La disciplina italiana in materia di Foreign Direct Investment (anche nota come “Golden Power”) trova il proprio fondamento nel decreto-legge 15 marzo 2012, n. 21, convertito con modificazioni dalla legge 11 maggio 2012, n. 56 ("Decreto Golden Power"), recante “Norme in materia di poteri speciali sugli assetti societari nei settori della difesa e della sicurezza nazionale, nonché per le attività di rilevanza strategica nei settori dell'energia, dei trasporti e delle comunicazioni”. 

Tale disciplina configura un insieme articolato di poteri speciali che la presidenza del Consiglio dei ministri può esercitare al fine di tutelare settori strategici di rilevanza nazionale, cercando di contemperare due esigenze tra loro strutturalmente contrapposte: da un lato, la libera concorrenza e la circolazione dei capitali, dall'altro, la sovranità economica su settori ritenuti essenziali per la sicurezza, l'ordine pubblico e il funzionamento delle infrastrutture critiche del Paese.

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Disponibile online il nuovo numero di Energy Law Italy Outlook, la Newsletter a cura del Team Energy & Infrastructures di ADVANT Nctm che analizza gli sviluppi normativi e regolatori più rilevanti del panorama energetico italiano. 

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In particolare, il Collegio ha ritenuto il Regolamento affetto da nullità per difetto assoluto di attribuzione, ai sensi dell’art. 21-septies della legge 7 agosto 1990, n. 241, in quanto adottato in radicale carenza di potere regolamentare.

Per la latitudine delle argomentazioni impiegate, la pronuncia assume particolare rilievo nella disciplina dei controlli svolti dal GSE il cui baricentro è, come noto, costituito dall’art. 42 del d.lgs. 3 marzo 2011, n. 28.

La norma subordina l’erogazione degli incentivi alla verifica dei dati (comma 1); prevede, in caso di violazioni rilevanti, il rigetto dell’istanza o la decadenza dagli incentivi con recupero delle somme, ovvero, a fini di salvaguardia del risparmio energetico, la decurtazione dell’incentivo in misura compresa tra il 10% e il 50% in ragione dell’entità della violazione (comma 3); demanda al GSE di fornire al Ministero gli elementi per la definizione di una disciplina organica dei controlli (comma 5); riserva al Ministro la definizione di tale disciplina «con proprio decreto» (comma 6).

È in questo quadro che si inserisce il Regolamento adottato autonomamente dal GSE, che il Consiglio di Stato ha ritenuto radicalmente privo di base legale.

1. Il sistema dei certificati bianchi

Il sistema dei certificati bianchi – o titoli di efficienza energetica (“TEE”) – costituisce uno dei principali strumenti di promozione del risparmio energetico dell’ordinamento nazionale.

Introdotto nella sua conformazione moderna dall’art. 7 del d.lgs. 30 maggio 2008, n. 115 e progressivamente disciplinato dai decreti del Ministro dello sviluppo economico del 28 dicembre 2012 e dell’11 gennaio 2017 (e da ultimo aggiornato dal D.M. 21 luglio 2025), il meccanismo riconosce titoli negoziabili a fronte dei risparmi di energia primaria conseguiti mediante interventi di efficientamento, misurati in tonnellate equivalenti di petrolio (tep).

Sul piano della governance, il sistema è connotato da un riparto di competenze che si è progressivamente spostato verso il GSE. 

All’Autorità di regolazione (già AEEG, oggi ARERA) si deve l’impianto originario del meccanismo, incluse le Linee guida per la preparazione, l’esecuzione e la valutazione dei progetti approvate con la deliberazione EEN 9/11 del 27 ottobre 2011. 

La gestione operativa è stata poi accentrata in capo al GSE, cui compete la valutazione delle richieste di verifica e certificazione (le “RVC”), il riconoscimento dei titoli e l’attività di controllo, mentre l’ENEA fornisce supporto istruttorio di natura tecnica, con valutazioni 

2. La sentenza: contenuto e portata della declaratoria di nullità

2.1 La vicenda processuale.

Il giudizio traeva origine dal rigetto, da parte del GSE, di una RVC presentata da una ESCo per il riconoscimento di TEE relativi a interventi su un impianto fotovoltaico e di solare termico. 

Il diniego era fondato sulla violazione del divieto di cumulo di cui all’art. 28, comma 1, lett. d), del d.lgs. n. 28/2011, avendo l’operatore già beneficiato, per il medesimo intervento, di fondi «PON» di provenienza statale ed europea (FESR). 

Il T.A.R. per il Lazio aveva respinto il ricorso; il Consiglio di Stato ha confermato tale impostazione, giudicando infondati tutti i motivi di appello e ribadendo che il divieto di cumulo è di per sé ostativo all’accoglimento della RVC. 

Nelle more del giudizio di appello, in data 6 febbraio 2026, il GSE aveva adottato il Regolamento sulla cui base l’operatore aveva presentato un’istanza di decurtazione: istanza cui il Regolamento ricollegava, al punto 4, l’effetto di «acquiescenza alla violazione contestata dal GSE, nonché […] rinuncia all’azione giudiziale». 

Proprio l’interferenza processuale di tale atto – e del successivo provvedimento di rigetto dell’istanza – ha imposto al Collegio di verificarne, in via pregiudiziale, natura e validità.

2.2 Il vizio riscontrato: il difetto assoluto di attribuzione.

Il Consiglio di Stato ha qualificato il Regolamento come nullo ai sensi dell’art. 21-septies della legge n. 241/1990, per difetto assoluto di attribuzione del potere di adottarlo. 

Il ragionamento muove da un dato dirimente: il GSE è una società per azioni, ancorché a capitale interamente pubblico, e non è pertanto riconducibile alla pubblica amministrazione in senso stretto.

Ne discende che il Gestore non dispone di un generale potere regolamentare ad efficacia esterna e può introdurre norme nell’ordinamento generale soltanto ove il legislatore gliene attribuisca la potestà in modo espresso e univoco. 

Ad avviso del Giudice Amministrativo, nel caso di specie tale attribuzione non solo sarebbe mancata, ma sarebbe stata positivamente esclusa, atteso che l’art. 42, comma 6, del d.lgs. n. 28/2011 riserva al Ministro la definizione «con proprio decreto» della disciplina dei controlli di competenza del GSE. 

La carenza di potere si palesa, secondo il Collegio, in modo duplice: da un lato, per il fisiologico difetto strutturale di potestà regolamentare ad efficacia esterna in capo a una società per azioni; dall’altro, per la manifesta violazione di una specifica attribuzione legislativa del potere a un diverso soggetto, appartenente alla pubblica amministrazione statale in senso proprio. 

In definitiva, secondo il Consiglio di Stato, il GSE non avrebbe potuto autonomamente regolamentare le violazioni in materia di interventi di efficienza energetica, né tantomeno ricondurre un effetto abdicativo dell’azione processuale ad un’istanza per il riconoscimento delle decurtazioni applicabili alle violazioni considerate di minore gravità.

3. Considerazioni in relazione al Regolamento Controlli su impianti di produzione di energia elettrica alimentati da fonti rinnovabili in esercizio

Il vizio genetico individuato dal Consiglio di Stato potrebbe, almeno in astratto, essere riscontrato anche nel “Regolamento per la classificazione delle violazioni e per la definizione delle percentuali di decurtazione applicabili nell’ambito dell’attività di controllo su impianti di produzione di energia elettrica alimentati da fonti rinnovabili in esercizio”.

Occorre, tuttavia, evitare un’equiparazione automatica tra i due atti e verificare se ricorra una possibile nullità omologa, fondata sulla medesima carenza di potestà regolamentare del GSE, tenendo però conto della diversa base normativa su cui ciascun regolamento si innesta.

Sotto tale profilo, il Regolamento Controlli CB dichiarato nullo si colloca in un ambito in cui mancava una disciplina ministeriale specificamente dedicata alla classificazione delle violazioni e alla graduazione delle decurtazioni applicabili agli interventi di efficienza energetica e ai certificati bianchi. 

Il Regolamento Controlli relativo agli impianti FER in esercizio presenta, invece, una base normativa diversa: da un lato, si inserisce in un settore già coperto dal D.M. 31 gennaio 2014, adottato in attuazione dell’art. 42 e recante la disciplina dei controlli e delle violazioni rilevanti nel settore elettrico; dall’altro, quanto agli effetti abdicativi connessi alle istanze relative a provvedimenti di decadenza oggetto di contenzioso, trova fondamento diretto nell’art. 13-bis, comma 2, del d.l. n. 101/2019.

Questa differenza non è meramente descrittiva. 

Nel primo caso, il regolamento GSE ha preteso di colmare direttamente una lacuna regolatoria mediante un atto privo di potestà normativa esterna; nel secondo caso, il regolamento si innesta su una disciplina primaria e ministeriale più articolata, che può sorreggere taluni effetti o segmenti procedimentali indipendentemente dal regolamento stesso. Ciò non vale, tuttavia, a sanare il vizio strutturale ove il GSE pretenda di utilizzare il proprio regolamento come fonte costitutiva di obblighi, decadenze, percentuali di decurtazione o rinunce processuali ulteriori rispetto a quanto già previsto dalla legge o dal decreto ministeriale.

4. Considerazioni conclusive

In definitiva, la sentenza n. 5158/2026 non va letta come una pronuncia idonea a paralizzare i poteri di controllo del GSE, né come un precedente automaticamente trasponibile a qualsiasi atto adottato dal Gestore in materia di incentivi. 

Il suo nucleo precettivo è più circoscritto, ma al tempo stesso incisivo: il GSE può esercitare i poteri che la fonte primaria gli attribuisce e può svolgere attività istruttorie, applicative o meramente organizzative, ma non può sostituirsi al Ministero nell’adozione di una disciplina regolamentare generale, esterna e produttiva di effetti verso i terzi.

La distinzione tra Regolamento Controlli CB e Regolamento Controlli FER costituisce quindi il passaggio metodologico essenziale. 

Nel primo caso, ad avviso del Giudice Amministrativo, l’atto del GSE si proponeva di colmare una lacuna regolatoria in assenza del decreto ministeriale previsto dall’art. 42, comma 6, del d.lgs. n. 28/2011; nel secondo caso, l’atto sembra invece inserirsi in un settore già presidiato dal D.M. 31 gennaio 2014 e, per gli effetti abdicativi, da una specifica previsione di fonte primaria. 

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Tali novità integrano quanto già previsto dal decreto n. 152 del 20 giugno 2025 adottato dal Ministero dell’Ambiente e della Sicurezza Energetica (“MASE”), di concerto con il Ministero dell’Economia e delle Finanze (“MEF”), in ottemperanza alle disposizioni dell’art. 28, comma 2 e 2-bis, del D. Lgs. 199/2021, che ha 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”) e ha definito i criteri e le condizioni in base ai quali il GSE possa assumere il ruolo di garante di ultima istanza dei PPA negoziati sul MPPA.

Tra il mese di luglio e il mese di agosto 2025, GME e GSE hanno avviato e concluso due consultazioni aventi ad oggetto, rispettivamente (i) la proposta di modello di funzionamento del MPPA (“Modello di Funzionamento”) e (ii) la proposta di regole operative per la qualifica dei soggetti che intendono partecipare al MPPA e per la disciplina della garanzia di ultima istanza del GSE (“Regole Operative”). Nonostante entrambe le consultazioni siano state chiuse, il modello di funzionamento e le Regole Operative non sono ancora state ufficialmente pubblicate.

La nuova sezione della Bacheca PPA

Ai sensi del regolamento pubblicato dal GME (“Regolamento Bacheca”), la Bacheca è suddivisa in 3 diversi comparti: comparto annunci, comparto registrazione contratti ecomparto energy release.

Nell’ambito del comparto annunci, gli operatori interessati a proporre ovvero a ricercare contratti di compravendita di energia elettrica da fonti rinnovabili a lungo termine possono pubblicare, in forma anonima e non vincolante, i propri annunci. Tra le altre caratteristiche che i contratti oggetto di detti annunci dovranno rispettare, ai sensi delle disposizioni tecniche di funzionamento della Bacheca PPA pubblicate dal GME, vi è anche quello di avere una durata non inferiore a 5 anni.

L’articolo 4, comma 1, del DL Bollette prevede che la Bacheca PPA sia adeguata mediante l’introduzione di una nuova sezione dedicata specificatamente alla stipula di contratti che, dal lato della domanda, (i) dovranno avere durata non inferiore a 3 anni e (ii) potranno essere negoziati anche in forma aggregata, in funzione dell’ubicazione, del profilo dei consumi ovvero dell’appartenenza a settori merceologici. Dal lato offerta, invece, l’energia elettrica scambiata ai sensi di detti contratti non dovrà essere o divenire oggetto di contrattualizzazione nell’ambito di meccanismi di supporto per la produzione di energia da fonti rinnovabili.

I suddetti contratti sono stipulati tra le parti al di fuori della Bacheca PPA – anche con il supporto del GSE – e sono soggetti all’obbligo di registrazione sulla Bacheca PPA.

L’estensione del ruolo del GSE quale garante di ultima istanza

L’articolo 4, comma 2, del DL Bollette, prevede che le parti possono chiedere al GSE l’assunzione del ruolo di garante di ultima istanza in relazione anche ai contratti sottoscritti per il tramite della nuova sezione della Bacheca PPA. A tal fine, il GSE dovrà individuare forme di minimizzazione e trasferimento del rischio dei contraenti nell’ambito delle tipologie di contratti definite, anche avvalendosi della società SACE S.p.A.

In particolare, per la parte eccedente e solo una volta esaurite le risorse economiche destinate alla garanzia di ultima istanza di cui all’articolo 28, comma 2-bis, del decreto legislativo n. 199/2021, SACE S.p.A. è autorizzata a rilasciare a favore del GSE garanzie a condizioni di mercato, per una percentuale massima di copertura non eccedente il 70 per cento. 

Entro 90 giorni dalla data di entrata in vigore del DL Bollette, il MASE, di concerto con il MEF, dovrebbe approvare le regole operative, proposte dal GSE, per l’attuazione di quanto fino ad ora esposto con riferimento, inter alia, ai requisiti da soddisfare da parte delle imprese per l’accesso alla garanzia di ultima istanza nonché agli schemi di contratto di adesione al servizio di garanzia di ultima istanza (“Nuove Regole Operative”).

I requisiti per l’accesso alla garanzia di ultima istanza 

Occorre anzitutto ricordare che il Modello di Funzionamento e le Regole Operative prevedono dei requisiti soggettivi per la partecipazione al Mercato Elettrico e per l’assunzione da parte del GSE del ruolo di garante di ultima istanza nel MPPA particolarmente onerosi.

