A distanza di diversi mesi dalla divulgazione della prima bozza (originariamente denominata “Decreto Energia” poi ribattezzata definitivamente “Decreto Bollette”) il 21 febbraio u.s. è finalmente entrato in vigore il Decreto-Legge n. 21/2026 (il “Decreto”) recante plurime novità normative e regolatorie di non marginale rilievo per il settore energetico.
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.
.
***
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.
