Cambiano le regole per biometano, agrivoltaico e CACER e arriva una nuova scadenza: si va oltre il 30 giugno 2026
Come noto è stato di recente reso pubblico lo schema di decreto-legge che introduce misure urgenti per l’attuazione del Piano nazionale di ripresa e resilienza (PNRR).
Il decreto attua la sesta revisione del Piano - approvata lo scorso 27 novembre dal Consiglio Europeo – resasi necessaria di fronte alla consapevolezza dell’impossibilità di raggiungere, nei termini e con le modalità originariamente previste (anche a seguito delle precedenti revisioni del Piano), gli obiettivi originariamente fissati al 30 giugno 2026.
Un passo indietro: da dove nasce la sesta revisione del PNRR
Con la Comunicazione NextGenerationEU – The road to 2026 (COM(2025) 310 final), del 4 giugno del 2025, la Commissione ha fornito agli Stati membri orientamenti su come razionalizzare ulteriormente i rispettivi piani per la ripresa e la resilienza (“PRR”).
In tale contesto, la Commissione UE ha indicato alcuni possibili interventi, tra cui: (i) il rafforzamento delle misure esistenti (spostando risorse sulle misure che hanno ottenuto risultati superiori alle aspettative); (ii) la riduzione delle risorse per le misure non attuabili nei tempi; (iii) l’utilizzo di strumenti finanziari gestiti da soggetti indipendenti secondo lo schema della facility per incentivare gli investimenti privati a fronte di fallimenti del mercato.
Nell'ambito di tali investimenti i traguardi del PRR coprirebbero: (a) il trasferimento di fondi al partner esecutivo tramite la firma di accordi di attuazione; e (b) la firma di contratti con i beneficiari finali per l'utilizzo della totalità dei fondi trasferiti.
Per introdurre tale strumento finanziario o regime di sovvenzioni, gli Stati membri dovrebbero determinare il fallimento del mercato che intendono affrontare e la relativa domanda di mercato, garantire che le decisioni di aggiudicazione del partner esecutivo siano indipendenti dal governo e che la gestione finanziaria sia separata dallo Stato membro, nonché esaminare la capacità operativa del partner esecutivo di introdurre tale strumento.
Le facility GSE per biometano, agrivoltaico e comunità energetiche
Ecco, quindi, che l'articolo 29 dello schema di decreto reca l’introduzione nell’ordinamento giuridico italiano del sistema delle facility previste dalla Commissione Europea, per tre settori strategici: biometano, agrivoltaico e comunità energetiche (CACER).
Il meccanismo prevede l’istituzione di specifici programmi di sovvenzione finanziati dal PNRR, e finalizzati alla concessione di contributi in conto capitale.
In particolare, le misure già previste saranno incluse in un programma di incentivi per un valore complessivo di 4.130 milioni di euro di contributi a fondo perduto (che ricordiamo essere risorse già assegnate all’Italia dal PNRR) in ragione di: 1,1 miliardi di euro per l'agrivoltaico, 795 milioni di euro per le comunità energetiche e 2,2 di euro miliardi per il biometano.
La gestione dei programmi è affidata al GSE e, per ciascuna misura, saranno sottoscritti tra il GSE ed il MASE specifici accordi attuativi per l’individuazione delle regole di selezione, valutazione, controllo, monitoraggio, rendicontazione e gestione finanziaria.
Gli accordi devono inoltre prevedere il subentro del GSE al MASE nell’erogazione dei contributi e nei rapporti con i soggetti già selezionati o beneficiari sulla base dei provvedimenti adottati prima dell’entrata in vigore del decreto nonché il trasferimento delle relative risorse finanziarie a quest’ultimo.
I programmi di investimento originariamente previsti e disciplinati dai decreti attuativi di riferimento (ovvero DM 15 settembre 2022, per il biometano; DM 22 dicembre 2023, per l’agrivoltaico e DM 7 dicembre 2023 per le CER) resteranno invariati sotto il profilo sostanziale, quanto a finalità, beneficiari, e costi ammissibili.
La novità riguarda invece i tempi di entrata in esercizio degli impianti. Il termine del 30 giugno 2026, fissato dai decreti ministeriali, viene superato: la nuova scadenza sarà stabilita negli atti di concessione o nei relativi addenda e, in ogni caso, non potrà eccedere i 24 mesi dalla comunicazione degli atti medesimi a pena di decadenza dai benefici.
La data del 30 giugno 2026 mantiene rilevanza esclusivamente in quando deadline limitatamente per la sottoscrizione degli accordi di finanziamento da parte di GSE e operatori.