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. ottenere la qualifica di operatori di mercato ai sensi della disciplina del Mercato Elettrico (GME), soddisfacendone tutti i relativi requisiti;

2. essere “balance responsible party” di uno o più impianti di produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili entrati in esercizio o autorizzati, se venditori (GSE);

3. essere “balance responsible party” di uno o più punti di prelievo come definito nel TIT, se acquirenti (GSE).

Come già evidenziato, detti requisiti e gli oneri (anche in termini professionali e di strumenti di garanzia) correlati per partecipare al Mercato Elettrico e, quindi al MPPA, potrebbero costituire un ostacolo all’accesso alla garanzia di ultima istanza fornita dal GSE sia per le società di progetto che normalmente detengono gli impianti di produzione sia per i clienti finali energivori. 

Tuttavia, la Bacheca PPA e la possibilità di accedere a detto strumento di garanzia fornito dal GSE anche per i contratti stipulati per il tramite della stessa potrebbero consentire di superare tale ostacolo.

Ciò, in quanto, ai sensi dell'articolo 14 del Regolamento Bacheca PPA del GME, possono essere ammessi alla Bacheca PPA i soggetti dotati di adeguata professionalità e competenza nell'utilizzo di sistemi telematici e dei sistemi di sicurezza, senza che siano previsti ulteriori e diversi requisiti e/o il rilascio di particolari strumenti di garanzia a favore del GME come nel caso di adesione al Mercato Elettrico e al MPPA. 

Una importante novità

La novità introdotta dall’articolo 4 del DL Bollette potrebbe, dunque, rappresentare un importante strumento per il superamento degli ostacoli – quantomeno sotto il profilo dei requisiti soggettivi – che parevano precludere l’accesso al MPPA e alla garanzia di ultima istanza del GSE, consentendo anche ai soggetti privi dei requisiti ivi previsti di beneficiare di tale meccanismo di garanzia.

Nondimeno, per il tramite della Bacheca PPA, sembrerebbero potersi sottoscrivere esclusivamente contratti di compravendita fisica di energia elettrica, con esclusione dei contratti virtuali (c.d. virtual PPA) i quali, alla luce del crescente rilievo che stanno assumendo nella prassi di mercato, si ritiene che debbano parimenti poter accedere a tale strumento di garanzia.

Sarà, pertanto, necessario attendere la pubblicazione delle Nuove Regole Operative – ovvero la revisione di quelle già sottoposte a consultazione – al fine di verificare se le facilitazioni all’accesso allo strumento di garanzia appena esposte siano effettivamente assecondate dal regolatore e, dunque, se i nuovi requisiti soggettivi previsti per l'accesso alla Bacheca PPA consentiranno un effettivo utilizzo dello strumento, in linea con l'obiettivo di promuovere la contrattazione a lungo termine dell'energia elettrica prodotta da fonti rinnovabili da parte delle imprese.

1. ^A tal fine si rimanda al nostro articolo: https://www.advant-nctm.com/news-e-approfondimenti/il-mercato-organizzato-dei-ppa-in-italia-e-la-garanzia-di-ultima-istanza-del-gse 
2. ^Nell’ambito del quale gli operatori venditori assolvono all’obbligo di registrazione dei contratti di compravendita di lungo termine di energia elettrica da fonti rinnovabili conclusi, fermo restando che i relativi contratti vengono sottoscritti al di fuori della Bacheca medesima.
3. ^Nell’ambito del quale possono essere presentate offerte di acquisto per l’energia elettrica resa disponibile dal GSE nell’ambito del meccanismo energy release 1.0.
4. ^https://www.mercatoelettrico.org/Portals/0/Documents/it-IT/20250127DTF05rev3PPA.pdf 
5. ^A tal fine si rimanda al nostro articolo: https://www.advant-nctm.com/news-e-approfondimenti/il-mercato-organizzato-dei-ppa-in-italia-e-la-garanzia-di-ultima-istanza-del-gse

La controversia traeva origine dalla mancata presentazione del certificato di collaudo finale relativo all’impianto realizzato in forza di due PAS: secondo l’Amministrazione tale omissione avrebbe giustificato sia l’irrogazione della sanzione pecuniaria che la misura reale del ripristino.

La pronuncia affronta questioni centrali nella disciplina dell’istituto della PAS.

In primo luogo, il Consiglio di Stato conferma la riconducibilità della PAS al modello della SCIA, valorizzando sia la derivazione storica dalle previgenti ipotesi di DIA, sia la struttura del controllo amministrativo, esercitabile nei trenta giorni successivi alla presentazione della dichiarazione. Il decorso di tale termine non determina la formazione di un provvedimento tacito, ma produce l’effetto tipico della SCIA: il privato può legittimamente avviare l’attività dichiarata in assenza di tempestivi rilievi inibitori.

I principi affermati dal Consiglio di Stato trovano riscontro in una serie di recenti pronunce dei Tribunali Amministrativi Regionali, tra cui:

• la sentenza n. 495 del 30 aprile 2026, con cui il TAR Lazio – Latina ha ribadito che, decorso il termine di trenta giorni senza la notifica dell’ordine di non effettuare l’intervento, l’attività deve intendersi definitivamente assentita. L’eventuale esercizio del potere di autotutela richiede la sussistenza di un interesse pubblico specifico e ulteriore rispetto al mero ripristino della legalità, nonché un’effettiva comparazione con l’affidamento del privato;

• la sentenza n. 59 del 14 gennaio 2026, con cui il TAR Puglia - Lecce ha annullato sia il provvedimento di rigetto — intervenuto oltre il termine di trenta giorni, quando la fattispecie abilitativa doveva ritenersi ormai perfezionata — sia il successivo atto di annullamento in autotutela, adottato senza la necessaria valutazione degli interessi pubblici e senza alcuna comparazione con le posizioni imprenditoriali della ricorrente;

• la sentenza n. 474 del 1° aprile 2026, con cui il TAR Lombardia - Brescia ha accolto il ricorso di un operatore, chiarendo che l’asserita carenza di un requisito abilitante (i.e. la disponibilità delle aree) avrebbe dovuto essere fatta valere entro il termine decadenziale di trenta giorni.

in secondo luogo, la sentenza chiarisce che il termine triennale di cui all’art. 6, co. 6, del d.lgs. n. 28/2011 decorre dal perfezionamento della PAS e riguarda il completamento materiale dell’intervento. La sua inosservanza incide sulla possibilità di proseguire i lavori non ancora eseguiti, ma non trasforma in abusivo quanto già realizzato in conformità al titolo, coerentemente con la distinzione operata dall’Adunanza Plenaria n. 14/2024 tra opere incomplete dotate di autonomia funzionale e opere radicalmente difformi dal progetto.

Il terzo profilo concerne l’art. 44, co. 2, del d.lgs. n. 28/2011. Il Consiglio di Stato afferma che la misura del ripristino è riferibile alle sole fattispecie tipizzate dalla norma — totale mancanza della PAS o difformità dell’opera — senza possibilità di estensione analogica. La mancata trasmissione del collaudo, pur costituendo un inadempimento dell’obbligo di cui all’art. 6, co. 8, non può essere equiparata alla mancanza del titolo né determinarne la caducazione e ciò in quanto il collaudo assolve una funzione certificativa, ma non riveste natura costitutiva. Il ragionamento è rafforzato dal confronto con l’art. 23, co. 7, del d.P.R. n. 380/2001, che sanziona la mancata presentazione del collaudo per opere in SCIA alternativa con una sanzione pecuniaria e non con la demolizione.

1. * * *

Orbene, ancora una volta, è il giudice amministrativo - e non le amministrazioni competenti - a farsi “garante” degli obiettivi di decarbonizzazione sottesi alla disciplina delle fonti rinnovabili.

Infatti, mentre la giurisprudenza consolida un quadro di certezza giuridica, riconoscendo la stabilità dei titoli abilitativi e contenendo l’esercizio dei poteri inibitori e sanzionatori entro i limiti di legge, le Amministrazioni continuano troppo spesso ad adottare provvedimenti restrittivi fondati su interpretazioni estensive delle norme, ostacolando di fatto la realizzazione e l’esercizio degli impianti. 

Il risultato è un paradosso: la transizione energetica, che il legislatore ha inteso promuovere attraverso la semplificazione dei procedimenti autorizzativi, finisce per essere affidata non già all’azione amministrativa, bensì alla funzione correttiva della giurisdizione.

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L'elettrificazione delle banchine portuali, c.d. “cold ironing” si iscrive nel più ampio obiettivo della “mobilità sostenibile” e punta a ridurre le esternalità negative derivanti dall'utilizzo di combustibili qualità durante la fase di stazionamento delle navi. 

Un primo inquadramento normativo del sistema si è registrato con l'art. 34-bis del D.L. 30 dicembre 2019, n. 162, successivamente modificato dalla L. 30 dicembre 2023, n. 214, che ha definito il cold ironing quale “insieme di strutture, opere e impianti realizzati sulla terraferma necessari all'erogazione di energia elettrica alle navi ormeggiate in porto”, qualificandolo altresì come servizio di interesse economico generale. 

In tale contesto si inserisce il recente Decreto del Ministro delle Infrastrutture e dei Trasporti n. 10 del 22 gennaio 2026 (di seguito, “Decreto MIT”), adottato per fornire alle Autorità di Sistema Portuale indicazioni puntuali sulla gestione dei servizi di cold ironing e per garantire la piena compatibilità delle misure di agevolazione tariffaria con l'articolo 107 del TFUE in ottemperanza alla decisione della Commissione Europea del 17 giugno 2024, C/2024/3934,. 

2. Del regime autorizzativo: l’autorizzazione unica regionale

Ai sensi dell’art. 33 del D.L. n. 36/2022, i progetti di elettrificazione dei porti sono stati qualificati come programmi “di pubblica utilità”, assoggettandone la costruzione e l'esercizio al rilascio di un'autorizzazione unica da parte della regione competente, nel rispetto delle normative vigenti in materia di tutela dell'ambiente, del paesaggio e del patrimonio storico-artistico, con l'obiettivo di semplificare le procedure per la realizzazione delle infrastrutture necessarie al sistema. 

L'autorizzazione unica è rilasciata a conclusione della conferenza di servizi indetta dall'Autorità di Sistema Portuale o dalla regione competente, con la partecipazione di tutte le amministrazioni interessate, con termine massimo di centoventi giorni, ovvero di centottanta nei casi in cui sia necessario il procedimento di valutazione di impatto ambientale (“VIA”) o la verifica di assoggettabilità (“Screening VIA”). 

In ordine all'assoggettabilità a VIA, si ritiene che il progetto debba seguire le ordinarie regole del Codice dell'Ambiente (D.Lgs. n. 152/2006), laddove i singoli interventi ricadano tra quelli di cui agli Allegati II, II-bis, III e IV alla Parte II del medesimo Codice. 

3. Della disciplina regolatoria: gli oneri di sistema e il regime di agevolazione

Il tema degli oneri generali di sistema (di seguito, “OGS”) rappresenta il nucleo centrale del regime di vantaggio riconosciuto al sistema di cold ironing: con Delibera ARERA 492/2024/R/eel del 29 novembre 2024, è stata data attuazione alle disposizioni di cui all'art. 34-bis, comma 1, del D.L. n. 162/2019, in materia di “sconti sugli oneri generali di sistema per l'energia elettrica prelevata da infrastrutture di cold ironing”. 

L'entità degli sconti è pari, per i consumi degli anni dal 2025 al 2029, al 100% degli OGS dovuti dal Gestore dell'infrastruttura di cold ironing (“GdI”), con riduzione proporzionale nei casi in cui il POD non sia destinato esclusivamente all'alimentazione di infrastrutture di cold ironing. Il Decreto MIT ha quindi precisato le modalità operative del regime: a decorrere dal 1° gennaio 2030, le agevolazioni saranno riconosciute solo alle navi e nei porti non soggetti agli obblighi rispettivamente previsti dal Regolamento UE 2023/1804 e dal Regolamento UE 2023/1805, al fine di circoscrivere l'incentivo ai soli casi in cui esso risulti necessario a orientare i comportamenti degli operatori. 

Le agevolazioni devono essere trasferite integralmente agli utilizzatori finali del servizio di cold ironing ed il GdI riconosce a consuntivo gli eventuali crediti non corrisposti in tariffa, sotto forma di conguaglio o sconto sulle forniture successive. È altresì prevista una clausola di salvaguardia in materia di aiuti di Stato: le agevolazioni non possono essere riconosciute a imprese versanti in situazione di difficoltà o destinatarie di un ordine di recupero pendente, a tal fine acquisendo dal beneficiario apposita autocertificazione. 

4. Del Gestore dell’Infrastruttura di cold ironing (GdI) e delle modalità di affidamento del servizio

Il GdI può essere un'impresa o un raggruppamento temporaneo di imprese (RTI), costituito o costituendo, che dimostri comprovata esperienza nella gestione di infrastrutture energetiche complesse, reti di distribuzione elettrica, impianti di cold ironing ovvero stazioni di ricarica ad alta potenza, operative nel rispetto di standard tecnici e di sicurezza equivalenti a quelli europei. 

Il medesimo GdI è tenuto a garantire condizioni di accesso e fornitura eque e non discriminatorie, condividendo preventivamente con l'Autorità di Sistema Portuale competente le condizioni di accesso agli impianti, che vengono pubblicate sul sito istituzionale dell'Autorità, oltre ad essere tenuto ad una rendicontazione semestrale alle Autorità di Sistema Portuale, comunicando i dati relativi alle agevolazioni riconosciute, all'energia fornita e al piano tariffario applicato.

L'erogazione del servizio costituisce un servizio di interesse economico generale, i cui gestori sono individuati dalle Autorità competenti mediante procedura ad evidenza pubblica ai sensi dell'art. 6, comma 10, della legge n. 84/1994 e del D.Lgs. n. 36/2023 (c.d. Codice dei contratti pubblici). 

Gli ambiti ottimali di affidamento (c.d. cluster) sono individuati dalla Direzione Generale competente, con possibilità per le Autorità di Sistema Portuale interessate di regolare l'organizzazione dell'affidamento mediante accordi di collaborazione ai sensi dell'art. 15 della L. n. 241/1990. L'affidamento comporta il rilascio al GdI di una concessione demaniale marittima ai sensi dell'art. 36 del Codice della navigazione, mentre lo stesso sarà tenuto a presentare un piano economico-finanziario in equilibrio, con ricavi tariffari idonei a coprire i costi del servizio, comprensivi di un margine di utile ragionevole tendente al costo medio ponderato del capitale investito. 

5. Conclusioni: una disciplina in evoluzione

Il quadro normativo sin qui ricostruito si presenta come un assetto regolatorio ancora in fase di consolidamento, la cui compiuta definizione resta subordinata anche a fattori di ordine tecnico, economico e istituzionale, operanti sia sul piano nazionale sia su quello europeo. D’altronde, nonostante i significativi progressi registrati ad oggi nella disciplina in oggetto, taluni istituti fondamentali - quali la definizione dei cluster di affidamento e i criteri di selezione dei gestori, nonché la definizione delle responsabilità nella filiera dell’approvvigionamento di energia elettrica nell’ambito del sistema di cold ironing - restano in fase attuativa e il quadro eurounitario in materia di transizione energetica del settore marittimo è esso stesso in rapida evoluzione.

