di futura indizione da parte di Terna.

• il gestore del sistema di trasmissione nazionale comunica ai soggetti e alle autorità competenti interessati la perdita di efficacia e provvede alla restituzione o alla rimodulazione dei corrispettivi di connessione già versati dai soggetti titolari delle soluzioni di connessione divenute inefficaci;

• la perdita di efficacia della soluzione di connessione non costituisce causa di archiviazione o di rigetto di istanze per l'ottenimento dei titoli abilitativi o autorizzatori, ivi comprese quelle per le valutazioni ambientali, che, alla data di pubblicazione dei provvedimenti dell’ARERA, siano già state presentate. In tali ipotesi: (a) devono essere fatte salve le attività istruttorie già compiute in relazione agli aspetti non riguardanti la soluzione di connessione; e (b) i termini dei procedimenti abilitativi o autorizzatori riprendono a decorrere dalla presentazione della documentazione relativa alla nuova soluzione di connessione;

• anche laddove le soluzioni di connessione non perdano efficacia (i.e., per le soluzioni già validate o, meglio, benestariate da Terna) in ogni caso queste potranno essere assegnate in via definitiva esclusivamente se le relative iniziative abbiano ottenuto il relativo titolo autorizzativo.

Da un’analisi letterale e sistematica dell’art. 10-bis e del Decreto sembrerebbe che la perdita di efficacia riguardi esclusivamente le soluzioni di connessione in alta tensione e non anche quelle in bassa o media tensione. 

Difatti, le soluzioni in alta tensione, in quanto riguardanti impianti di grande taglia, sono quelle che maggiormente impattano sulla saturazione virtuale della rete; inoltre, tale interpretazione appare confermata dall’art. 10-bis, co. 3 a mente del quale – in caso di perdita di efficacia – gli operatori potranno partecipare alle procedure di futura indizione da parte di Terna senza citare le procedure di competenza dei gestori del sistema di distribuzione.

Ancora, si prevede che il soggetto competente a comunicare l’inefficacia delle soluzioni sia esclusivamente Terna e non anche i gestori del sistema di distribuzione, il che dovrebbe far desumere che la riforma in parola non dovrebbe produrre effetti decadenziali sulle soluzioni di connessione in bassa e media tensione.

Ad ogni modo è bene precisare che per avere un quadro definitivo sul punto sarà opportuno attendere le disposizioni attuative dell’ARERA le quali avrebbero dovuto essere pubblicate entro il 22 agosto u.s. Ciò nondimeno ad oggi si è ancora in attesa di tali provvedimenti e, dunque, le suddette disposizioni non hanno ancora avuto declinazioni pratiche.

Il Decreto del MASE

In attuazione di quanto disposto dal sopra citato art. 7, co. 2 del DL Bollette l’8 settembre 2026 il MASE ha firmato il decreto n. 291 (il "Decreto"), con cui sono stati definiti:

• i criteri e le modalità per la definizione delle microzone della RTN;

• i criteri per la definizione della capacità massima addizionale microzonale;

• i criteri e le modalità operative per la partecipazione alle Open Season e per la selezione delle soluzioni di connessione;

• i criteri per l’assegnazione definitiva della capacità.

Come detto, tuttavia, la riforma non è ancora operativa nei suoi effetti più rilevanti: questi dipenderanno, infatti, in misura determinante dai provvedimenti che ARERA dovrà adottare ai sensi dell’art. 10-bis, co. 1, del Testo Unico Rinnovabili.

La definizione delle microzone

Il Decreto conferma il superamento della gestione meramente individuale delle pratiche di connessione.

Il nuovo sistema muove da una pianificazione territoriale della capacità e dalla costruzione di un catalogo di soluzioni tecniche accessibili agli operatori.

In tale contesto, il primo elemento è rappresentato dalle “microzone”, il cui perimetro dovrà essere definito da Terna sulla base, tra l’altro, degli obiettivi del PNRR e del PNIEC, degli indirizzi europei, nazionali e regionali, dell’evoluzione attesa di domanda e offerta e delle previsioni dei distributori sulla nuova capacità rinnovabile connessa alle rispettive reti.