L’entrata in esercizio degli impianti potrà invece avvenire come detto fino a 24 mesi dopo la comunicazione dei contratti, arrivando potenzialmente al 30 giugno 2028.
In questo modo si riduce il rischio che i progetti finanziati dal PNRR non riescano a rispettare le scadenze del 2026, rischio fortemente prospettato da più parti in questi mesi considerando i ritardi di suppliers, contractors e gestori della rete (sia gas che elettrica) nella costruzione ed energizzazione degli impianti.
Il sistema delle facility, gestito dal GSE, consente infatti di “prenotare” gli incentivi fino al 2028, garantendo maggiore flessibilità attuativa ai soggetti beneficiari.
Le decisioni di assegnazione dei contributi in conto capitale da parte del GSE verranno assunte “a maggioranza da un comitato indipendente per l’investimento istituito presso il GSE” e senza controllo del governo.
I requisiti di accesso ai contributi
Per accedere ai finanziamenti, i progetti beneficiari devono rispettare alcuni requisiti fondamentali. In linea con quanto già previsto nei decreti originari, il nuovo provvedimento stabilisce:
il principio del "non arrecare un danno significativo" (DNSH): restano, dunque, esclusi i progetti che coinvolgono combustibili fossili, impianti soggetti al sistema di scambio quote di emissione UE con emissioni sopra i parametri consentiti, nonché gli impianti di gestione rifiuti come discariche e inceneritori;
il divieto del cumulo dei contributi: i finanziamenti a fondo perduto previsti dal PNRR non possono essere combinati con altri finanziamenti europei per coprire lo stesso costo.
Le incertezze operative
Nonostante la definizione del quadro generale, permangono numerose opacità sul funzionamento concreto della misura.
Da un lato, mancano ancora gli accordi attuativi tra GSE e MASE, che dovranno stabilire regole di selezione, controllo e gestione dei contributi; dall’altro, dovranno essere pubblicati i regolamenti operativi, contenenti, tra l’altro, le regole tecniche e procedurali di dettaglio, comprese le tempistiche di erogazione, gli obblighi dei beneficiari durante e dopo la realizzazione degli impianti, le modalità per la rendicontazione delle spese ammissibili e le modalità/tempistiche di erogazione dei contributi in conto capitale (attesi entro 45 giorni dalla stipula degli accordi tra MASE e il GSE).
Fino al trasferimento delle risorse al GSE, il medesimo ha però la facoltà di anticipare i contributi mediante risorse nella propria disponibilità, nel limite del dieci per cento dell’ammontare complessivo dei programmi di sovvenzione, garantendo quindi un po' di respiro nei flussi finanziari delle società aggiudicatarie (si ricordi che ai sensi delle regole operative del DM 15 settembre 2022 per il biometano è previsto il riconoscimento del contributo in conto capitale a seguito dell’ultimazione dei lavori).
Fino alla definizione di questi strumenti, tuttavia, non è possibile avere un quadro chiaro sul funzionamento effettivo della facility, né sui tempi e le modalità con cui saranno individuati eventuali nuovi beneficiari, in particolare con riferimento alla VI asta del biometano annunciata ma mai bandita.
Si segnala altresì che, in data 19 giugno 2025, il MASE era già intervenuto sui termini relativi all’agrivoltaico con il decreto ministeriale n. 149, il quale ha consentito ai soggetti ammessi di ultimare i lavori di realizzazione elettrica entro il 30 giugno 2026, prevedendo invece che la messa in esercizio degli impianti potesse avvenire nei successivi 18 mesi. Occorrerà ora chiarire da parte delle autorità competenti se tale decreto ministeriale debba ritenersi integralmente abrogato dal nuovo decreto-legge ovvero se si rendano necessari interventi di coordinamento tra le due disposizioni.
Non risulta, infine, chiaro il compito che verrebbe demandato al comitato indipendente per l’investimento istituito presso il GSE, considerato che, allo stato, i beneficiari delle misure biometano e agrivoltaico sono già stati individuati mediante le rispettive procedure competitive.
Occorre pertanto chiarire se tale comitato sia destinato ad operare esclusivamente con riferimento alle CACER ovvero se possa incidere anche su progetti già ammessi agli incentivi, nonostante la bancabilità degli stessi debba ritenersi definitivamente garantita in ragione del consolidamento del diritto alla percezione del beneficio a seguito della positiva iscrizione in graduatoria, come peraltro confermato dal GSE nel luglio 2025 con riferimento agli impianti collocati tra la posizione 149 e la 298 della V asta[1].