1. ^ Si intende far riferimento alla Direzione generale per i porti, la logistica e l’intermodalità del Ministero delle infrastrutture e dei trasporti, incardinata nell’ambito del Dipartimento per i trasporti e la navigazione

Lo scorso 20 febbraio 2026 è stato approvato il Decreto-Legge n. 21/2026 (il “DL Bollette”), attualmente in fase di conversione, sul cui testo, come approvato in Commissione Attività produttive, il Governo ha posto la questione di fiducia alla Camera, con termine per la conversione in legge fissato al 21 aprile 2026. Il provvedimento interviene, inter alia, sul disposto dell’art. 5-bis del Decreto-Legge n. 63 del 15 maggio 2024, convertito con modificazioni dalla Legge n. 163 del 12 luglio 2024 (“DL Agricoltura”), circoscrivendo le modalità attraverso cui i produttori di biometano e i clienti finali disciplinano la contrattualizzazione dei relativi volumi.

2. Il contesto normativo: DM Biometano, DL Agricoltura e DM GO

Per meglio comprendere la portata della modifica, appare utile ripercorrere brevemente l’evoluzione normativa che ha riguardato il meccanismo incentivante disciplinato dal Decreto del Ministero dell’Ambiente e della Sicurezza Energetica del 15 settembre 2022 (“DM Biometano”), con particolare riferimento all’autoconsumo del biometano.

Come noto, il DM Biometano definiva come biometano autoconsumato i volumi di biometano prodotti e trasmessi, tramite reti interne al sito di volta in volta rilevante, alle apparecchiature per l’autoconsumo nel contesto di processi produttivi svolti dal medesimo produttore.

Successivamente, con l’entrata in vigore del DL Agricoltura e, in particolare, con le disposizioni di cui all’articolo 5-bis, comma 2, il legislatore – per favorire la produzione di biometano da biomasse agricole e incrementarne l’utilizzo nelle diverse filiere produttive difficili da decarbonizzare – ha introdotto importanti modifiche alla definizione di biometano autoconsumato nel contesto del DM Biometano. Pertanto, ad oggi, rientra nella nozione richiamata anche il biometano prodotto da un impianto agricolo nella disponibilità del soggetto titolare degli incentivi in tariffa premio di cui al DM Biometano e trasmesso tramite la rete con obbligo di connessione di terzi ad un cliente finale operante in settori industriali c.d. hard-to-abate (“Clienti Finali Hard-to-Abate”).

Ai fini di tale estensione, ai sensi del comma 2 dell’articolo 5-bis del DL Agricoltura, il prezzo medio mensile delle garanzie d’origine (“GO”) deve essere nullo.

3. Accordi di compravendita di biometano per autoconsumo: modifica normativa di cui all’articolo 11, comma 2, del DL Bollette

Proprio sull’assetto così definito dal comma 2 dell’articolo 5-bis del DL Agricoltura è intervenuto il DL Bollette, il quale, come chiarito dalla relazione tecnica, intende impedire qualsivoglia tipologia di elusione da parte dei produttori in relazione alla valorizzazione delle GO.

In questo senso, il DL Bollette aggiunge un ultimo periodo al comma 2, chiarendo che la traslazione, anche indiretta, del valore delle GO su altre voci di costo del contratto non è consentita, fatto salvo il riconoscimento dei corrispettivi per la gestione operativa del contratto.

Inoltre, la modifica normativa introduce anche il nuovo comma 2-bis dell’articolo 5-bis del DL Agricoltura, il quale, al fine di garantire un adeguato livello di trasparenza, prevede l’obbligo di dare evidenza delle singole voci di costo negli accordi di compravendita stipulati ai sensi del comma che precede. Per le medesime finalità è inoltre previsto che ARERA, su proposta del GSE, renda disponibili delle clausole contrattuali standard di cui gli operatori potranno avvalersi.

Nel successivo comma 2-ter, introdotto anch’esso dal DL Bollette, viene circoscritto l’ambito applicativo del comma 2 dell’articolo 5-bis del DL Agricoltura. In particolare, la disposizione prevede che il regime di autoconsumo si applichi agli accordi di compravendita sottoscritti con i Clienti Finali Hard-to-Abate nel limite del 35% dei consumi dei predetti clienti.

Infine, il comma 3 dell’articolo 11 del DL Bollette, disciplina il regime di decorrenza delle disposizioni di cui al comma 2. Nella versione originariamente approvata dal Consiglio dei Ministri, il comma 3 prevedeva che tali disposizioni si applicassero ai contratti sottoscritti a decorrere dalla data di entrata in vigore del decreto. La versione attualmente in fase di conversione ha tuttavia posticipato tale termine, stabilendo che le medesime disposizioni si applichino ai contratti sottoscritti a decorrere dal trentesimo giorno successivo alla data di entrata in vigore della legge di conversione del decreto.

La ratio sottesa all’intervento appare coerente con lo scopo ab origine dell’articolo 5-bis del DL Agricoltura: assicurare che le GO siano effettivamente trasferite al cliente finale, sia esso o meno Cliente Finale Hard-to-Abate, ad un prezzo nullo, affinché questi goda degli stessi benefici che sarebbero stati riconosciuti al produttore in caso di autoconsumo diretto. La modifica normativa mira, pertanto, a contrastare le prassi negoziali, emerse in sede di prima applicazione dell’articolo 5-bis del DL Agricoltura, attraverso le quali il valore economico delle GO veniva di fatto ripartito tra il produttore e il Cliente Finale Hard-to-Abate.

4. Osservazioni conclusive 

In attesa della conversione del decreto e delle regole operative del GSE, le modifiche apportate dallo stesso introducono elementi di significativa novità che meritano attenta considerazione da parte degli operatori del settore.

In primo luogo, l'introduzione della soglia del 35% dei consumi dei Clienti Finali Hard-to-Abate quale limite massimo per l’applicazione del regime di autoconsumo di cui al DL Agricoltura comporta la necessità di rimodulare i volumi contrattualizzabili nell’ambito del singolo accordo di compravendita di biometano. La disposizione, tuttavia, non chiarisce le concrete modalità operative attraverso cui tale limitazione troverà applicazione; sarà pertanto necessario attendere l’eventuale pubblicazione delle nuove regole applicative del DM Biometano al fine di comprendere compiutamente la portata della novità introdotta dal DL Bollette.

In secondo luogo, il divieto di traslazione, anche indiretta, del valore delle GO su altre voci di costo del contratto incide in modo determinante sulla struttura del prezzo degli accordi di compravendita di biometano, richiedendo pertanto un’attenta individuazione delle componenti di costo legittimamente riconoscibili. A tal fine, la pubblicazione da parte di ARERA, su proposta del GSE, delle clausole contrattuali standard, unitamente al ruolo di monitoraggio attribuito al GSE, contribuirà a definire i limiti entro cui gli accordi di compravendita di biometano potranno ritenersi compatibili con il dettato normativo.

In tale contesto, l’assetto complessivamente disegnato dal legislatore pone indubbiamente sfide rilevanti in termini di strutturazione degli accordi di compravendita di biometano, con particolare riferimento alla struttura del prezzo pattuito tra le parti. Cionondimeno, il DL Bollette stesso sembra lasciare margini apprezzabili per (i) una definizione del corrispettivo che consenta di remunerare adeguatamente le attività svolte dal produttore – o dall’intermediario – nell’ambito della configurazione di autoconsumo, nel fare espressamente salvo il riconoscimento dei corrispettivi per la gestione operativa del contratto di compravendita e (ii) per la valorizzazione del biometano oggetto dell’accordo di compravendita in quanto sostenibile. 

La corretta individuazione di tali margini, anche e soprattutto in vista delle clausole contrattuali standard che ARERA renderà disponibili su proposta del GSE, rappresenterà senz’altro un profilo di centrale rilevanza per gli operatori del settore.

La pronuncia è stata resa nell’ambito di un giudizio promosso da un primario operatore del settore delle rinnovabili titolare di un progetto di un impianto agrovoltaico su una superficie di circa 13,6 ettari in area agricola. 

Il diniego comunale era fondato, in sintesi, 

• sull’asserita non idoneità del contratto preliminare di compravendita a dimostrare la disponibilità delle aree;

• sull’applicabilità della disciplina regionale veneta in materia di “indicatori di non idoneità” (L.R. n. 17/2022) in deroga alla disciplina statale sulle aree idonee (D.Lgs. n. 199/2021).

Accogliendo il ricorso, il Collegio ha affermato i seguenti importanti principi:

1. (i) in via preliminare, ha disatteso le eccezioni di improcedibilità del ricorso sollevate dal Comune resistente, il quale aveva dedotto che i contratti preliminari di compravendita fossero divenuti inefficaci per mancata stipula dei contratti definitivi entro il termine pattuito di 18 mesi. Il Collegio, facendo applicazione dei criteri ermeneutici di cui agli artt. 1362 e 1363 cod. civ., ha rilevato che le clausole contrattuali attribuivano alla promissaria acquirente la facoltà di richiedere una proroga – alla quale la promittente venditrice aveva già prestato il proprio consenso ora per allora – e che la volontà delle parti di mantenere intatto il vincolo negoziale era ulteriormente confermata dalla stipula, in data successiva, di un apposito addendum con il quale era stato fissato un nuovo termine finale per la conclusione dei contratti definitivi.

   Nell’ambito di tali argomentazioni, il TAR ha ammesso il deposito dell’addendum oltre i termini previsti dall’art. 73 c.p.a., in quanto (i) venuto ad esistenza in data successiva alla relativa scadenza, (ii) resosi necessario al fine di interloquire su una questione sollevata per la prima volta nella memoria depositata dal Comune in data 26 gennaio 2026 e (iii) utile a dimostrare la persistenza dell’interesse al ricorso;

    

2. (ii) in materia di disponibilità delle aree ai fini della PAS, il contratto preliminare di compravendita è idoneo a dimostrare la “disponibilità sugli immobili interessati dall'impianto e dalle opere connesse” richiesta dall’art. 6, comma 2, del d.lgs. n. 28/2011, purché conferisca al promissario acquirente poteri di godimento sufficienti a porre in essere gli adempimenti funzionali al conseguimento del titolo autorizzatorio. 

   Il TAR, aderendo al recente orientamento del Consiglio di Stato (Sez. IV, 15 dicembre 2025, n. 9891) ha chiarito che la verifica deve essere condotta “non tanto in astratto, in relazione al negozio giuridico utilizzato dalle parti, ma in concreto, in relazione al novero dei poteri di godimento assicurati”. Nel caso di specie è stato dimostrato che i contratti preliminari attribuivano alla promissaria acquirente il libero accesso alle aree per sopralluoghi, rilievi e operazioni funzionali all'ottenimento delle autorizzazioni, nonché obblighi di non facere in capo alla promittente venditrice, con la conseguenza che la prima aveva pieno godimento delle aree;

    

3. (iii) le aree qualificate come idonee dall’art. 20, comma 8, lett. c-ter), n. 2 del d.lgs. n. 199/2021 – nella specie, aree agricole prive di caratteristiche ambientali di pregio localizzate entro 500 metri da uno stabilimento industriale – mantengono tale qualificazione anche laddove la normativa regionale (nella specie, la L.R. Veneto n. 17/2022) le classifichi come “agricole di pregio” e quindi presuntivamente non idonee.

   Il TAR ha statuito che la normativa regionale non può derogare ai principi fondamentali della materia riservati allo Stato e che i criteri introdotti dalla legge regionale “varranno esclusivamente nelle aree agricole diverse da quelle qualificate dal Legislatore statale come «aree idonee di diritto»”. 

   Ne consegue che la realizzazione dell’impianto non è condizionata dalla titolarità, in capo al proponente, dei requisiti richiesti dall’art. 4, comma 3, della L.R. n. 17/2022;

    

4. (iv) la mera vicinanza di un bene sottoposto a tutela ai sensi del d.lgs. n. 42/2004 (nella specie, una villa veneta) non preclude la qualificazione dell’area come idonea ai sensi dell’art. 20, comma 8, lett. c-ter), n. 2 del d.lgs. n. 199/2021. 

   Il TAR, condividendo il recente indirizzo del Consiglio di Stato (Sez. IV, nn. 10383/2025 e 1099/2026), ha chiarito che la lett. c-quater) del medesimo comma 8 ha carattere residuale e generale, mentre la lett. c-ter) ha natura speciale: la clausola di salvezza “fatto salvo quanto previsto alle lettere a), b), c), c-bis) e c-ter)” contenuta nella lett. c-quater) impedisce che quest'ultima introduca un requisito di idoneità aggiuntivo rispetto alle fattispecie speciali già disciplinate dalle lettere precedenti. 

   Il Collegio ha inoltre rilevato che l’eccezione del Comune relativa alla vicinanza della villa veneta costituiva un’inammissibile integrazione postuma della motivazione del provvedimento, in quanto tale circostanza non figurava tra le ragioni giuridiche poste a fondamento del diniego, ma era stata menzionata solo “per completezza di informazione” nella parte istruttoria dell’atto impugnato.

Si tratta con tutta evidenza di una pronuncia di notevole rilievo per gli operatori del settore, in quanto consolida – in sede di merito – principi fondamentali in materia di (i) idoneità del contratto preliminare quale titolo di disponibilità delle aree, (ii) prevalenza della qualificazione statale delle aree idonee rispetto a discipline regionali più restrittive e (iii) rapporto tra le diverse fattispecie di idoneità previste dall'art. 20, comma 8, del d.lgs. n. 199/2021, con particolare riguardo alla natura speciale della lett. c-ter) rispetto alla lett. c-quater).

Inoltre, sotto il profilo processuale, la sentenza conferma la facoltà per il ricorrente di depositare documenti oltre i termini di cui all’art. 73 c.p.a., qualora questi siano venuti ad esistenza successivamente alla relativa scadenza e risultino utili a dimostrare la permanenza delle condizioni di procedibilità del ricorso.

Le caratteristiche distintive di un Hybrid PPA

Un Power Purchase Agreement — PPA — è, nella sua forma più elementare, un contratto di lungo periodo con cui un produttore di energia rinnovabile cede la propria produzione a un acquirente — tipicamente un consumatore industriale o un trader — a condizioni predeterminate, sottraendosi così alla volatilità del mercato spot. 