Quanto alle tempistiche:

• Terna è tenuta a presentare al MASE una proposta di metodologia per l’individuazione delle microzone entro 30 giorni dall’entrata in vigore del Decreto (i.e., entro il 9 ottobre p.v.);

• a sua volta il MASE potrà chiedere chiarimenti o integrazioni entro i successivi trenta giorni;

• una volta approvata la metodologia, Terna dovrà pubblicare le microzone entro quindici giorni.

Dopo essere state definite, metodologia, perimetro e numerosità delle microzone dovranno essere soggetti ad un aggiornamento almeno biennale, anche alla luce dei criteri che saranno definiti dall’ARERA.

I punti di connessione e la capacità massima addizionale microzonale

Per ciascuna microzona, Terna dovrà poi individuare i punti di connessione e la relativa capacità massima addizionale microzonale sulla base, tra l’altro dei seguenti criteri:

• rendere disponibile una capacità di connessione complessiva pari almeno al 150% degli obiettivi di potenza al 2030 individuati dal Testo Unico Rinnovabili;

• minimizzare i costi di realizzazione delle opere della RTN associate alle diverse soluzioni di connessione;

• tenere conto anche del livello di saturazione delle soluzioni di connessione e della relativa capacità addizionale residua progressivamente aggiornata per effetto dell’avvenuta assegnazione definitiva di capacità di rete. 

La capacità massima addizionale dovrà essere aggiornata almeno trimestralmente, tenendo conto dei titoli rilasciati, dello stato delle opere di rete, delle richieste di connessione e dell’entrata in esercizio degli impianti.

Si tratta di un passaggio significativo: la fotografia della rete non sarà più statica, ma dovrà riflettere periodicamente l’avanzamento reale dei progetti.

L’offerta e le Open Season

Uno dei principali pilastri della riforma è la c.d. “Offerta”, ossia l’insieme delle soluzioni tecniche minime di connessione messe a disposizione da Terna nell’ambito delle procedure di allocazione della capacità (anche note come “Open Season”) e che dovranno essere svolte con cadenza almeno trimestrale.

In particolare, almeno trenta giorni prima dell’apertura di ciascuna Open Season, Terna dovrà pubblicare la capacità massima addizionale microzonale e l’Offerta, distinguendo:

• la capacità disponibile, anche parzialmente, senza ulteriori opere di rete;

• la capacità disponibile soltanto a seguito della realizzazione di nuove opere RTN, con indicazione dello stato di avanzamento progettuale, autorizzativo e realizzativo delle opere;

• gli ulteriori elementi che saranno individuati dall’ARERA.

Il Decreto rafforza inoltre gli obblighi di trasparenza; sul portale TERRA dovranno infatti essere rese disponibili la localizzazione e l’occupazione territoriale, attuale e prospettica, di tutti i punti di connessione e delle infrastrutture incluse nell’Offerta.

Inoltre, Terna dovrà pubblicare, per ciascuna richiesta alla RTN, il titolare, la tecnologia, le potenze richieste in immissione e in prelievo, la localizzazione, l’eventuale soluzione già rilasciata e, ove disponibile, lo stato dell’iter autorizzativo.

Ne deriva che nell’Open Season il richiedente non riceverà più necessariamente una soluzione costruita one to one secondo l’ordine di presentazione della domanda, ma selezionerà, per ciascuna richiesta, una delle soluzioni comprese nell’”Offerta”. 

Al termine della Open Season, Terna rilascerà tramite il portale TERRA una “attestazione della soluzione di connessione” che, in seguito, dovrà essere soggetta al benestare da parte della stessa per le opere di utenza (i.e., la conformità degli elaborati tecnici delle opere di utenza, limitatamente all’interfaccia con l’impianto di rete per la connessione).

In merito, il Decreto chiarisce un punto essenziale: l’attestazione comprensiva del benestare è idonea ad avviare il procedimento autorizzativo e ad integrare la documentazione progettuale relativa alla connessione, ma non costituisce assegnazione definitiva né della capacità né del punto di connessione.

Coerentemente con l’articolo 10-bis, il numero delle attestazioni potrà infatti eccedere sia la capacità massima addizionale della microzona sia i punti materialmente disponibili.

Si introduce così un overbooking regolato: il sistema ammette che più iniziative concorrano sulla medesima capacità, assumendo che soltanto una parte raggiungerà in tempo utile la maturità autorizzativa. 

Le concrete regole di accesso, selezione, priorità, garanzia e decadenza sono però ancora da definire da parte dell’ARERA e rappresentano il vero punto di equilibrio tra apertura del mercato e certezza degli investimenti.

