Le principali novità del decreto MASE dell’8 settembre 2026 e i prossimi passaggi regolatori
Premesse
La capacità complessiva delle richieste di connessione alla RTN relative agli impianti alimentati da fonti rinnovabili è, ad oggi, pari a circa 314,21 GW di cui una buona parte (rispettivamente 140,33 e 105,90 GW) dedicata ai progetti solari ed eolici on-shore e la restante (circa 68 GW) relativa ad impianti eolici off-shore, idroelettrici, geotermici e a biomassa.
Il dato continua a essere largamente superiore ai circa 65 GW di nuova capacità rinnovabile che, secondo il PNIEC, dovrebbero essere installati entro il 2030.
Anche al netto degli impianti off-shore, esclusi, come si dirà a breve, dalla nuova disciplina delle connessioni, le richieste pendenti superano 248 GW: quasi quattro volte il fabbisogno incrementale indicato dal PNIEC.
Il raffronto conferma il problema già evidenziato nel nostro precedente contributo (qui il link): la capacità richiesta non coincide con la capacità che sarà effettivamente realizzata.
Una parte molto significativa della potenza allocata risulta, infatti, ancora associata a STMG da accettare o a progetti delle opere di rete ancora in valutazione mentre soltanto una quota più contenuta riguarda iniziative che hanno già ottenuto il benestare da parte del gestore di rete.
Il meccanismo sequenziale tradizionalmente applicato alle richieste di connessione ha pertanto prodotto una rete satura soprattutto "sulla carta": ogni nuova istanza viene valutata assumendo che tutte le richieste precedenti possano tradursi in impianti effettivamente cantierabili, con il duplice rischio di sovradimensionare lo sviluppo della rete e di rallentare iniziative più mature dietro progetti ancora embrionali.
Il DL Bollette
A distanza di poco più di un anno dalle prime ipotesi di riforma, il quadro normativo è oggi profondamente mutato. Il riferimento è, in particolare, all’art. 7 del D.L. 21/2026 (anche noto come “DL Bollette”) ai sensi del quale:
Terna è tenuta a pubblicare, mediante il proprio portale “TERRA”, la capacità massima addizionale da impianti rinnovabili e di accumulo, fatta eccezione per quelli off-shore, che può essere integrata in ciascuna porzione della RTN. Tale capacità dovrà poi essere soggetta ad aggiornamento trimestrale sulla base dei titoli abilitativi rilasciati per la costruzione e l'esercizio degli impianti e delle relative opere di rete, nonché delle richieste di connessione e dell'entrata in esercizio dei medesimi impianti (cfr. art. 7, co. 1 del DL Bollette);
con Decreto del MASE (pubblicato l’8 settembre u.s. e i cui contenuti sono meglio dettagliati nel prosieguo) sono stabiliti i criteri funzionali e le modalità operative a cui Terna è tenuta ad attenersi nell’ambito dell’allocazione e aggiornamento della capacità massima addizionale (cfr. art. 7, co. 2 del DL Bollette).
L’art. 10-bis del D.Lgs 190/2024
In aggiunta, il DL Bollette ha significativamente emendato il D.Lgs 190/2024 (anche noto come “Testo Unico Rinnovabili”) inserendo all’art. 10-bis la nuova disciplina delle soluzioni di connessione alla rete elettrica con riflessi di non marginale rilievo sia per le future allocazioni della capacità di rete sia per le soluzioni di connessione già rilasciate.
Il nuovo meccanismo di allocazione
Ai sensi di tale previsione, ARERA è tenuta ad aggiornare le condizioni tecniche ed economiche (i.e., essenzialmente il Testo Integrato Connessioni Attive – “TICA”) nonché le modalità procedurali per le connessioni alla rete elettrica degli impianti rinnovabili e di accumulo, fatta eccezione per quelli off-shore, prevedendo che:
il gestore del sistema di trasmissione nazionale:
sia autorizzato a rilasciare soluzioni di connessione che afferiscono a un punto di connessione anche in eccesso alla capacità massima accoglibile nel medesimo punto;
allochi la capacità di rete disponibile e rilasci le relative soluzioni di connessione tramite procedure trasparenti e non discriminatorie;
assegni definitivamente la capacità di rete disponibile ai soggetti risultati assegnatari nell'ambito delle suddette procedure e che siano in possesso del relativo titolo abilitativo;
nell'ambito delle proprie attività di pianificazione territoriale e delle procedure di allocazione, tenga conto delle soluzioni di connessione relative a progetti rinnovabili o di accumulo che abbiano ottenuto, alla data di pubblicazione delle disposizioni attuative dell’ARERA, un provvedimento di esenzione dalla VIA o un provvedimento favorevole di VIA o un parere positivo di compatibilità ambientale, a condizione che i progetti medesimi siano stati sottoposti al giudizio di compatibilità ambientale completi del progetto tecnico della soluzione di connessione, comprensivo dei correlati interventi di sviluppo e potenziamento della rete elettrica di trasmissione nazionale.