Il PPA tradizionale nella forma pay-as-produced ha caratteristiche che ne hanno sicuramente agevolato la diffusione, soprattutto in Italia: il rischio di volume è chiaramente allocato, la bancabilità dei contratti pluriennali in presenza di controparti con merito creditizio è elevata e il profilo di produzione di un impianto fotovoltaico o eolico non coincide necessariamente con il profilo di consumo dell'acquirente. Proprio questa ultima caratteristica, nelle prossime evoluzioni del mercato, potrebbe costituire un limite alla ulteriore diffusione dei contratti di lungo termine. 

L'Hybrid PPA nasce esattamente per superare questo possibile limite, combinando in una struttura integrata una o più fonti di generazione e BESS. L'aggiunta dello stoccaggio consente infatti di trasformare un profilo di produzione intermittente e non altrimenti governabile in un profilo più prossimo alle esigenze del consumatore. In sostanza, il BESS, unitamente alle attività di trading, rende il prodotto — l'energia consegnata al cliente finale — qualitativamente diverso rispetto alla basilare produzione as-produced di un singolo impianto rinnovabile. 

La struttura soggettiva dell'Hybrid PPA: attori e logiche

Dal punto di vista della struttura, un Hybrid PPA fisico può coinvolgere gli interessi di una pluralità di soggetti: i titolari degli impianti di generazione da fonte rinnovabile, i titolari dei sistemi di accumulo, il trader, che funge da aggregatore, il cliente finale elettrivoro e il fornitore della tecnologia/EPC Contractor. Vale la pena soffermarsi un momento su ciascuno di essi, perché la complessità dell'Hybrid PPA deriva proprio dal dover bilanciare interessi che non sempre convergono spontaneamente.

Il cliente finale energivoro ha una priorità chiara: ricevere energia in forma baseload, con consegna in PCE e le Garanzie di Origine in relazione ai volumi oggetto dell'Hybrid PPA. 

Il trader ha un interesse principale duplice: presentare al cliente finale energivoro un prodotto quanto più attrattivo possibile e al tempo stesso massimizzare il proprio margine mantenendo i prezzi riconosciuti al generatore nel PPA e al titolare dello storage nel contratto di tolling quanto più contenuti possibile. L'obiettivo commerciale del trader è concludere un PPA per quanto possibile Pay as Nominated con il generatore — ovvero un Pay as Produced con un volume minimo mensile garantito — con consegna in PCE.

Il titolare dello storage è principalmente interessato a ricevere dal trader un corrispettivo fisso o un floor nell'ambito del contratto di tolling, tale da rendere questa soluzione preferibile rispetto a — e compatibile con — eventuali alternative di valorizzazione della capacità di accumulo, inclusa la partecipazione al Capacity Market. 

La SPV Impianto mira a stabilizzare i propri ricavi sottoscrivendo un PPA con il prezzo più alto possibile, assicurando la bancabilità del contratto. 

Le esigenze di tutela: garanzie e bancabilità 

Uno degli aspetti più delicati — e praticamente rilevanti — di questa architettura contrattuale riguarda la gestione dei rischi e la strutturazione delle garanzie tra le parti, ivi incluso il fornitore di tecnologia e gli EPC Contractor anche per esigenze di bancabilità.

Il trader vorrà tutelarsi sui vari fronti di rischio chiedendo la consegna di strumenti di garanzia.

Il contesto regolatorio 

In questo contesto si inserisce anche il ruolo abilitante degli strumenti pubblici: l'Energy Release, i meccanismi FER, incluso il FER Z, il MACSE, il Capacity Market, il MPPA e le garanzie pubbliche, ma anche la necessità di regolare la coesistenza e l'interazione tra incentivazione pubblica e contrattazione privata.

Il mercato dei PPA potrà finalmente decollare o resterà marginale rispetto agli schemi pubblici gestiti dal GSE? Il FER-Z — la sua struttura decentrata e l’incentivazione della consegna di un profilo — potrà contribuire alla crescita del mercato dei PPA o potrà essere un limite?

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.

***

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.

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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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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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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.

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Dalle prossime aste FER X ai chiarimenti sul mercato PPA, passando per le novità sul mercato agrivoltaico, certificati bianchi e Data Center, la newsletter offre un aggiornamento puntuale per operatori e stakeholder del mercato energetico.

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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). 

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.

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”.

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.

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.

Piero Viganò parteciperà al convegno organizzato dalla Camera di Commercio Italo-Germanica nell’ambito del progetto "Energy Solutions - Made in Germany".

L'evento, che si terrà a Milano, sarà un'importante occasione per discutere di soluzioni innovative e sostenibili nel settore dell’energia e della trasformazione urbana.

In particolare, Piero sarà relatore con un intervento dal titolo “La costituzione di una CER in Italia: un focus sul quadro normativo”.

Clicca qui per il programma completo dell'evento

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.

Piero Viganò parteciperà all'Italian Energy Day 2024, evento chiave per il settore energetico organizzato da Montel Group. 

La conferenza riunirà professionisti ed esperti del settore per discutere sulle sfide e le opportunità del mercato energetico italiano, con focus su strategie innovative e sostenibili.

In particolare, Piero interverrà durante il panel dedicato all'energia nucleare.

Clicca qui per il programma completo dell'evento

Piero Viganò parteciperà al webinar organizzato da Montel dedicato al settore delle energie rinnovabili e alle potenzialità dell'agrivoltaico.

I relatori approfondiranno le prospettive di questa nuova tecnologia che punta ad unire agricoltura ed energia.

Verranno analizzate le ultime novità normative con focus su:

• stato delle rinnovabili in Italia
• caratteristiche dell'agrivoltaico
• agrivoltaico, quale ruolo nella decarbonizzazione

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Con la recente pubblicazione in Gazzetta Ufficiale del Decreto Legislativo 6 settembre 2024, n. 125 (il “Decreto Legislativo”) di recepimento della direttiva (UE) 2022/2464 sulla rendicontazione societaria di sostenibilità (la “CSRD”) viene introdotta nel nostro ordinamento la rendicontazione del piano di transizione climatica, che dovrebbe costituire il fulcro della governance della sostenibilità societaria. Novità significativa che, come vedremo, riveste una rilevanza che va oltre la mera rendicontazione, trattandosi di un vero e proprio piano di azione strategico e operativo sulla gestione e governance dei rischi climatici e delle opportunità connesse. Tale novità offre due principali prospettive di analisi: una prima legata alla congruità degli attuali modelli di governance per affrontare la transizione all’interno delle società ed una seconda che riguarda il regime di conformità normativa dei piani di transizione e la responsabilità dell’organo amministrativo.

Innanzitutto, la scelta del Decreto Legislativo di attribuire alla relazione sulla gestione degli amministratori la funzione di “contenitore” del piano di transizione, come per le altre informazioni afferenti alla sostenibilità della società, conferisce una nuova veste alla relazione che diventa così documento programmatico ed esecutivo di gestione delle opportunità, rischi ed impatti connessi ai fattori climatici, dettagliato e puntuale. Tale scelta, nel contesto delle informazioni di sostenibilità che le società tenute a redigere il piano devono fornire, è coerente con il ruolo del piano di transizione che, nelle intenzioni del legislatore europeo, è lo strumento strategico che interagisce con il modello di business e la sua resilienza, il piano finanziario nonché il piano di investimenti dell’impresa.

Inoltre, la CSRD, e conseguentemente il Decreto Legislativo, a differenza della Task Force on Climate-Related Financial Disclosure (TCFD) e dell’IFRS S2 dell’International Sustainability Standard Board, opera una scelta di governance netta, attribuendo all’organo amministrativo la definizione del piano di transizione.

Il nostro legislatore, infatti, in sede di recepimento della CSRD, ha previsto al primo comma dell’articolo 10 del Decreto Legislativo che “[l]a responsabilità di garantire che le informazioni richieste [tra cui il piano di transizione climatica] … siano fornite in conformità a quanto previsto dal presente decreto compete agli amministratori delle società tenute agli obblighi ivi previsti. Nell’adempimento dei loro obblighi costoro agiscono secondo criteri di professionalità e diligenza”.

Il “contenuto” minimo del piano deve conformarsi allo standard di rendicontazione sul cambiamento climatico (ESRS E1) di cui all’atto delegato della Commissione n. 2772/2023. Tale piano si deve, infatti, confrontare con i rischi fisici e di transizione che l’impresa deve affrontare, con diversi scenari climatici e con l’allineamento agli obiettivi di sostenibilità dell’Unione e del Green Deal europeo, tra cui l’obiettivo climatico di 1,5°C di riscaldamento globale nel 2050, previo calcolo dell’impronta carbonica Scope 1, 2 e 3 applicando le metodologie dell’intensità carbonica con riferimento ai singoli prodotti e della riduzione assoluta di emissioni della società, nonché prevedendo obiettivi temporali nel breve, medio e lungo termine basati sulla scienza, così come richiesto dallo standard di rendicontazione ESRS E1. La valutazione della resilienza del modello di business e della strategia richiedono un coordinamento con tre obblighi informativi di cui allo standard ESRS 2, che affronta in termini più generali gli elementi della strategia che riguardano le questioni di sostenibilità o che influiscono su di esse: il modello aziendale e la catena del valore (SBM-1); gli interessi ed opinioni dei portatori di interesse (SBM-2); e gli impatti, rischi e opportunità rilevanti e il modo in cui questi interagiscono con la sua strategia e il suo modello aziendale (SBM-3).

In ultima analisi, il piano dovrebbe consentire non solo agli amministratori ma anche ad azionisti, investitori, ceto creditorio e stakeholder nel loro complesso di valutare la capacità di allineamento della società agli obiettivi di transizione fissati dall’Unione e di reazione alle sfide connesse, nonché di vagliare il rischio che i beni aziendali possano essere oggetto di “lock-in” carbonico (ovvero esposti al rischio di continuare a contribuire al cambiamento climatico, pur in presenza di alternative ecosostenibili) e di “stranding” (ovvero di perdita di valore e di redditività dei beni aziendali) ed il rischio di impatti sulla resilienza della strategia e del modello di business.

Come si può notare, il piano affronta tematiche scientifiche, tecnologiche, climatiche, ambientali, contabili, legali, di policy e di competitive intelligence strettamente collegate tra di loro, che richiedono competenze specifiche e che dovrebbero guidare la strategia aziendale futura e le operazioni ordinarie e straordinarie della società. Attesa la rilevanza del piano per la resilienza della strategia e del modello di business, la decisione di attribuire la competenza di redigere il piano agli amministratori appare del tutto congrua e coerente con il sistema di governance delle società. Tale approccio è stato confermato dal nostro legislatore, in sede di recepimento, al poc’anzi citato primo comma dell’articolo 10 del Decreto Legislativo. 

Gli standard di rendicontazione europei non offrono delle linee guida sulla redazione dei piani di transizione e sulla loro credibilità e nell’ordinamento dell’Unione manca una vera e propria soft law. Ciò nonostante, importanti spunti possono essere ricavati dalla Raccomandazione della Commissione Europea del 27 giugno 2023 sulla finanza di transizione, dalle linee guida dell’Organizzazione per la Cooperazione e lo Sviluppo Economico (OCSE) nonché dalla Transition Plan Taskforce, le cui linee guida è previsto siano utilizzate a livello internazionale nell’IFRS 2.

Alla luce di queste linee guida ed attesa la rilevanza della soft law nella CSRD nonchè la crescente attenzione alla soft law da parte della giurisprudenza, l’organo amministrativo, partendo da una disamina dei “drivers of change” che impattano a livello globale il settore di appartenenza della società, dovrebbe operare un’attenta analisi del processo produttivo adottato e del modello di business in un’ottica di compatibilità con la Legge Climatica ed il Green Deal Europeo (e quindi, ad es., con il Net Zero Industry Act, la Zero Pollution Policy, il Circular Economy Action Plan, l’Ecodesign Regulation, il Regolamento sulle Materie Prime Critiche per citare solo le principali fonti). Di seguito, andrebbe effettuata dalla società un’analisi dell’impatto dei singoli beni aziendali sull’ambiente, applicando la metodologia del Life-Cycle Assessment, ovvero del ciclo di vita dei prodotti anche con riferimento all’impatto sulla perdita di biodiversità ed ecosistemi, laddove rilevante. Infine, il piano dovrebbe, ai sensi dell’ESRS E1, offrire soluzioni di mitigazione climatica congrue, tenendo anche presente, alla luce delle best practice del singolo settore industriale, le diverse tecnologie esistenti e future e la loro adozione da parte dei concorrenti della società.

La società dovrebbe indicare, ad esempio, quali siano queste soluzioni ed il loro livello di maturità tecnologica e di allineamento con il Regolamento Tassonomia, il costo delle stesse relativamente alla loro capacità di ridurre le emissioni di CO_2, nonché il costo connesso alla dismissione dei beni aziendali e gli impatti economici derivanti dall’ingresso in nuove catene del valore e dalla normativa sulle quote di emissioni, la prioritizzazione degli interventi sui singoli beni partendo da quelli con più alto “lock-in” carbonico, ovvero da quelli per i quali esiste un’alternativa a basso livello di emissioni carboniche, individuando inoltre eventuali impedimenti, anche di natura legale, derivante da impegni di approvvigionamento di lunga durata, ad es. nel contesto delle materie prime critiche.

Le soluzioni di mitigazione individuate, ai sensi del Decreto Legislativo e dell’ESRS E1, vanno poi coordinate con i piani finanziari e di investimento della società, andando ad indicare le possibili fonti per finanziare la transizione. Laddove, nell’ambito di un’analisi di materialità, la società ritenga che sia esposta anche a dipendenze e/o impatti legati alla perdita di biodiversità o degli ecosistemi, il piano dovrebbe integrare anche questi temi ai sensi dell’ESRS E4, sempre contenuto nell’atto delegato della Commissione n. 2772/2023.

Data la complessità dei temi, diventa in questo contesto centrale la definizione dei ruoli e della gestione del flusso informativo tra, da una parte, gli organi delegati, che presumibilmente assumeranno responsabilità diretta per la preparazione del piano di transizione climatica, e, dall’altra, i consiglieri privi di delega e i membri dell’eventuale comitato endoconsiliare di sostenibilità. Siamo in una situazione ben differente rispetto alla redazione della dichiarazione non finanziaria, che è soggetta a principi di rendicontazione non vincolanti e la cui redazione nella prassi è demandata a terzi e soggetta ad un controllo formale da parte dell’organo amministrativo. Nel caso del piano di transizione, l’organo deve affrontare delle scelte strategiche e valutare l’impatto di varie esternalità sulla strategia della società e sul modello di business: si tratta di dati ed informazioni che generalmente non solo sono di dominio degli amministratori delegati, bensì richiedono una visione complessiva dell’attività di impresa che non concerne i consiglieri senza deleghe e quelli indipendenti.