Dall’attestazione alla riserva definitiva della capacità

La principale novità operativa risiede nella netta separazione tra disponibilità di una soluzione tecnica e prenotazione definitiva della rete.

L’attestazione si trasforma in "riserva della capacità di rete" soltanto quando il richiedente comunica a Terna il conseguimento del titolo abilitativo (i.e., PAS; Autorizzazione Unica e attività libera).

La riserva costituisce l’assegnazione definitiva della potenza in immissione e del punto di connessione e determina la relativa sottrazione dalla capacità microzonale e dall’Offerta. 

In presenza di più progetti, Terna applicherà il criterio cronologico della data di pubblicazione delle autorizzazioni o dei titoli abilitativi. Il titolare dovrà comunicare tale data il giorno successivo alla pubblicazione. 

Per gli interventi in attività libera, la comunicazione dovrà invece essere trasmessa entro tre giorni lavorativi dall’inizio dei lavori. Il mancato rispetto di tali termini potrà esporre il progetto agli effetti della saturazione sopravvenuta, inclusa la perdita di efficacia dell’attestazione.

Prossimi passi

Come anticipato, la firma del Decreto chiude soltanto la prima fase attuativa della riforma. Il passaggio decisivo sarà l’aggiornamento della regolazione ARERA, chiamata a tradurre l’impianto normativo in regole applicabili alle singole pratiche.

In particolare, l’ARERA dovrà disciplinare tra l’altro:

• le condizioni tecniche ed economiche e le modalità delle Open season, inclusi accesso, selezione delle soluzioni, cadenza, gestione dell’overbooking e rilascio delle attestazioni;

• i criteri per il rilascio e la validazione del benestare, nonché le soluzioni provvisorie, transitorie e flessibili;

• le conseguenze decadenziali e le modalità di restituzione o rimodulazione dei corrispettivi relativi alle soluzioni che perderanno efficacia;

• il coordinamento tra disciplina della RTN e regole applicabili alle reti di distribuzione;

• le evidenze documentali e i flussi informativi necessari a rendere certa la priorità derivante dalla pubblicazione del titolo.

Si tratta di vere e proprie regole operative che avrebbero dovuto essere pubblicate entro la fine di agosto e che, auspicabilmente, saranno rese disponibili nelle prossime settimane.

Ulteriori passaggi implementativi della riforma sono poi previsti dallo stesso Decreto e sono rappresentati in particolare dall’invio da parte di Terna al MASE entro il 9 ottobre p.v. della proposta di metodologia per l’individuazione delle microzone alla quale dovrebbe seguire la pubblicazione delle stesse microzone entro i successivi 45 giorni (i.e., entro il 24 novembre p.v.).

Pertanto, sull’assunto che alla data del 24 novembre siano state pubblicate le regole operative dell’ARERA potremmo orientativamente avere le prime comunicazioni di inefficacia delle STMG esistenti entro la fine del corrente anno e le prime Open Season al principio del 2027.

Considerazioni preliminari ed eventuali impatti sulle operazioni di M&A 

La nuova disciplina – in attesa delle regole operative in corso di emanazione da parte dell’ARERA – è destinata ad avere effetti immediati sul mercato delle rinnovabili.

Il passaggio dalla data di presentazione della richiesta di connessione alla data di pubblicazione del titolo muta radicalmente la logica del sistema: non sarà più premiato il progetto che per primo ha chiesto l’accesso alla rete, ma quello che per primo ha completato e reso pubblico il proprio percorso abilitativo. 

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 microzona.

In termini sintetici, si passa dal first come, first served al first authorized, first reserved.

Va da sé che la riforma in parola è destinata a produrre riflessi di non marginale rilievo anche nell’ambito delle operazioni M&A relative a progetti e piattaforme rinnovabili. 

Nel modello tradizionale, l’accettazione della STMG e, soprattutto, il successivo benestare ed eventualmente la conferma della validità ai sensi dell’art. 33 del TICA erano frequentemente considerati tra gli elementi principali di de-risking e di valorizzazione di un progetto. 

Di converso, nel nuovo sistema, la disponibilità di un’attestazione o del benestare non consente invece di affermare che la capacità di rete sia definitivamente prenotata.