i gestori del sistema di distribuzione:
possano rilasciare, tramite procedure trasparenti e non discriminatorie, soluzioni di connessione sulle reti di competenza che afferiscano a un punto di connessione anche in eccesso alla capacità massima accoglibile nel medesimo punto;
siano autorizzati a rilasciare soluzioni di connessione sulle reti di bassa tensione anche in relazione a impianti che entrino in esercizio prima della realizzazione degli interventi eventualmente necessari sulle reti di alta e altissima tensione;
possano adottare ogni misura utile a garantire un'efficiente gestione della capacità della rete, anche mediante misure decadenziali delle soluzioni di connessione in caso di esito negativo delle procedure abilitative o autorizzatorie o di mancato rispetto dei termini di presentazione delle istanze di PAS o autorizzazione unica (le quali devono essere presentate entro 90 giorni dalla data di ottenimento della validazione del progetto delle opere di rete).
nelle more della pubblicazione di tali disposizioni attuative da parte dell’ARERA, il gestore del sistema di trasmissione nazionale e i gestori del sistema di distribuzione possano rilasciare soluzioni di connessione che afferiscono a un determinato punto di connessione alla rete in eccesso alla capacità massima accoglibile nel medesimo punto di connessione (cfr. art. 10-bis, co. 2 del Testo Unico Rinnovabili);
gli operatori siano tenuti a presentare l'istanza di PAS o di autorizzazione unica entro novanta giorni dalla data di accettazione della soluzione di connessione assegnata sulla base della nuova disciplina
in caso di decadenza della PAS o dell’autorizzazione unica per mancato rispetto dei termini di avvio e conclusione dei lavori, le relative soluzioni di connessione perdono efficacia e la realizzazione della parte non ultimata dell'intervento è subordinata a nuova richiesta di rilascio della soluzione di connessione.
I riflessi sulle soluzioni di connessione esistenti
Tra le novità di maggior rilievo, anche e soprattutto per le iniziative avviate o in fase di avviamento, figurano le previsioni di cui all’art. 10-bis, co. 3, 5 e 6 in base alle quali:
a far data dalla pubblicazione del provvedimento adottato dall’ARERA le soluzioni di connessione riferite a progetti rinnovabili o accumuli non abilitati o autorizzati, già rilasciate ma non validate dal gestore di rete, perderanno efficacia e gli operatori, qualora interessati ad una nuova soluzione di connessione, potranno eventualmente partecipare alle procedure di futura indizione da parte di Terna.
il gestore del sistema di trasmissione nazionale comunica ai soggetti e alle autorità competenti interessati la perdita di efficacia e provvede alla restituzione o alla rimodulazione dei corrispettivi di connessione già versati dai soggetti titolari delle soluzioni di connessione divenute inefficaci;
la perdita di efficacia della soluzione di connessione non costituisce causa di archiviazione o di rigetto di istanze per l'ottenimento dei titoli abilitativi o autorizzatori, ivi comprese quelle per le valutazioni ambientali, che, alla data di pubblicazione dei provvedimenti dell’ARERA, siano già state presentate. In tali ipotesi: (a) devono essere fatte salve le attività istruttorie già compiute in relazione agli aspetti non riguardanti la soluzione di connessione; e (b) i termini dei procedimenti abilitativi o autorizzatori riprendono a decorrere dalla presentazione della documentazione relativa alla nuova soluzione di connessione;
anche laddove le soluzioni di connessione non perdano efficacia (i.e., per le soluzioni già validate o, meglio, benestariate da Terna) in ogni caso queste potranno essere assegnate in via definitiva esclusivamente se le relative iniziative abbiano ottenuto il relativo titolo autorizzativo.
Da un’analisi letterale e sistematica dell’art. 10-bis e del Decreto sembrerebbe che la perdita di efficacia riguardi esclusivamente le soluzioni di connessione in alta tensione e non anche quelle in bassa o media tensione.