Il comitato endoconsiliare di sostenibilità può senz’altro favorire lo scambio di informazioni, fornire dei pareri non vincolanti e suggerire l’applicazione di metodologie o di piani di azione per la redazione del piano, ma, in ultima analisi, la responsabilità della redazione del piano dovrebbe ricadere in capo ai consiglieri delegati, atteso che solo tali consiglieri sono tenuti, congiuntamente al dirigente preposto alla redazione dei documenti contabili societari, ad attestare, ai sensi del nuovo art. 154-ter del TUF, che la rendicontazione di sostenibilità inclusa nella relazione sulla gestione sia stata redatta conformemente agli standard di rendicontazione applicati ai sensi della CSRD e del Decreto Legislativo. Al contempo, i comitati endoconsiliari e i consiglieri senza deleghe assumono un significativo ruolo di valutazione e controllo, cercando di vigilare sulla coerenza, logicità e credibilità del piano. Data la complessità dei temi affrontati è però essenziale che la società conferisca degli strumenti efficaci di controllo agli amministratori non esecutivi e ai componenti dei comitati endoconsiliari, prevedendo, ad es., la possibilità di accedere a tutte le informazioni richiamate nel piano o comunque desumibili dallo stesso e di instaurare un contradditorio con le funzioni aziendali. Al fine di guidare la propria attività di valutazione e controllo, gli amministratori senza deleghe ed i componenti del comitato endoconsiliare di sostenibilità dovrebbero far leva sulle best practice di redazione dei piani nel settore specifico in cui opera l’impresa.

La rilevanza del piano di transizione per il modello di business e per la strategia imporrebbe un ampliamento delle competenze del comitato di sostenibilità per includere anche materie di indirizzo strategico o alternativamente la costituzione di un unico comitato di strategia e sostenibilità, che adotti una policy interna che miri ad individuare gli indicatori qualitativi e quantitativi di credibilità del piano di transizione climatica a cui i consiglieri delegati devono attenersi.

La conformità normativa del piano di transizione è sottoposta a tre regimi paralleli, uno di diritto di societario, uno civilistico ed uno penale ed amministrativo.

Il primo trova innanzitutto la sua fonte negli articoli 2392 e 2428 c.c.. Una volta, infatti, individuati negli amministratori i soggetti responsabili del piano stesso, questi dovranno attenersi ai principi generali di professionalità e diligenza e a quelli specifici applicabili alla relazione sulla gestione, desumibili dall’art. 2428 c.c., che devono condurre ad un’analisi “fedele, equilibrata ed esauriente della situazione della società”. Come indicato dalla giurisprudenza di merito (trib. Milano, 23 dicembre 2022, n. 10200), laddove le informazioni contenute nella relazione sulla gestione (e quindi nel piano) siano connesse ai dati di bilancio e falsino o rendano non intelleggibili tali dati, la deliberazione di approvazione del bilancio è affetta da nullità, mentre se i vizi non sono collegati a dati di bilancio, ciò può solo causare l’annullabilità del bilancio o della relazione. È rilevante, a tal fine, la previsione dell’obbligo di rendicontazione E1-9 che riguarda gli effetti finanziari attesi dei rischi fisici e di transizione rilevanti. Pertanto, laddove la società abbia colposamente o dolosamente omesso o incorrettamente valutato tali rischi ed i loro effetti finanziari avrebbero dovuto essere inclusi tra i dati di bilancio, all’azionista è data la possibilità di agire in giudizio per fare dichiarare la nullità ovvero l’annullamento del bilancio o della relazione sulla gestione.

Sebbene ciò non si traduca in un obbligo positivo in capo agli amministratori di attuare il piano, previsto invece dalla direttiva (UE) 2024/1760 (Direttiva Due Diligence) come una obbligazione di mezzi, l’obbligo di predisporre con professionalità e diligenza un piano di transizione che sia fedele, equilibrato ed esauriente offre un primo canone di “credibilità” a cui il piano deve attenersi. Ciò a prescindere dalla necessità che lo stesso si conformi agli standard di rendicontazione generali adottati dalla Commissione con atto delegato n. 2772/2023. L’amministratore che non condivida gli obiettivi di mitigazione climatica è comunque tenuto a comportarsi con professionalità e diligenza e a cooperare con gli altri amministratori e con i soggetti preposti a coadiuvare l’organo nella preparazione del piano.

In tale contesto, assume rilievo anche il sesto comma dell’articolo 2381 c.c. che impone agli amministratori di agire in modo informato. Se è vero che il piano di transizione climatica costituisce una componente essenziale della strategia della società potenzialmente in grado di guidare scelte future e che le decisioni successive assunte dall’organo dovranno confrontarsi con lo stesso, allora questo non può che essere adottato a seguito di una conoscenza e valutazione da parte degli amministratori di tutti gli elementi fattuali e metodologici. Anche atteso che la relazione sulla gestione è atto congiunto non riferibile ai soli delegati, gli amministratori hanno un obbligo di attivarsi per richiedere ai consiglieri delegati ulteriori informazioni laddove queste non sia state fornite ovvero siano carenti, contraddittorie o inattendibili, non accogliendo in maniera passiva il deficit informativo.

Inoltre, posto che il piano deve affrontare la resilienza della strategia e del modello di business, è implicitamente richiesto agli amministratori di dotare innanzitutto la società di una strategia dettagliata e di un modello di business strutturato (ad es. con riferimento ai “Business Model Canvas”), obbligo non desumibile in altre fonti del nostro ordinamento. Una volta definita la strategia ed il modello di business, questi vanno testati con riferimento ai rischi, impatti, dipendenze e opportunità dell’impresa, non solo quelle di derivazione climatica. La definizione delle variabili ed i flussi informativi connessi dovrebbero poi considerare tutte le componenti dei rischi fisici e di transizione, incluso quelli derivanti dalla policy, dalla normativa e dal contenzioso ambientale e climatico.

Agli amministratori è quindi richiesto di valutare e adottare le necessarie modifiche agli assetti organizzativi, amministrativi e contabili ex articolo 2086 c.c., prevedendo l’inserimento delle nuove variabili previste non solo dai suddetti standard di rendicontazione generali, ma anche, alla luce dell’orientamento della dottrina sull’utilizzo di linee guida non vincolanti, dalle best practice sulla redazione dei piani di transizione adottati internazionalmente e considerando l’adeguatezza del modello di struttura organizzativa, dei piani industriali ed operativi adottati, e delle professionalità all’interno della società, nonché dei sistemi di controllo interno e di gestione dei rischi (SCIGR) e di Enterprise Risk Management. Gli assetti amministrativi ed organizzativi, così modificati, dovrebbero quindi essere testati utilizzando i criteri di credibilità dei piani sia qualitativi che quantitativi adottati a livello settoriale. Dal punto di vista contabile, gli assetti della società, alla luce dei principi contabili internazionali, dovrebbero consentire di valutare, ad es., l’impatto dei rischi climatici con riferimento al deprezzamento e ammortamento dei beni aziendali (IAS 16) e alla riduzione del valore contabile (IAS 36 e art. 2426 c.c.) nonché dovrebbero introdurre degli indicatori del percorso di transizione, ovvero dei Key Performance Indicator (KPI) per calcolare almeno il rischio di “lock-in” carbonico ed introdurre l’applicazione di una “Marginal Abatement Cost Curve” per valutare l’efficienza di costo di ciascuna misura di decarbonizzazione.

In un’ottica civilistica, le informazioni di sostenibilità contenute nella relazione sulla gestione (e quindi il piano di transizione) sono automaticamente richiamate nel prospetto informativo di titoli emessi dalla società o nel supplemento del prospetto relativo a tali titoli ai sensi del nuovo Regolamento Prospetto contenuto nel Listing Act europeo di cui si attende a breve l’adozione dal Consiglio dell’Unione. Pertanto, a seguito dell’entrata in vigore del nuovo Regolamento Prospetto, la mancata veridicità o completezza di tali informazioni determinerebbe la responsabilità civile dell’emittente, dell’offerente e degli altri soggetti di cui al comma 5 dell’articolo 94 del TUF.

Inoltre, le informazioni contenute nel piano di transizione, invece, non dovrebbero essere fonte di responsabilità civile laddove queste costituiscano delle informazioni ambientali generiche ai sensi della proposta di direttiva (UE) sulle asserzioni ambientali, atteso il dettato del considerano (11) di tale proposta nella formulazione approvata dal Parlamento Europeo il 12 marzo scorso.

Il terzo profilo concerne le sanzioni amministrative e penali derivanti dal mancato rispetto delle norme codicistiche, del Decreto Legislativo e degli standard di rendicontazione generali adottati dalla Commissione europea. Nella versione definitiva del Decreto Legislativo e nella relazione illustrativa dello schema del decreto si chiarisce che l’inclusione della rendicontazione di sostenibilità nella relazione finanziaria annuale ex articolo 154-ter del TUF determina l’attribuzione alla CONSOB del potere di applicare le sanzioni amministrative disciplinate dall’articolo 193 del TUF, sempre che il fatto non costituisca reato. Il testo definitivo del Decreto Legislativo e la relazione illustrativa non derogano al principio generale di inclusione della relazione sulla gestione nella definizione di comunicazioni sociali ex artt. 2621 e 2622 c.c e all’applicabilità di sanzioni amministrative pecuniarie previste dalle norme sul mancato deposito presso il Registro delle imprese ex art. 2630 c.c..

Anche alla luce delle disposizioni della direttiva 2024/1619 (CRD VI) sui rischi climatici, la suddetta conformità normativa apre un nuovo fronte, quello della gestione da parte del sistema bancario di una serie di rischi derivanti dal legittimo affidamento ai piani dei prenditori che siano poco credibili. Tale circostanza espone il ceto bancario sia al rischio di utilizzare dati non corretti per la preparazione dei propri piani di transizione prudenziali da parte di quest’ultimo che a quello di valutare il rischio di credito dei prenditori in maniera non accurata, atteso il maggiore rischio di “lock-in” carbonico e di “stranding”. Una prudente gestione di questi rischi dovrà tradursi in una attività di due diligence sulla credibilità dei piani di transizione climatica della clientela e nella predisposizione di rimedi contrattuali.

Il Piano recepisce le novità contenute nel Decreto Legge sul Clima nonché quelle sugli investimenti per il Green New Deal previste nella Legge di Bilancio 2020.

In particolare, Guido interverrà durante il panel “Gli aspetti legali contrattuali dei PPA Long Term”.

L'evento si svolgerà presso ANEV, Lungotevere dei Mellini 44, Roma.

Clicca qui per il programma completo.

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.

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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.

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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.

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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

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.

La Suprema Corte (tra le 16 ordinanze si segnalano le n. 20726, 21460, 21286, 25405, 26172 , 27029/ 20) ha, anzitutto, respinto la tesi della natura "costruttiva" delle torri propugnata con le circolari delle Entrate 2/E/2016 e 27/E/2016 e dalla Direzione centrale catasto con la nota prot. 60244/2016, sulla base delle quali gli Uffici del territorio avevano sistematicamente rettificato, dal 2016, le rendite proposte dagli operatori del settore eolico con i Docfa di scorporo "imbullonati", re-inserendo la torre tra gli elementi valutati ai fini della stima diretta degli impianti eolici. Detta prassi è stata espressamente censurata dai giudici di legittimità in quanto incentrata su valutazioni aprioristiche ed estranee alla ratio agevolativa della norma imbullonati.

Ma l'intervento della Suprema Corte va oltre avendo qualificato le torri come componenti attive ed essenziali degli impianti eolici, ricadenti nella nozione di «macchinari, congegni, attrezzature ed altri impianti, funzionali allo specifico processo produttivo» esclusi dalla valorizzazione ai sensi della norma imbullonati. Ciò anche alla luce della documentazione tecnico-scientifica (pareri pro-veritate) depositata nei giudizi di merito dalla Società produttrice di energia eolica.

È importante evidenziare che l'indirizzo dei giudici di legittimità è già stato recepito dalle Commissioni tributarie. In particolare, tra le varie la Ctr Campania - Napoli con alcune recenti sentenze (5701/6/2020, 5702/6/2020, 5703/6/2020), nell'affermare la natura impiantistica e la conseguente sterilità catastale della torre anche in quanto elemento privo di autonomia funzionale e reddituale, ha espressamente richiamato le ordinanze della Cassazione. Del pari, la Ctr Campania-sezione staccata di Salerno con la sentenza 5855/4/2020, nel confermare la correttezza dello scorporo effettuato dalla società con riferimento all'elemento torre, ha analiticamente richiamato i principi affermati dalla Suprema Corte, assunti come nucleo centrale della motivazione della sentenza in esame.

Non mancano analoghe recenti pronunce nella giurisprudenza delle Commissioni di primo grado: la Ctp di Catanzaro, ad esempio, ha già emesso numerose sentenze favorevoli agli operatori del settore anche sulla base dell'orientamento espresso dai giudici di legittimità (Ctp Catanzaro 1282/2/2020, 1472/2/2020, 1325/2/2020).

L'intervento della Suprema Corte pone le basi per la definizione del conflitto interpretativo tra gli operatori del settore eolico e l'agenzia delle Entrate in merito alla irrilevanza catastale della componente torre. Viene così confermato il prevalente filone interpretativo della giurisprudenza di merito, che già da tempo aveva riconosciuto la sterilità catastale di tale elemento - nel contesto normativo post-imbullonati - in ragione della sua oggettiva natura impiantistica.

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.

Una delle preoccupazioni è che qualora il Regno Unito dovesse essere isolato dall’UE nel settore dell’energia, i costi di produzione e fornitura di energia per i consumatori britannici aumenterebbero inevitabilmente

La Camera dei Lord, che nel gennaio 2018 aveva pubblicato i risultati delle sue deliberazioni in materia energetica in un Report intitolato Brexit: energy security, rileva il forte desiderio della maggior parte degli attori del settore energetico di rimanere nel mercato unico dell’energia, pur ritenendolo molto difficile.La Camera dei Comuni, il cui documento informativo datato 9 novembre 2018 dal titolo Brexit: Energy and Climate Change, prevede un costo annuo per l’uscita del Regno Unito dal mercato interno dell’energia fino a 500 milioni di sterline entro il 2020.Il Governo britannico ha elaborato la Guidance on Meeting Climate Change Requirements nel caso in cui non ci sia un accordo Brexit: “nell’ambito di uno scenario no deal, il bilancio del Regno Unito per il 2010 ha annunciato un’imposta sulle emissioni di carbonio britannico pari a 16 sterline per tonnellata di CO2 in aggiunta alle emissioni ammissibili di ciascun impianto”.Il post presenta l’articolo Energia e Brexit scritto da Bernard O’Connor e Raffaele Caldarone e pubblicato sul numero 4.18 di Energia (pp. 14-16)

1. Planning and the need for integrated policies

The European Union has approved numerous procedures and measures that require the introduction of policies or good practices relating to many of the aforementioned themes^[1]; however, what is missing is evidence of an overall strategy that underlines how local authorities must go beyond the segmentation of the actions to create a harmony between the various aspects, recognising that unless there are integrated choices that encompass the soil, the water and the air there can be no significant progress as regards the climate and hydrogeological instability.One could begin with an updating of the Covenant of Mayors^[2], launched by the Commission in January 2008.The Covenant, whose goals are the retrofitting of public and private buildings, clean mobility and encouraging new forms of behaviour, should today be integrated with the request for the introduction of urban redevelopment policies, with the reduction of soil consumption and the limitation, mitigation and offsetting of soil sealing and operative decisions to redevelop and ensure the safety of areas at hydrogeological risk.The Mayors of big cities must therefore develop integrated plans that go beyond sustainable energy. There is still time before 2030. The Municipalities that have approved the Action Plan (SEAP) can update it, those that haven’t yet approved it or signed up for it may still do so. The same Covenant, on other hand, provides for integration with urban and territorial development, a useful window for using this tool for policies which, as we have said, are more efficient and effective.