Il punto è particolarmente netto: in assenza della pubblicazione del titolo abilitativo o autorizzativo - e della tempestiva comunicazione a Terna - l’attestazione resta esposta alla saturazione del punto di connessione e può perdere efficacia. 

Ne consegue che due progetti collocati nella stessa microzona e titolari di attestazioni analoghe possono presentare un profilo di rischio profondamente diverso a seconda dello stato, dei tempi e delle modalità di pubblicazione del rispettivo titolo.

Il rischio di connessione viene dunque trasferito, almeno in parte, sulla procedura autorizzativa. Ciò premia le iniziative sulle quali è stato compiuto un investimento effettivo di sviluppo, ma lega il consolidamento della capacità a tempi amministrativi che il proponente governa solo in misura limitata e, nell’ipotesi di overbooking, anche alla velocità con cui procedono progetti concorrenti insistenti sullo stesso punto. 

Il rischio non è più soltanto ottenere il titolo, ma ottenerlo e renderlo rilevante ai fini della priorità prima che la capacità venga assorbita da altri progetti.

Un progetto autorizzato ma privo di prova della pubblicazione e della conseguente riserva non dovrebbe essere - immediatamente - valorizzato alla stregua di un asset con capacità definitivamente sottratta all’Offerta. 

Analogamente, l’eventuale soluzione alternativa proposta da Terna potrà modificare CAPEX, tempi, disponibilità delle aree, percorso autorizzativo e producibilità, con effetti diretti sul modello economico.

Per i portafogli in sviluppo, la riforma può infine produrre una maggiore dispersione del valore tra progetti apparentemente omogenei: la qualità dell’iter autorizzativo, l’effettiva pubblicazione del titolo e la posizione temporale nella microzona diventeranno fattori di selezione ancora più incisivi. La capacità di rete cessa così di essere un diritto sostanzialmente cristallizzato nella fase iniziale dello sviluppo e diventa un elemento che si consolida soltanto a valle del permitting.

La scelta regolatoria risponde alla condivisibile esigenza di liberare capacità occupata da iniziative non mature. Resta tuttavia da verificare se il sistema saprà premiare i progetti realmente cantierabili senza trasferire sugli operatori un livello eccessivo di incertezza durante la fase autorizzativa. 

In altre parole, se le Open Season, le regole di priorità e i flussi informativi non saranno sufficientemente chiari e tempestivi, il rischio è che alla saturazione virtuale si sostituisca una nuova forma di volatilità regolatoria, destinata a riflettersi sul costo del capitale e sulla negoziabilità degli asset.

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.

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 le regole operative dell’ARERA.

1. ^Dati tratti dalla piattaforma econnextion di Terna ed aggiornati al 31 luglio 2026.
2. ^Per “microzona” si intende “la porzione della RTN all’interno delle zone di mercato di dimensione regionale o sub-regionale, che consente di rappresentare in modo efficace i principali vincoli tecnici sia fisici che operativi legati al trasporto intrazonale dell’energia elettrica” (cfr. Art. 2, co. 1, lett. e) del Decreto).
3. ^ Per “capacità massima addizionale microzonale” si intende la “potenza in immissione addizionale da impianti FER e da accumuli accoglibile in ciascuna Microzona, calcolata come somma della potenza in immissione addizionale accoglibile su tutte le stazioni afferenti alla Microzona incluse nell’Offerta” (cfr. Art. 2, co. 1, lett. d) del Decreto).

La Commissione Europea si sta preparando ad entrare nel vivo della fase attuativa della Retail Investment Strategy (Ris), sulla quale si giocano i veri contenuti della nuova normativa. Il punto di riferimento centrale di questo percorso è la Call for Advice ufficiale inviata dalla Commissione all'Esma (European Securities and Markets Authority) con data 30 luglio 2026 (ma pubblicata a fine agosto), con cui l'autorità di vigilanza europea viene formalmente incaricata di elaborare i pareri tecnici per la redazione degli atti delegati che integreranno le direttive Mifid 2, Ucits e Aifmd. Il testo della Ris si trova attualmente nella fase di revisione giuridico-linguistica e la pubblicazione finale nella Gazzetta Ufficiale dell'Unione Europea è prevista al più tardi per gennaio 2027. Per l'Esma la scadenza per la consegna dei propri pareri tecnici è fissata al 1° ottobre 2027.