Una misura che “aggira” ma non risolve i problemi
Al di là delle incertezze ancora aperte sul funzionamento operativo della facility, emerge un dato centrale: la sesta revisione del PNRR consente di rispettare formalmente le scadenze europee, ma non garantisce il conseguimento effettivo degli obiettivi di politica energetica.
I traguardi fissati dal Piano, infatti, si limitano oggi a due passaggi formali: il trasferimento dei fondi al partner esecutivo al momento della firma degli accordi attuativi e la sottoscrizione dei contratti con i beneficiari finali per l’utilizzo della totalità dei fondi stanziati.
Ciò che viene meno è l’obiettivo principale: l’entrata in esercizio, entro il 2026, di una determinata capacità di produzione di energia da fonti rinnovabili. In altre parole, si impegnano risorse nell’auspicio che gli impianti vengano realizzati, senza alcuna garanzia che tutti i progetti saranno completati nei tempi previsti.
Il nodo centrale resta la complessità del quadro autorizzativo e i ritardi di connessione da parte degli operatori della rete elettrica e del gas (sia di trasporto che di trasmissione).
La rete del gas, in particolare, si è dimostrata non sufficientemente capillare e in grado di assorbire nuova capacità di produzione a prescindere dalla localizzazione degli impianti. La rete elettrica invece sconta un grado di saturazione e un numero di richieste di connessione sempre più in crescita (280 mila nuove connessione per e-distribuzione nel 2024, in crescita del 22,4% rispetto al 2023[2]).
Sono inoltre da non trascurare le considerevoli difficoltà tecniche correlate allo sviluppo impianti agrivoltaici avanzati.
Tutti fattori che hanno comportato lo slittamento dei tempi di raggiungimento della milestone e reso imprescindibile l’attivazione del succitato meccanismo di facility.
In definitiva, la strategia adottata permette di rispettare la lettera dei termini europei, ma lascia in sospeso la sostanza; difatti, senza interventi strutturali su autorizzazioni e infrastrutture, il rischio concreto è che parte della capacità produttiva stimata non riuscirà ad entrare in esercizio neppure nei nuovi termini.
Si segnala che un altro intervento legato all’attuazione del PNRR (Misura M7-6 Riforma 3, prevista per il terzo trimestre del 2025) è stato effettuato dal legislatore con la legge di Bilancio 2026 (legge n. 199/2025) con la quale si è previsto, in tema di connessione alla rete di trasporto e distribuzione di gas naturale, per far fronte agli attuali limiti infrastrutturali di accettabilità del biometano nelle reti e per favorire un ampio utilizzo del biometano, in capo ai gestori:
da una parte, l’obbligodi connettere alla propria rete, entro termini perentori e a pena di sanzioni, con previsione di procedure sostitutive in caso di inerzia, sia gli impianti di produzione di biometano realizzati ex novo sia quelli derivanti dalla riqualificazione di preesistenti impianti di produzione di biogas, secondo le regole stabilite dall’Autorità di regolazione per energia, reti e ambiente (ARERA);
dall’altra che il 70 per cento dei costi degli investimenti di connessione alle reti di trasporto o di distribuzione e il 100 per cento dei costi relativi ai sistemi di misura e dei costi relativi alla compressione, siano attribuiti ai gestori dei sistemi di trasporto o di distribuzione in relazione alla soluzione di connessione individuata, mentre la restante parte, pari al 30 per cento, dei costi degli investimenti di connessione ricada in capo ai produttori.
ARERA dovrà aggiornare la propria regolazione relativamente alle condizioni tecniche ed economiche per l'erogazione del servizio di connessione di impianti di produzione di biometano alle reti del gas naturale i cui gestori hanno obbligo di connessione di terzi entro il 15 febbraio 2026.
Fermo restando il sicuro impatto positivo della misura anche con riferimento alle operazioni straordinarie in corso e in partenza, si resta in attesa della pubblicazione del decreto e successivamente degli accordi tra MASE e GSE, nonché, per quanto attiene al settore biometano della nuova regolamentazione di ARERA.
[1] https://www.gse.it/servizi-per-te/news/sviluppo-del-biometano-ok-del-consiglio-ue-a-risorse-aggiuntive
[2] Fonte: Relazione e Bilancio di esercizio di e-distribuzione S.p.A. al 31 dicembre 2024, https://www.e-distribuzione.it/content/dam/e-distribuzione/documenti/e-distribuzione/Bilancio_esercizio_2024.pdf