1. Urban regeneration

Territorial and environmental policies must therefore aim at a new urban development model that is less dissipative and more sustainable.The theme of urban regeneration^[3] is a crucial part of this new approach. Regeneration which, on one hand, is “extensive and widespread”, requiring the attention to be focused on places, on their physical and functional dimension, which must strengthen and expand the redevelopment of existing heritage, activating all of the levers of new forms of sustainability, including eco-efficiency, new forms of lighting, heating and air conditioning. On the other, this urban regeneration must be “intensive and concentrated”, closely connected with the major transformation of abandoned areas and those that must be redesigned because of the changing needs of large metropolitan areas (accessible living, greenery, services and work, new infrastructure).In this context, European policies and directives for renewable energies and greater energy efficiency, as well as associated domestic policies providing support (primarily of a physical nature)^[4] for the retrofitting of public and private buildings, are essential elements but once again not enough on their own.Regeneration, particularly with regard to existing heritage, requires the definition of innovative measures. In fact, it is important to come up with relocation measures (considering, for example, all those businesses set up in areas at high risk of flooding), using joint public and private instruments, which make temporary lodgings available to those that live in or use (such as schools or hospitals) the properties that must be redeveloped and regenerated in terms of both reducing energy consumption and the introduction of renewable energy sources for the production of water and heating. It is also essential to introduce and regulate forms of temporary usage (an increasingly common practice in the most modern European cities) which allow properties or parts of the territory to be used in order to prevent their abandonment and degradation, but also to understand, through people’s responses, which are the best functions to plan and implement (in some cases, due to the size factor, also over time and in stages). We must come up with forms of support that make it possible to put the high number of properties that are no longer usable back into circulation in order to meet social housing requirements or to recover accessible and green areas, particularly for those cities that have abused the territory intensively for many years.This does not mean not building but rather learning to build in a sustainable way, responding to real needs and restoring the environmental quality and efficiency of the territories.This may sound like good intentions but in reality the expansion of the metropolitan dimension already enables all big European cities, using the planning tools already provided and those waiting to be introduced, to design and launch projects, also experimental and large-scale in nature, which contain forms of negotiation between the public and private spheres. The latter can develop business, boosting the economy and employment, while the former can have a “positive impact” on the territory in terms of reducing energy consumption and energy savings, and therefore lower emissions, the quality of the environment, green and public spaces, services and, more generally, environmental sustainability. Indeed, regenerating means innovating, developing new constructions to replace those that are obsolete and no longer usable, but also recovering land in the case where a decision has been made to densify a particular area, reducing the occupation of the soil and freeing up the part that is left over^[5]. It is in this context that we must consider the relationship between the city and the countryside and the role that the latter can play as an integral part of the city’s identity and as a new development of a more modern farming approach, with a more urban connotation but equal financial capacity. This is also another form of development and therefore of wealth and work, but again with renewed focus on the territory.2. Decontamination of contaminated sites an integral part of urban regenerationThe decontamination of contaminated sites is a relevant theme in the area of regeneration. The cost of the measures and the complexity of the procedures make recovery processes particularly slow. Alternatively, these measures only become possible with the implementation of high-impact and high-density projects, often unconnected with the planning principles of the territories and their real growth requirements.Over the years, the principle of responsibility that stems from the concept of “the polluter should pay”^[6], a key and immutable principle, has not, however, been adapted to specific cases or the evolution of the local economic situation. Over time there has been no indication of the possible absence of accounting and administrative responsibility for direct measures by the local authorities, also with the exclusive goal of restoring the public accessibility of the territory, using European and national funds; no incentives or guarantees for non-responsible parties that want to carry out the decontamination have ever been established. The latter only now take action if the cost of the decontamination is recouped through the urban development or construction planned for the area.  Things would be different if forms of deduction were envisaged with obligations to make parts of the decontaminated land accessible or with the introduction of forms of territorial compensation.The impact of maintaining vast areas of contaminated land for many years must be evaluated in terms of the cost for the territory and the quality of the environment and health. It must be decided whether a contaminated site should be considered as already-consumed soil and if part of this soil must in any case be restored to its original state.In this area Europe has not moved beyond a 2006 proposal[7]; in fact, the protection of soil has never been associated with a single set of principles or regulations. The absence of uniform and common references between the various Member States negatively impacts on the equality of conditions among operators, limiting free competition.  [1] These numerous procedures include: the 2030 Framework for climate and energy adopted by the EU leaders in October 2014; Directive 2012/27/EU of the European Parliament and the European Council of 25 October 2012 on energy efficiency, which amends directives 2009/125/EC and 2010/30/EU and revokes directives 2004/8/EC and 2006/32/EC; the European Commission initiative Covenant of Mayors Committed to local sustainable energy of 29 January 2008; Directive 2007/60/EC relating to the assessment and management of flood risks; Guidelines on best practice to limit, mitigate or compensate soil sealing, European Commission guidelines 2012.[2] See footnote no. 1[3] There is no single definition of “urban regeneration". In any case, regeneration activities are alluded to in European regulations on the promotion of energy efficiency.[4] The most recent of these, in Italy, include the 2016 Stability Law which confirmed and partially extended the tax allowances for the energy redevelopment of buildings established by the 2015 Stability Law (Law no. 190 of 23 December 2014).[5] One interesting example of this method of collaboration between the public and private spheres took place in the Municipality of Milan between 2012 and 2014 and led to the demolition of a large building that was never completed and the recovery of a huge area of land to be used as farming and parkland. A project deemed worthy of attention as part of the “2012-2013 Landscape Award of the Council of Europe” and which won the Legambiente “sterminata bellezza 2014” (“boundless beauty 2014”) award in Italy.[6] Article 191, paragraph 2, subsection 1 of the TFEU states as follows: "Union policy on the environment shall aim at a high level of protection taking into account the diversity of situations in the various regions of the Union. It shall be based on the precautionary principle and on the principles that preventive action should be taken, that environmental damage should as a priority be rectified at source and that the polluter should pay”.[7] Commission communication of 22 September 2006: "Thematic Strategy for Soil Protection" COM (2006) 231, Directive proposal of the European Parliament and Council that defines a framework for soil protection and amends directive 2004/35/EC.

• regulate transmission network ownership by ensuring a clear separation of supply and production activities from the operation of the network or the grid through three models of organization : full “ownership unbundling”; independent system operator (ISO-responsible for maintenance of the networks, while the assets remain the property of the integrated company ); independent transmission operators (ITO-a system of detailed rules ensuring the autonomy, independence and investments necessary in the transmission activities);
• ensure more effective regulatory oversight from the truly independent national energy regulators, strengthening and harmonising the competences and independence of national regulators as to allow effective and non-discriminatory access to the transmission networks;
• reinforce consumer protection and ensure the protection of vulnerable consumers ;
• regulate third party access to gas storage and liquefied natural gas (LNG) facilities and lay down rules concerning transparency and regular reporting about gas reserves;
• promote regional solidarity by requiring member States to cooperate on the event of severe disruptions of gas supply, by coordinating national emergency measures and developing gas interconnections.

Market Integration in progressThere is a little doubt that a well-functioning cross-border energy market is the only realistic tool to maintain a healthy and efficient energy sector in EU. A recent study commissioned by the Commission[3]  estimates the net economic benefits from completion of the internal market to be in the range of 16-40 billion Euros per year.So can it be said that an integrated market is a basis for the cost-efficient decarbonisation of our energy system?Some data produced by the Commission[4]  demonstrates how today 23.5% of the electricity produced in the Union and 14% of final energy consumption over all sectors is from renewable energy sources. This puts the EU on track to reach its target of 20% of our energy consumption from renewables by 2020, even if further efforts will be necessary to achieve this target. It also provides a strong basis to continue and reach a more ambitious renewable target for 2030[5]. The Commission has proposed to set an EU-wide target of at least 27%.For gas, it is even more evident that a competitive and integrated internal market is Europe’s key insurance for a high level of security supply.The overall gas security supply situation in Europe has significantly improved over the past five years. The robustness of Europe’s security of gas supply has been tasted a couple of times in recent years. Because of the adoption of the Security of Supply Regulation[6], Member States have increased their efforts and invested in more flexible pipelines, more storage capacity, enhanced emergency preparedness and response plans and increased coordination. Member States are therefore in a much better position than five years ago.Whilst significant progress has been made, a lot still remains to be done. In order for gas and power to be traded and transported smoothly across borders, physical wires or pipelines (the Hardware) on the one hand, and a clear, commonly applied regulatory framework (the Software) on the other are still needed. However, transmission grids as well as regulatory frameworks have grown nationally, with the understandable focus to optimise the national system. These now need to be forged together in regional and EU-wide systems.Thanks to the rigorous application of the provisions in Third Energy Package, including the unbundling rules and those mandating the establishment of ten-year-network development plans, an investment climate now exist that makes sure the lines that are most needed are being built . The Third Package has reduced both the incentive and the ability for operators to revert to discriminatory behaviour or hold back on the construction of important infrastructure. Today, 96 of approximately 100 transmission system operators in Europe have been certified as compliant with one of the third energy package’s unbundling models[7]. The Commission will continue to monitor the situation and will also remain vigilant to ensure compliance with EU competition rules.It is particularly interesting for the EU and Member States to have a clear set of rules “…transparent, simple and robust”[8] for buiding  a definitive Internal Energy  Market.With wholesale gas and electricity markets becoming larger than single member states and with energy companies spreading their footprint beyond their home-market, market integration should not be held back by regulation and regulatory oversight that remains nationally focused. The patchwork of national regulatory regimes, and the frequency of changes in the regulatory framework in some Member States have created unnecessary administrative and transaction costs thus failing to provide a solid basis for needed investment.Therefore, the Third Energy Package foresees the development of a harmonised legal framework at European level. Thanks to the cooperative efforts at European level of national administrations, the energy regulators (under the umbrella of the Agency for the Cooperation of Energy regulators, ACER ) and the network operators ( associated in the European Networks of Transmission System Operators for gas and electricity – ENTSOs’ ) it has started to take solid shape.European rules, referred to as Network Codes, are being developed, adopted and increasingly applied in the day-to-day practical functioning of the gas and electricity wholesale markets. Their impact may not be as immediately tangible as a new interconnector, but they represent true progress that is fundamental to fostering cross-border trade in gas and electricity. However, progress diverges between the electricity and the gas sector as well as between regions and new challenges have become apparent.New rules on Oil&Gas: the Commission’s 2015 proposal on new safety standards for offshore oil and gas operations Oil and gas have been extracted from beneath the seabed in Europe since the 1970s. Today, over 90% of oil and over 60% of gas produced in the EU and Norway comes from offshore operations. There are more than 1000 offshore oil or gas installations in operation in European waters. While most production is from the North Sea region, and most of the oil comes from the UK and Norway, interest is developing throughout the EU offshore provinces and 13 Member States (UK, the Netherlands, Denmark, Germany, Ireland, Italy, Spain, Greece, Romania, Bulgaria, Poland, Malta and Cyprus) have awarded offshore oil and gas licences to companies exploring for natural resources.The offshore industry in different Member States operates to different environmental, health and safety standards. To date EU legislation does not cover all the aspects of the offshore oil and gas industry and national legislation is very different between Member States. Despite action by some Member States to reform their systems after disasters in the North Sea in the 1980s there is still a significant risk of severe accidents. Past events show that at least 14 major offshore disasters – such as blow-outs at pumping wells and total loss of production platforms - have occurred around the world in the last 30 years, 5 of them in the last 10 years. Possible consequences of a major accident are extreme. They include loss of life, major environmental damage, and collateral damage to coastal and marine livelihoods. In financial terms, as we have seen, an event on the scale of the Gulf of Mexico disaster can cause damage of as much as Euro 30 billion.The new draft regulation sets clear rules that cover the whole lifecycle of all exploration and production activities from design to the final removal of an oil or gas installation. Under the control of the National regulatory authorities, European industry will have to assess and further improve safety standards for offshore operations on a regular basis. This new approach will lead to a European risk assessment that allows for continuous upgrades by taking into account new technology, new know-how and new risks. It introduces requirements for effective prevention and response of a major accident:

• Licensing: the licensing authorities in the Member States will have to make sure that only operators with sufficient technical and financial capacity necessary to control the safety of offshore activities and environmental protection are allowed to explore for, and produce oil and gas in EU waters.
• Independent verifiers: the technical solutions presented by the operator that are critical for safety on the installation need to be verified by an independent third party prior to and periodically after the installation starts operating.
• Obligatory ex ante emergency planning: companies will have to prepare a Major Hazard Report for their installation, containing a risk assessment and an emergency response plan before exploration or production begins. These reports will need to be submitted to national authorities competent to give a go-ahead if satisfied.
• Inspections: independent national Competent Authorities responsible for the safety of installations, competent to verify the provisions for safety, environmental protection and emergency preparedness of rigs and platforms and the operations conducted on them. If an operator does not respect the minimum standards, the competent authority will take enforcement action and/or impose penalties; ultimately, the operator will have to stop his drilling or production operations if he fails to comply.
• Transparency: comparable information will be made available to citizens about the standards of performance of the industry and the activities of the national competent authorities. This will be published on their websites.
• Emergency Response: companies will prepare emergency response plans based on their rig or platform risk assessments and keep resources at hand to be able to put them into operation when necessary. Member States will likewise take full account of these plans when they compile national emergency plans. The plans will be periodically tested by the industry and national authorities.
• Liability: oil and gas companies will be fully liable for environmental damages caused to the protected marine species and natural habitat. For damage to waters, the geographical zone will be extended to cover all EU marine waters including the exclusive economic zone (up to about 370 km from the coast) and the continental shelf where the coastal Member State exercises jurisdiction. For water damage, the present EU legal framework for environmental liability is restricted to territorial waters (about 22 km offshore).
• International aspects: the Commission will work with its international partners to promote the implementation of highest safety standards across the world. EU Offshore Authorities Group: offshore inspectors of Member States will work together to ensure effective sharing of best practices and contribute to developing and improving safety standards.