L'avvio di questo mandato attuativo evidenzia alcune indicazioni fondamentali sull'approccio regolamentare della Commissione. «Come emerge dal testo della Ris e dalle indicazioni della Commissione all'Esma - spiega Francesco Mocci, partner di ADVANT Nctm - la normativa non si limita più ad una visione puramente difensiva di tutela del cliente, ma punta ad incentivare attivamente l'accesso dei risparmiatori ai mercati dei capitali, in linea con gli obiettivi della Savings and Investments Union».

Leggi l'articolo integrale sul numero del 12 settembre 2026 de Il Sole 24 Ore Plus

Il consolidamento della riforma dei mercati dei capitali passa attraverso la regolamentazione secondaria. In quest’ottica, il documento per la consultazione pubblicato dalla Consob il 17 luglio 2026 rappresenta uno snodo importante per gli operatori del settore. L’obiettivo dell’Autorità è duplice: da un lato, allineare i Regolamenti intermediari, Mercati ed Emittenti alle recenti riforme europee (Mifid, Mifir, Aifmd e Ucitsd); dall’altro, introdurre mirati interventi di semplificazione e fine tuning.

Le maggiori novità

Per il risparmio gestito, le novità di maggiore rilievo derivano dall’attuazione della direttiva Aifmd 2. Il legislatore europeo ha significativamente ampliato il novero delle attività esercitabili dai gestori: a titolo esemplificativo, ai gestori di Oicvm è ora riconosciuta la possibilità di prestare il servizio di ricezione e trasmissione di ordini, parificandoli ai gestori di Fia. Al fine di assoggettare questi operatori alla disciplina di derivazione Mifid in tema di trasparenza e correttezza, la Consob propone di includerli espressamente nella definizione regolamentare di «intermediari autorizzati». Un tema importante sul fronte della gestione dei rischi riguarda gli strumenti di gestione della liquidità (Liquidity management tools - Lmt). La normativa armonizzata impone ai gestori di fondi aperti di selezionare e includere nei regolamenti almeno due Lmt, in aggiunta alla consueta sospensione delle sottoscrizioni e ai conti side pocket. La Consob interviene inoltre sugli obblighi informativi: la documentazione d’offerta dovrà dettagliare le condizioni di utilizzo di tali strumenti. Altra innovazione per la tutela degli investitori è l’introduzione dell’obbligo di comunicare tempestivamente e in via individuale (anche tramite canali digitali) l’attivazione o la disattivazione degli Lmt che incidono in misura significativa sul diritto di rimborso, come le restrizioni o i rimborsi in natura. Per i Fia di crediti, l’adeguamento richiederà un incremento della trasparenza, in quanto i gestori saranno tenuti a informare gli investitori di tutti i costi e le spese collegati all’amministrazione dei prestiti all’interno del prospetto o del documento d’offerta. Un intervento assai atteso riguarda, inoltre, il fenomeno del cosiddetto white label, ovvero i fondi istituiti su iniziativa di terzi delegati poi alla gestione. Per mitigare i rischi intrinseci, il nuovo art. 118-bis del Regolamento intermediari impone ai gestori di presentare alla Consob una relazione dettagliata sulle rigorose misure adottate per prevenire o gestire i conflitti di interesse derivanti dai rapporti con tali soggetti.

Ricerca e best execution

Allontanandoci dal perimetro strettamente legato ai fondi, la Consob interviene anche in tema di ricerca finanziaria e best execution, in attuazione del pacchetto europeo cosiddetto “Listing Act”. Viene di fatto superato il rigido principio dell’unbundling dei costi, ammettendo la possibilità di pagamenti congiunti per i servizi di esecuzione e di ricerca, a condizione che gli intermediari si dotino di solidi meccanismi di trasparenza. Resta ferma la facoltà di utilizzare un conto di pagamento dedicato, ma con regole riformulate che impongono una valutazione qualitativa annuale sulla ricerca acquistata e l’adozione di misure correttive in caso di esito negativo. Sul fronte della best execution, in un’ottica di riduzione degli oneri di compliance, viene eliminato l’obbligo per gli intermediari di pubblicare il report annuale sulle prime cinque sedi di esecuzione.

Distribuzione e consulenza

La consultazione tocca trasversalmente anche il mondo della distribuzione e della consulenza. Per i prodotti di investimento assicurativi (Ibip), si mira a semplificare l’informativa precontrattuale per allinearla a quella dell’Ivass, garantendo coerenza tra i diversi canali distributivi e abrogando norme inattuate sulla ricerca di terzi in ambito Ibip. Per i consulenti finanziari, si interviene sulle sanzioni irrogate dall’Ocf, tipizzando i criteri per la degradazione o l’incremento della sanzione e inserendo limiti minimi inderogabili (per esempio il doppio del minimo edittale in caso di conversione di sospensione in pecuniaria), al fine di garantire proporzionalità e certezza giuridica. Infine, quale presidio contro le truffe online, l’albo delle Sim (e delle imprese estere operanti in Italia) indicherà espressamente i domini internet ufficiali degli intermediari. Ci troviamo di fronte a un pacchetto regolamentare vasto. Le Sgr dovranno farsi trovare pronte per l’adeguamento della contrattualistica e dei prospetti: il termine per inviare le osservazioni alla Consob scade il 15 settembre 2026.

Il Collegio ha stabilito che l’obbligo restitutorio derivante dalla decadenza con effetto ex tunc dagli incentivi è riconducibile allo schema dell’indebito oggettivo di cui all’art. 2033 c.c. che grava unicamente sul soggetto che ha materialmente percepito le somme, a nulla rilevando i richiami alla cessione del contratto ex art. 1409 c.c. operati dal GSE.

La decisione riveste un rilievo sistematico importante per il settore delle energie rinnovabili, scardinando la prassi consolidata del GSE e ridefinendo la mappa dei rischi nelle operazioni di acquisizione nonché di cessione di asset energetici.

1. Il contesto normativo e la prassi del GSE in sede di cambio di titolarità

Nelle operazioni di trasferimento della titolarità di impianti di produzione alimentati da fonti rinnovabili, il subentro nella convenzione avviene, di norma, mediante un procedimento di cambio di titolarità gestito dal GSE.

Nel provvedimento di accettazione del trasferimento di titolarità della convenzione (il quale costituisce un “addendum” alla convenzione originaria), il GSE inserisce una clausola standard in forza della quale “ai sensi dell’art. 1409 c.c., il contraente subentrante assume i diritti e gli obblighi del contraente cedente nell’ambito del contratto ceduto, proseguendo in tutti i suoi rapporti anteriori al trasferimento della titolarità”.

Sulla scorta di tale formulazione, il GSE ha storicamente sostenuto la responsabilità diretta del subentrante per qualsiasi debito restitutorio sorto in capo al cedente per violazioni anteriori al cambio di titolarità, andando a recuperare dal nuovo titolare dell'impianto le somme già erogate in relazione all’impianto sin dalla data di entrata in esercizio. 

La pronuncia in analisi ridefinisce i confini e sancisce l'invalidità di tale meccanismo sanzionatorio.

2. L’iter processuale e i risvolti innovativi

2.1 La vicenda processuale

La controversia trae origine dall’opposizione proposta avverso il decreto ingiuntivo con cui il TAR Lazio ha ingiunto al soggetto subentrante di un impianto fotovoltaico di restituire al GSE le somme percepite a titolo di incentivi sin dall’entrata in esercizio.

Il soggetto subentrante aveva acquisito la titolarità dell’impianto fotovoltaico a seguito della cessione di un ramo d’azienda.

Nell’ambito di tale operazione, le parti avevano espressamente escluso dal trasferimento tutti i debiti e i crediti anteriori alla cessione. Successivamente, le medesime parti avevano presentato congiuntamente al GSE istanza di voltura della convenzione.

Nelle more della conclusione del procedimento di voltura, all’esito di verifiche ispettive, il GSE ha riscontrato violazioni rilevanti e, conseguentemente, ha comminato la decadenza dalle tariffe incentivanti con effetto retroattivo. 

All’atto del perfezionamento dell’addendum alla convenzione, il GSE ha accettato la voltura richiamando l’art. 1409 c.c. per effetto del quale il cessionario subentra in tutti i diritti e obblighi del cedente e prosegue pertanto in tutti i rapporti giuridici anteriori al trasferimento di titolarità. Questa impostazione fa sì che il GSE possa opporre al subentrante tutte le eccezioni derivanti dal contratto, ivi compresa l’eventuale compensazione per somme indebitamente pagate al cedente.