Alongside and in conjunction with this legislative proposal, the Commission is putting forward a proposal for the EU to accede to a Protocol of the Barcelona Convention that protects the Mediterranean against pollution from offshore exploration and exploitation activities.The EU has struggled to gain competence in the energy sector and to coordinate the policies of the different Member States. This brief review of the past 40 or so years shows that steadily the need for an EU wide approach has been recognised and steps taken to create it. There is still a long way to go. But Europe is a lot further ahead today than many predicted in 1970.[1] Conclusion of the the European Council of 4 February 2011.[2] Directives on electricity 2009/72/EC repealing Directive (EC) 2003/54  and gas 2009/73/EC repeailing Directive (EC) 2003/55.[3] Study “Benefits of an Integrated European Energy Market” by Booz & Company, Amsterdam, pag. 21.[4] Commission’s Communication “Progress towards completing the Internal Energy Market , COM(2014)634 final.[5] Commission’s Communication “A policy framework fopr climate and energy in the period form 20120 to 20130”, COM(2014)15 final.[6] Regulation (EU) No. 994/2010 concerning measures to safeguard security of gas supply and repealing Council Directive  (EC) 2004/67, OJ L 295/1.[7] Commission’s Communication “European Energy Security Strategy”, 28 May 2014.[8] Commission’s Communication COM (2014) 634 final, cit.

1. Energy security, solidarity and trust

Since the EU imports 53% of the energy it consumes and some countries depend for their gas imports on one main supplier, the aim for improving our energy security will be to diversify the energy sources and suppliers. Exploring new supply regions for fuels, exploring new technologies, further developing indigenous resources and improving infrastructure to access new sources of supply are all elements that will contribute to the increased diversification and security of Europe’s energy sector. In this context, as far as gas is concerned, the Commission will develop a resilience and diversification package for gas, which in particolar will include a revision of the Security of Gas Supply regulation.^[4]

2. A fully integrated energy market

It will be necessary the integration of variable renewable energy. Meeting this challenge requires a market designs that provides for coordination of capacities at regional level, storage and more flexibility in demand response, enabling consumer to better partecipate in markets and allowing energy to be exchanged across borders more easily.

3. Energy efficiency

Heating and cooling remains the largest single source of energy demand in Europe. The Commission will therefore carry out a review of the Energy Efficiency and Energy Performance of Buildings Directives to create the right framework for further progress in delivering energy efficiency in buildings. Based on the on-the-ground experience in the Member States, the Commission will support ways to simplify access to existing financing to make building stocks more energy-efficient. Investments in buildings’ efficiency are amongst the most profitable for citizens and industry today.

4. Decarbonising the economy

The Energy Union aims to guarantee that renewable energy will be mainstreamed and fully integrated into a fully sustainable, secure and cost-efficient energy system. In order to allow that the EU mantain its world leader position in competitive renewable energy technology and innovation, the Commission will:

• put in place new market rules so as to integrate renewable production efficiently into the market, including by the development of new infrastructure, especially interconnections;
• Facilitate cooperation and the convergence of national renewable energy policies and ensure fair competition between all generation sources as well as demand and lead to more cross border opening of renewables support;
• promote renewable energy research, including through dedicated EU funds;
• speed up the decarbonisation of the transport sector, including by promoting the electrification of the transport sector and invenstments in advanced biofuel production, and further integrate the energy and transport system.

This will lower the overall financing cost for renewable projects and facilitate the achievement of the 2020 and 2030 targets.In fact, EU wants to operate a reduction target of at least 40% in greenhouse gas emission by 2030 (which means reduce emissions in the carbon market’s sectors: 43% for the ETS^[5] and 30% for the non-ETS compared to 2005), to increase the share of the renewable in the energy mix to 27% and to improve energy efficiency by at least 27%. The “at least 40%” target is ambitious and fair and is in line with a cost-efficient pathway to at least 80% domestic reduction by 2050.This is an ambitious climate policy that wants to turn a challenge into an opportunity.Apart from its crucial importance for EU climate policy, the emission reduction  has multiple energy, economic and environmental benefits. From an energy perspective, meeting the emissions reduction target will result in less consumption of fossil fuels. This, in turn, will reduce the vulnerability of our economy to fuel insecurity and high costs of imported fuel. Furthermore the costs of a low carbon transition do not differ substantially from the costs that will be incurred in any event due to the need to renew an ageing energy system. From the environmental perspective, meeting the target will also reduce air pollution.

5. Research, Innovation and Competitiveness

A vital contribution to the objectives of the Energy Union will come from the implementation of Horizon 2020, the nearly €80 billion EU Framework Programme for Research and Innovation[6]. This financial support will play a significant catalysing and leveraging role to develop the secure, clean and efficient energy technologies of tomorrow. The Energy theme, which is part of the key social challenges addressed in the programme, is broad, far-reaching and will help to improve lives, protect the environment and make the European industry more sustainable and competitive.All the above mentioned dimensions are areas that require more integration and coordination. As said by Miguel Arias Cañete, Commissioner for Climate Action and Energy “We need a new era of cooperation, we need solidarity”. This desire and need of solidarity reached the zenith with the Paris Conference on clima. Europe needs a new climate agreement because the International community has recognised the scientific evidence that global average annual temperature increase needs to be held well below 2°C compared to the temperature in pre industrial times in order to prevent climate change from reaching dangerous levels.Europe needs to speak with one voice to take on this challenge for the future generation who will benefit if climate change is prevented from reaching dangerous levels.  Because, as Robert Schuman said, “Europe will not be made all at once, or accordingly to a single plan. It will be built through concrete achievements which first create a de facto solidarity”. [1] Both in GUUE L 176 of 25 July 2003.[2] Both in GUUE L 211 of 14 August 2009.[3] See COM(2015) 80 final at the following link: ec.europa.eu/priorities/energy-union/docs/energyunion_en.pdf.[4] Regulation (EU) No 994/2010 of 20 October 2010 concerning measures to safeguard security of gas supply and repealing Directive (EC) 2004/67.[5] Since 2005, the European Union has introduced the EU Emissions Trading Scheme (EU ETS) with a view of reducing CO2 emissions in energy-intensive sectors. The Scheme covers more than 11,000 power stations and industrial plants in 31 countries, as well as airline operators throughout Europe. Based on a European Commission proposal from 2014, the European Parliament and the Council currently discuss legislation to reform the EU ETS by introducing a market stability reserve (MSR). This feature has been designed to increase the shock resilience of the EU ETS in the future. At the same time it allows to neutralise negative impacts of the prevailing significant market surplus on low-carbon investment incentives. The co-legislators are currently negotiating MSR design elements which will determine the pace of absorbing surplus allowances into the MSR. Beyond this reform process, the Commission will propose further changes to the legislation swiftly after the MSR legislation has been agreed. These further changes are needed to implement the strategic guidance of EU leaders on how the EU ETS should operate in the decade up to 2030. This includes an increase in the linear reduction factor (the rate at which the emissions cap is tightened from year to year) from 1.74 % to 2.2 % as of 2021. In addition, legislation will be changed to allow industry to benefit from carbon leakage measures and free allocation of emission allowances beyond 2020 in line with principles agreed by EU leaders. Finally, changes to the ETS Directive will be made to create a legal basis for establishing an innovation fund and a modernisation fund. These two financial vehicles are funded from the proceeds of allowances in 2021 to 2030. The innovation fund will support low-carbon demonstration activities across the EU and the modernisation fund will support the modernisation of energy systems in low-income Member States.[6] See in number 3 of Across the EUniverse “Horizon 2020: what, who and how it works in practice” written by Elena Bertolotto.

• Maximize the impact from technology by investing in smart meters in order to improve the operational performance of the network and tackle both technical and non-technical losses;
• Accelerate the Digital Transformation of the network.

On the other hand, in developing countries, one of the biggest challenges of electric utilities is the distribution losses reduction. Energy losses represent an economic loss for the country: its optimization and improvement on energy efficiency would partially cover the expected demand rise in electrical consumption, without the necessity to increase the installed capacity. On average, electricity utilities in Sub-Saharan Africa lose 25% of all power supplied due to operational inefficiencies[2]. To illustrate the potential of energy efficiency, SE4All partner Accenture has calculated that just 75 of these new pledges by a range of businesses across the developed and developing world represent an estimated total energy saving in 2016-2020 of 62,000 gigawatt hours (GWh) – the equivalent of nine months’ energy use for the whole of Paris.“This is the tip of the iceberg. The potential is vast – but it won’t be realised without a massive scaling up of this kind of action to levels far beyond what we have seen so far,” said Rachel Kyte, incoming Chief Executive Officer of SE4All and Special Representative of the UN Secretary General for Sustainable Energy for All.“In the next few years we have a historic window of opportunity to shake up business-as-usual, building on the momentum of the SDGs and COP21 and the goodwill of this growing global movement. But unless we grab that opportunity, the window will quickly close,” added Ms Kyte.A step-change in financing will be crucial. SE4All’s Global Tracking Framework 2015 estimates that investment in sustainable energy will need to triple from current levels, to more than one trillion US dollars a year from now to 2030, to meet the SE4All targets and Sustainable Development Goal 7.Action is coalescing on several fronts to bridge this investment gap. For example, some 140 banks and institutional investors managing close to USD 4 trillion have recently committed to a major increase in energy efficiency lending and investment in their portfolios.[1] United Nations, Department of Economic and Social Affairs – The World Population Prospects [2015].[2] Washington, D.C.: International Monetary Fund — Energy subsidy reform in Sub-Saharan Africa: experiences and lessons [2013].

• The Algerian electricity regulator (CREG) successfully developed feed-in-tariffs (FIT) that guarantee to RES producers purchase tariffs for photovoltaic and wind facilities output.
• Egypt during 20 years started a substantial reform of its energy sector, including the establishment of a regulatory authority for the gas market in addition to its existing electricity regulatory authority (Egyptera) and the introduction of feed-in tariffs to boost electricity production from renewable energies. Recently has been also approved a new electricity law and EgyptERA started a twinning project (financially supported by the European Commission) with regulators of Greece (RAE) and Italy (AEEGSI).
• Morocco has been moving forward in the process for the setting-up of a regulatory authority for electricity and gas and the draft law reforming the energy sector has been presented to the national stakeholders and will be submitted to the Parliament as soon as an agreement is found between the government, the local administrations, the public operator and the main trade unions.
• The mission of the electricity regulator of Jordan was extended to all mineral resources and the Authority became the Electricity and Mineral resources Regulatory Commission (EMRC).

MEDREG considers that the necessary transition towards independent energy regulation should include a set of principles common to the whole region. MEDREG focused on the role these principles should play in the protection of consumers, by ensuring a minimum set of rights about clear information on contracts and bills, the efficient use of energy, the handling of complaint and setting up cooperation with consumer associations and civil society.A coherent regulatory framework allows national regulatory authorities to obtain sufficient legal powers to implement coherent decision-making processes and ensure their governance mission through effective secondary legislation, market monitoring, and stakeholders’ decisions in the interest of the entire community. The term independence entails both the extent and the degree of the discretion and autonomy entrusted to regulatory bodies.Regulators should be able to take autonomous decisions and have the capacity to enforce them, including financial and organizational independence: this autonomy depends on a number of important aspects:

• concrete independence of the regulatory board;
• nomination of the board should be performed by the highest level of political authority and among proved high skilled profiles;
• board members should adhere to a code of conduct aimed at reducing the influence from any private of public entity;
• competences of an independent regulator should also include monitoring the market avoiding any abuse of dominant positions, in particular to the detriment of consumers, as well as predatory and anti-competitive behavior. This competence is essential for the regulator to fulfill its duty as market watchdog. It includes enforcement powers as the ability to investigate and sanction network and market operators for failure to match existing regulation.

In order to proactively engage stakeholders, regulators should ensure that proper standards of transparency and accountability are met. Regulators should release information on the procedures in place, while protecting commercial sensitive data at the same time. Regulators should as well regularly publish information on their own organization, including management and financial indicators, in order to identify the outcomes and results of their action. This practice should encourage national regulatory agencies to adopt an effective organization for non-discriminatory recruitment and increasing internal staff mobility. Sufficient human and financial resources are pivotal to implement the regulator’s mission and are closely linked with the independence of the whole decision making process.  MEDREG has been listing the minimal competences that an independent regulator should have, and started a voluntary peer-review process to assess the compliance of its member regulators to these competences. This exercise aims at providing Mediterranean regulators with a proper evaluation of their effectiveness and with suggestions on how to improve it.Regulation and infrastructuresIn order to provide the vision of Energy Regulators on the situation of Infrastructure investment in the Mediterranean region, MEDREG developed a report that maps current and projected interconnection infrastructures for electricity and gas and discussed the challenges to finance them properly in the absence of an harmonized regulatory framework. This report assesses the main barriers that represent an obstacle to efficiently using existing infrastructure and financing new projects.In the first quarter of 2015, the report underwent a public consultation, which counted 37 responses. MEDREG held a workshop with the respondents in April 2015 in Sharm El-Sheikh and use the outcomes of the consultation and workshop to finalize the report, which is now out on the Association’s website (www.medreg-regulators.org) together with all consultation documents. The recommendations of the report include 8 main points:

1. Establish competitive and reliable energy markets: the majority of existing electricity and gas infrastructures have been built so far for security of supply needs. Today, infrastructure investments are also driven by market forces and face regional competition. Public policy decisions are therefore decisive to foster and secure investments. In some MEDREG countries they are even more relevant than economic factors to develop their internal markets. Policy makers should devote considerable efforts to link investment plans to the progressive opening of their national markets.
2. Promote deeper harmonization of national regulatory frameworks: the absence of a regulatory level playing field between the Northern and Southern shore of the Mediterranean is particularly negative for investments, as different sets of rules exist in the various Mediterranean sub-regions. In the absence of a formal commitment among Mediterranean policy makers, all stakeholders have to voluntarily engage now to establish deeper legal harmonization. Stronger cooperation between EU, Middle East and North African countries is also a precondition to establish a regional energy market with a sound investment climate. The Euro-Mediterranean Platforms on Electricity, Gas and Renewable Energy Sources and Energy Efficiency should strongly promote the establishment of a set of common rules to support a fair and reliable framework for energy investments.
3. Increase the use of existing interconnections in the Southern shore: in spite of the existence of several South-South Mediterranean interconnections, electricity trade among these countries has remained modest. The average level of use is not more than one third of the total capacity. This can be mainly attributed to the political and economic barriers at national and regional levels. In several cases, technical issues also add to the problem. Integrated resource planning is therefore essential at the national as well as at the regional level to review, understand, and provide input to the planning decisions of the interconnection projects. For an integrated resource planning process to be effective, it should include both a meaningful stakeholder process and a proper oversight from an engaged regulator. A proper assessment of the existing situation would help designing a consistent methodology to evaluate energy infrastructure investments and take adequate planning decisions.
4. Evaluate the economic benefits of new cross-border infrastructure projects: the potential increase of investment volumes will create strong needs for political consensus and investment bankability, thus requiring the definition of an appropriate regulatory framework. The case of the European Union clearly shows this is the way ahead to maintain and reinforce investments. Developing sound methodologies for CBA (Cross Border Allocation) will help improving the investment climate in the region. The economic assessment shall also take into account security of supply and social considerations. An effective way to ensure risk-adjusted returns to investors could also be through “priority premiums”, which compensate the additional risk and complexity of new projects.
5. Enhance cooperation between regulators and TSOs: the dialogue and technical coordination between regulators and TSOs, both at national and regional level, is becoming pivotal to build an effective and efficient regional energy market. It contributes to the transparency and stability of the regulatory and economic frameworks, which is essential for attracting investments in the Mediterranean basin. MEDREG recognizes the central role of TSOs in identifying investment needs and assessing infrastructure projects. It is advisable that TSOs regularly provide data to regulators and are responsible for drafting investment plans, which are then subject to regulatory review. MEDREG believes that the regular and transparent exchange of information and know-how among regulators and TSOs could synergize the efforts for cooperation in the Mediterranean. The 2013 cooperation agreement between MEDREG and Med-TSO and the 2014 Memorandum of Understanding signed with Med-TSO and the EC to implement the Euro-Mediterranean Platform on Electricity are positive steps towards this direction.
6. Design a Ten-Year Network Development Plan for the Mediterranean region: the assessment of overall costs and benefits deriving from infrastructure investments (in particular new ones) is a complex task and needs very careful consideration. In the medium term the improvement of the use of existing infrastructures and the definition of common rules regarding new ones. In the medium to long term, it could be beneficial for the region to develop a Mediterranean TYNDP (Ten-Year Network Development Plan) based on a sound methodology developed by TSOs and assessed by regulators.
7. Identify projects of Mediterranean common interest: considering the European experience regarding the PCIs (Project of Common Interest) and following the example of the Energy Community, MEDREG could also consider a list of infrastructure projects that are of interest for the whole region. The selection process should be transparent and non-discriminatory, and involve international financial institutions active in the region such as the European Bank for Reconstruction and Development (EBRD) and the European Investment Bank (EIB). According to the data on electricity and gas flow analyzed in MEDREG’s report and the responses to the its public consultation, under the current forecasts for demand and given their known technical specifications, some projects seem particularly relevant for the energy development of the MENA region.
8. Support technology innovation to improve the condition of vulnerable consumers: the great and growing level of investment involving renewable energy sources is dramatically changing electricity markets. During the last twenty years, Southern Mediterranean countries have elaborated different institutional schemes with the aim to promote the usage of renewable energy sources (RES). While every country has developed its own approach, most of them have raised the bar of their objectives concerning generation and development of RES. Almost all the countries have passed or are discussing legislation regulating the sector. However, incentive measures tend to be limited and only a few of these regulations foresee the use of feed-in tariffs as a means of support. In most cases, the use of authorization procedures or tax exemptions is preferred. Distributed generation could represent an important chapter that links greater investment in RES to the reduction of fuel poverty and the creation of better conditions for vulnerable consumers. Technology innovation is also key to improve specific national aspects of Mediterranean energy markets concerning consumers, such as technical safety, quality of service and provision of transparent and complete information to the benefit of household consumers.

ConclusionEnergy markets in the Mediterranean region need more independent regulators and, at the same time, closer cooperation among the most relevant and different regional and national energy actors: regulators, governments, producers, transmission system operators, investors and consumersMEDREG regularly cooperates with the main stakeholders of the region MedTSO (Transmission systems operators), UFM – Union for Mediterranean (Governments), PAM – Parliamentary Assembly of Mediterranean (Parliaments), OME - Observatoire Méditerranéen de l’Energie, RES4MED (energy companies), other Institutions RECREE, MEDENER, etc.Bottom up approach and technical-institutional cooperation are key factors of a successful and effective integration of energy market in the Mediterranean Region. For more information on MEDREG and to download the report visit www.medreg-regulators.org 

1. An increased penetration of the electricity in the energy system, which is able to bring to energy customers a cleaner energy carrier;
2. A stronger and complete market design, which is able to provide the requested quantity of power at a fair price;
3. A consistent evolution of the production structure of the power industry, which is able to enhance both efficient and renewable sources.

As a matter of fact, electricity today can be produced in very efficient power plants fueled with fossil fuels such as natural gas or coal, whose pollution emissions are strictly regulated. On the other hand, production both from thermal and non-thermal renewables have recently widespread all over Europe, directly helping in achieving EU climate objectives.Such a development has been until now strongly based on supporting schemes, very expensive in most of the cases. If we take the example of Italy, in the period 2009-2014, power production from RES have increased from 69 to 121 TWh (real annual data), but in the same period more than 42 bilion euro have been charged on power prices to promote the RES deployment, especially from PV source. As a result, levies charged on consumption to finance the said evolution have boosted. For instance, the levies paid by the (hypothetical) Italian household customer consuming about 2,7 MWh/year have increased from 4,29 euro/MWh to 31,45 euro/MWh.Anyway the evolution towards an efficient and RES-based power system is still under way and can be clearly even more strengthened, but keeping in mind the necessity to avoid excessive costs for the EU electricity system.The way forward is to exploit the existing potential at European Level, by avoiding both the actual lack of alignment between Member States – which have in the last years developed very different schemes - and the inability to internalize the reduction of RES investment costs, due to relative rigidity of the premium price (clearly downward).In few words, we need more RES at lower costs in a power system which is fit for them.Such an evolution requires a new market design.Indeed, the actual market rules are, more or less, rooted on the revolution introduced even in Europe when it became clear the necessity to open up the power markets together with the availability of new sources and technologies. Natural gas fueled CCGT came out in the late 80s and the market revolution started.Today the new step forward is offered by RES penetration into the energy system, which is especially challenging for V-RES, i.e. those sources whose availability can be forecasted only in statistical terms.Hence an evolution of the actual market design is requested to allow both RES to participate in all the power markets (from day-ahead one to balancing or capacity markets) and the productive structure to cope with the request for long-lasting capacity availability and flexibility, that is system adequacy.This development is twofold.On the one hand, the short-term market must be adapted to the necessities (or limits) of RES powerplant, to completely exploit the benefits that RES can offer to the energy system. Markets must be fit for RES, i.e. they must efficiently use the available flexibility and assign the right value to it. RES should be able to compete on an equal footing with conventional sources and should be exposed to prices from markets that would give adequate signals to produce electricity when needed or to install/use storage technologies. All generators (conventional and renewable) should be equally balancing responsible.To this extent, for instance, adequate intraday markets must be developed, where trading is continuous and gate closure time is harmonized and near to real time, imbalance settlement periods are set out accordingly, clear rules for curtailing power generation are defined, balancing markets allow the efficient use of balancing resources and enable RES participation.At the same time, until the conditions enabling fair competition among all sources are not in place some measures should be envisaged in order to guarantee a smooth transition. Furthermore, recommendations on balancing responsibilities have to consider market maturity as well as the penetration level of non-programmable renewable generation (V-RES) in the system. So, for instance, the participation of V-RES to the balancing markets for all services should occur only on a voluntary basis. At the same time, Market design should also allow Aggregators to dispatch distributed resources and to facilitate the participation of plants which do not intend to participate directly in the market.On the other hand the power market must go over the short-term and energy-only concepts, recognizing the necessity to offer, more than energy, repeated-over-time security of being supplied. Capacity markets must be introduced, clearly in line with state-aid regulation, which are able to promote future market-based investments, in a competitive environment.Now, the most asked question is why to abandon an energy-only power market which is able to give investment signals until being competitive.The issue here is the price.RES supporting schemes have been financed via premium prices charged on power consumption. Such taxes and levies charged on electricity have introduced a gap between the market value of the electricity, as perceived by participants both on the supply and the demand side, and its price. The rising role of the “non-market-based” components (again, taxes and levies) have hindered the role of the price in the energy markets.As prices in the energy-only model have lost part of their representativeness, they are no more sufficient to give correct signal for new investments or consumption behaviors.On the latter, the issue is that prices are no fairer, because they do not reflect the value of the electricity consumed by the customer but include indeed a value which is linked to the electricity produced in the power system. Hence, the customer is paying a quota of the public objectives taken at EU and national level, without being (normally) aware of that and being informed on the trade-off.About the former, while the overall price have been increasing, the energy component of the price -which is the one more related to the investment cycle at least in a marked-based system - havestrongly decreased.Hence it appear necessary that the future market design is based not only on prices which reflect actual scarcity, but also on prices which reflect the actual relation between demand and supply of capacity, energy and flexibility, now and tomorrow.These challenges can be addressed by defining well-structured capacity remuneration mechanisms as instruments to provide long term signals to the market. Hence, well-designed and technology neutral capacity mechanisms (such as Italian reliability options) are necessary to give the market those right long term and stable signals for investing in new capacity/upgrading existing one or for deciding to disinvest in existing plants.It would be in any case unfinished any project which is unable to rethink also the design of the retail market, starting from a (perceived) evolution of a market fundamental. Indeed, one of the aftermaths of the evolution towards a RES-based power system is the decline of the value of making electricity available.Power per se has lost and will lost added-value [By the way it can be noted that this is the implicit meaning of the transition towards a twofold power market, where also system adequacy is correctly priced].As it happens in all the mature markets, even in the power industry the service (indeed in Europe, not likely in most neighboring countries) is acquiring more and more weight. Hence the new challenge is to guarantee an evolution where the customer is offered the needed or desirable services by a multitude of suppliers ensuring a level playing field.And here it comes the customer and the Commission’s “Fifth freedom”. In the Energy Union concept the new role of the prosumer is pivotal, since it is seen as a picklock for opening up the energy markets. But this freedom to produce and to actively take part to the market has to be rooted, again, on equal responsibilities, between costumers this time.That is to say, for instance, that all consumers including self-generators should participate on an equal footing to cover network and system costs, as the growth in self-generation does not decrease distribution costs. Neither it does with system costs, especially when they include price components tailored to finance public policies.Therefore the energy markets rethinking process, to really start from the citizens, should be able to avoid any “consumer divide” process, creating speculative bubbles in the regulatory assessment simply for being unable to socialize those costs which come from public objectives.Hence, in the new overall power market, the price must be able to allow competition to grow up while offering a signal for actual and future scarcity, at the same time being as neat as possible from other components which do not allow the right perception of the trade-off between consuming power or not.In this predictable future market environment, electricity can be made available to satisfy increased needs of energy. Electricity produced exploiting the RES potential or very efficient fossil fuels plants is able to internalize the search for a cleaner form of energy.Polluting emissions can be released far away from town centers while being strictly controlled in terms of both average concentration and overall quantity. Lack of ability of the public authority to introduce and keep measures to abate inner town pollution levels can be answered, in the longer term, only by cleaning the energy carrier, not by renouncing to energy.Other objectives (less perceived by the multitude despite years of advocacy campaigns) can be better or more easily achieved. Overall GHG emissions from the energy sector can be strongly reduced and – turning to efficiency - the decline of fossil fuels consumption can be offset by the increased availability of renewable sources, without renouncing to the service.As a matter of fact, an increased penetration of power in heating and cooling and, most of all, in collective and private transport is the turnaround for a stronger and farsighted strategy against the pollution-based morbidity and mortality and the climate change.Hence, the distribution system must evolve in a smart way, being able to take power where it is needed, while the DSOs should be able, and made able, to carry out their new role of neutral market facilitator. But this is another story. Stay tuned.To conclude, briefly, a new Energy Union can be enforced in the view of allowing European citizens to a better choice for the energy they need. To this extent, power must be smartly available, offered by a number of different suppliers, in the requested quantity, being produced from efficient and renewable sources and valorized at a fair price, which reflect actual and future availability.There is no other farsighted way than abandoning a “hunc et nunc” approach and start thinking (even) to the future, as Aesop teaches us. [1] “A Framework Strategy for a Resilient Energy Union with a Forward-Looking Climate Change Policy” - COM/2015/080 final - Annex I: “Roadmap for the Energy Union”.[2] “Proposal for a Directive of the European Parliament and of the Council amending Directive (EC) 2003/87 to enhance cost-effective emission reductions and low-carbon investments” - COM(2015) 337 final. Ordinary legislative procedure (ex-codecision procedure) European Parliament: ENVI/8/03972 – Rapporteur Ian Duncan (ECR) - Awaiting Committee decision - Council of the European Union: 2001/0245 (COD) “Proposal for a Regulation of the European Parliament and of the Council setting a framework for energy efficiency labelling and repealing Directive (EU) 2010/30” – COM (2015) 341 final. The proposed Regulation is accompanied by a short report, a detailed impact assessment (SWD(2015) 139 final), and an evaluation of the existing Energy Labelling and Ecodesign Directives (SWD(2015) 143 final), Ordinary legislative procedure (ex-codecision procedure) European Parliament: ITRE/8/03966 – Rapporteur Dario Tamburrano (EFDD) - Awaiting Committee decision –Voted scheduled in Committee, 1st reading, 24/05/2016; Council of the European Union: 2015/0149 (COD) “Delivering a New Deal for Energy Consumers” - COM(2015) 339 final “Launching the public consultation process on a new energy market design” - COM(2015) 340 final (closed in October the 9th).[3] “State of the Energy Union 2015” - COM(2015) 572 final – Annex I: “Updated Roadmap for Energy Union”; Annex II: “Guidance to Members States on National and Climate Plans as part of the Energy Union Governance” - Accompanying Document: “Monitoring progress towards the Energy Union objectives - Concept and first analysis of key indicators” (SWD(2015) 243 final); Commission Delegated Regulation (EU) …/...of 18 of November 2015 amending Regulation (EU) No 347/2013 as regards the Union list of projects of common interest - C(2015) 8052 final; Council of the European Union: ST 15156 2015 INIT - The Council may object to it until 18 February 2016. Proposal for a Regulation on “European statistics on natural gas and electricity prices and repealing Directive (EC ) 2008/92 concerning a Community procedure to improve the transparency of gas and electricity prices charged to industrial end-users” - COM(2015) 496 final - Ordinary legislative procedure (ex-codecision procedure) European Parliament: ITRE/8/05106 – Rapporteur Barbara Kappel (ENF) - Awaiting Committee decision - Council of the European Union: 2015/0239 (COD) - DG Energy - Consultation Questionnaire – “Preparation of a new renewable energy directive for the period after 2020” (RED II) - 18 November 2015 to 10 February 2016 - DG Energy – Consultation on the Review of the Directive(EU) 2012/27 on Energy Efficiency - 4 November 2015 to 29 January 2016.