Successivamente, il GSE, a fronte del sollecito e del mancato pagamento della somma richiesta (circa 397mila euro), ha ottenuto l’emissione di un decreto ingiuntivo nei confronti del subentrante, ritenuto quale unico soggetto passivo in virtù dell'effetto liberatorio della cessione del contratto.

Il Consiglio di Stato, riformando sul punto la decisione del giudice di prime cure, ha disatteso tale ricostruzione, accogliendo l’appello proposto dal soggetto subentrante e, per l’effetto, revocando il decreto ingiuntivo.

2.2 I risvolti innovativi: la riconducibilità della fattispecie allo schema di cui all’art. 2033 c.c.

Il fulcro della decisione risiede nella corretta qualificazione della natura giuridica della pretesa restitutoria del GSE a seguito della comminata decadenza tariffaria.

Il Consiglio di Stato ha richiamato il consolidato orientamento giurisprudenziale secondo cui la decadenza dal diritto alle tariffe incentivanti determina l'estinzione retroattiva (ex tunc) della posizione di vantaggio del beneficiario. Di conseguenza, la richiesta di restituzione degli incentivi erogati non costituisce l'esercizio di un potere autoritativo, ma si configura come una ripetizione di indebito oggettivo ai sensi dell'art. 2033 c.c., la quale grava, per principio generale, esclusivamente sul soggetto che ha effettivamente percepito le somme prive di titolo (cfr. Cons Stato, sez. II, sent. n. 3773/2026).

Nel caso di specie, l'obbligazione restitutoria non è un debito di natura contrattuale derivante dalla convenzione (nella quale è subentrata la società appellante), ma rappresenta, invece, la diretta conseguenza della rimozione retroattiva del titolo pubblicistico che legittimava l'erogazione dell’incentivo. Tale debito grava, perciò, solo sull’originario titolare che ha percepito le somme.

A supporto di questa tesi, il Collegio valorizza la disciplina stessa della convenzione sottoscritta con i produttori, ovverosia:

• l’art. 13, comma 5, prevede espressamente il recupero di quanto "indebitamente percepito dal Soggetto Responsabile", collegando l'obbligo restitutorio al soggetto che ha percepito materialmente le somme; e

• l'art. 9 regola la cessione dell'impianto senza disporre alcun subentro automatico del cessionario nelle passività restitutorie maturate dal cedente prima del trasferimento.

Non è dunque giuridicamente ammissibile traslare sul cessionario/subentrante un debito restitutorio da indebito relativo a somme che quest'ultimo non ha mai riscosso. 

Né può ritenersi che la successione nella convenzione del nuovo titolare dell’impianto gli abbia trasferito anche l’obbligazione restitutoria facente capo al cedente.

L'azione di ripetizione ex art. 2033 c.c., infatti, non segue la titolarità o la circolazione del bene (in questo caso, l'impianto), ma rimane indissolubilmente legata alla materiale percezione del pagamento, rimasto privo di causa.

3. Considerazioni conclusive 

Tale decisione rappresenta un fondamentale punto di svolta nella tutela degli investitori nel settore delle fonti rinnovabili, in quanto esclude l’ingiustificato rischio di una trasmissione automatica a carico dei soggetti che acquistano impianti già operativi dei rischi restitutori relativi a periodi antecedenti l’acquisto, garantendo che l’acquirente/subentrante, il quale non ha mai incassato le somme oggetto di contestazione, non venga esposto a richieste di restituzione di somme mai incassate.

[…] La cooperazione rafforzata, come ricorda Francesco Mocci, partner di ADVANT Ntcm, richiederebbe il coinvolgimento di un minimo di nove Stati membri e l'approvazione formale di Commissione, Parlamento e Consiglio. «C'è da ricordare - afferma - che malgrado l'insistenza dell'E6, nessuna richiesta formale in tal senso è stata ancora presentata e le istituzioni continuano a prediligere il percorso ordinario per tutti i 27 Paesi membri». E segnala che su questi temi, un'Europa a due velocità rappresenterebbe un paradosso rispetto agli obiettivi originari dell'Unione dei risparmi e degli investimenti. «La tematica su cui è più verosimile che la cooperazione rafforzata possa prendere piede - afferma Mocci - è proprio il Misp, con particolare riguardo alla questione della supervisione centralizzata dei mercati dei capitali attraverso un rafforzamento dei poteri dell'Esma. In proposito, difatti, tutti gli Stati membri condividono gli obiettivi generali del pacchetto, ma con "significantly diverging views" sul livello appropriato di centralizzazione».

Leggi l'articolo integrale sull'edizione del 5 settembre 2026 de Il Sole 24 Ore Plus 24

Articolo a cura di Jessica Facchini per Private.

I contratti derivati rappresentano da anni uno strumento diffuso nella gestione dei grandi patrimoni e nelle strategie di copertura del rischio proposte da banche e intermediari finanziari nell’ambito dei servizi di private banking e wealth management. Con la sentenza delle Sezioni Unite numero 8770 del 2020 (cosiddetta “Cattolica”), la giurisprudenza in materia si era sostanzialmente consolidata: ai fini della validità di tali contratti, considerati “scommesse razionali”, era necessaria l’indicazione del “mark to market” e della relativa formula di calcolo, degli scenari probabilistici e dei costi impliciti.

Leggi l'articolo integrale sul numero di lug/ago 2026 di Private

[…] Il disegno di legge di riforma della portualità riorganizza la legge 84/1994 per modernizzare la governance, centralizzare gli investimenti strategici e aumentare la competitività dei porti. «Il progetto centralizza competenze statuali finora affidate alle singole Autorità di Sistema, modello segnato da parcellizzazionee duplicazione degli investimenti», dice Alberto Torrazza, partner dipartimento Shipping and Logistics di ADVANT Nctm. «Alla costituenda Porti d'Italia Spa, partecipata dal MEF e vigilata dal MIT, è affidata la regia nazionale della pianificazione strategica, superando la frammentazione delle 16 Autorità di Sistema Portuale (AdSP) e facendo da stazione appaltante per le opere strategiche. Lo Stato assume dunque la pianificazione unica delle infrastrutture e l'integrazione logistica, con l'obiettivo - mai pienamente raggiunto- di connettere banchine, retroporti, interportie reti ferroviarie europee. La Spa svolgerà attività commerciali a mercato: progettazione di opere portuali e realizzazione- prevedibilmente in PPP - di infrastrutture anche fuori dal territorio nazionale, al servizio della rete trasporti italiana. La scelta del disegno di legge favorisce la maturazione del consenso nel cluster e nella Commissione parlamentare, che ha da poco concluso un'imponente consultazione. Restano tuttavia aperti alcuni nodi: rapporti con regioni e municipalità dei territori portuali, infrastrutture energetiche e interporti. Centrale il finanziamento: l'art. 27-bis istituisce il Fondo per le infrastrutture strategiche di trasporto marittimo e il Fondo di funzionamento di Porti d'Italia, alimentati da una quota (15-25%) del gettito delle AdSP da tasse portuali, fissata con decreto ministeriale annuale; meccanismo per risorse stabili, ma legato alla progettualità definita. Una riforma attesa da tempo, accolta con interesse dal settore, che vede nella razionalizzazione degli investimenti e nella regia centralizzata il valore aggiunto finora mancato alla portualità».

Leggi l'articolo integrale sul numero del 31 agosto 2026 di Italia Oggi Sette.

Per una prima verifica, basta porsi tre domande.

Il prodotto contiene elementi digitali?

È messo a disposizione sul mercato dell’Unione europea nell’ambito di un’attività commerciale?

Può scambiare dati con un altro dispositivo o con una rete?

Se la risposta a queste domande è sì, allora il CRA si applica.

[…] “Se per la mancata comunicazione di informazioni privilegiate può essere corretta l'applicazione di sanzioni amministrative gravose” spiega Lukas Plattner, di ADVANT Nctm, “lo stesso non si può dire per le violazioni di natura puramente formale”. 

In merito a queste ultime, come la mancata o non corretta apertura del registro degli insider (articolo 18 Mar) o la tardiva notifica del ritardo (articolo 17.4 Mar), Plattner spiega: “Sono degli adempimenti burocratici, non hanno nessun effetto sul mercato. Per queste mancanze procedurali oggi le sanzioni oscillano tra i 5mila e i 250mila euro. Sarebbe opportuno intervenire introducendo sanzioni proporzionate, magari comprese tra i 1.500 e i 5mila euro.”

Leggi l'articolo integrale sull'edizione del 22 agosto 2026 de Il Sole 24 Ore - Plus 24