Difatti, le soluzioni in alta tensione, in quanto riguardanti impianti di grande taglia, sono quelle che maggiormente impattano sulla saturazione virtuale della rete; inoltre, tale interpretazione appare confermata dall’art. 10-bis, co. 3 a mente del quale – in caso di perdita di efficacia – gli operatori potranno partecipare alle procedure di futura indizione da parte di Terna senza citare le procedure di competenza dei gestori del sistema di distribuzione.
Ancora, si prevede che il soggetto competente a comunicare l’inefficacia delle soluzioni sia esclusivamente Terna e non anche i gestori del sistema di distribuzione, il che dovrebbe far desumere che la riforma in parola non dovrebbe produrre effetti decadenziali sulle soluzioni di connessione in bassa e media tensione.
Ad ogni modo è bene precisare che per avere un quadro definitivo sul punto sarà opportuno attendere le disposizioni attuative dell’ARERA le quali avrebbero dovuto essere pubblicate entro il 22 agosto u.s. Ciò nondimeno ad oggi si è ancora in attesa di tali provvedimenti e, dunque, le suddette disposizioni non hanno ancora avuto declinazioni pratiche.
Il Decreto del MASE
In attuazione di quanto disposto dal sopra citato art. 7, co. 2 del DL Bollette l’8 settembre 2026 il MASE ha firmato il decreto n. 291 (il "Decreto"), con cui sono stati definiti:
i criteri e le modalità per la definizione delle microzone della RTN;
i criteri per la definizione della capacità massima addizionale microzonale;
i criteri e le modalità operative per la partecipazione alle Open Season e per la selezione delle soluzioni di connessione;
i criteri per l’assegnazione definitiva della capacità.
Come detto, tuttavia, la riforma non è ancora operativa nei suoi effetti più rilevanti: questi dipenderanno, infatti, in misura determinante dai provvedimenti che ARERA dovrà adottare ai sensi dell’art. 10-bis, co. 1, del Testo Unico Rinnovabili.
La definizione delle microzone
Il Decreto conferma il superamento della gestione meramente individuale delle pratiche di connessione.
Il nuovo sistema muove da una pianificazione territoriale della capacità e dalla costruzione di un catalogo di soluzioni tecniche accessibili agli operatori.
In tale contesto, il primo elemento è rappresentato dalle “microzone”, il cui perimetro dovrà essere definito da Terna sulla base, tra l’altro, degli obiettivi del PNRR e del PNIEC, degli indirizzi europei, nazionali e regionali, dell’evoluzione attesa di domanda e offerta e delle previsioni dei distributori sulla nuova capacità rinnovabile connessa alle rispettive reti.
Quanto alle tempistiche:
Terna è tenuta a presentare al MASE una proposta di metodologia per l’individuazione delle microzone entro 30 giorni dall’entrata in vigore del Decreto (i.e., entro il 9 ottobre p.v.);
a sua volta il MASE potrà chiedere chiarimenti o integrazioni entro i successivi trenta giorni;
una volta approvata la metodologia, Terna dovrà pubblicare le microzone entro quindici giorni.
Dopo essere state definite, metodologia, perimetro e numerosità delle microzone dovranno essere soggetti ad un aggiornamento almeno biennale, anche alla luce dei criteri che saranno definiti dall’ARERA.
I punti di connessione e la capacità massima addizionale microzonale
Per ciascuna microzona, Terna dovrà poi individuare i punti di connessione e la relativa capacità massima addizionale microzonale sulla base, tra l’altro dei seguenti criteri:
rendere disponibile una capacità di connessione complessiva pari almeno al 150% degli obiettivi di potenza al 2030 individuati dal Testo Unico Rinnovabili;
minimizzare i costi di realizzazione delle opere della RTN associate alle diverse soluzioni di connessione;
tenere conto anche del livello di saturazione delle soluzioni di connessione e della relativa capacità addizionale residua progressivamente aggiornata per effetto dell’avvenuta assegnazione definitiva di capacità di rete.
La capacità massima addizionale dovrà essere aggiornata almeno trimestralmente, tenendo conto dei titoli rilasciati, dello stato delle opere di rete, delle richieste di connessione e dell’entrata in esercizio degli impianti.
Si tratta di un passaggio significativo: la fotografia della rete non sarà più statica, ma dovrà riflettere periodicamente l’avanzamento reale dei progetti.
L’offerta e le Open Season
Uno dei principali pilastri della riforma è la c.d. “Offerta”, ossia l’insieme delle soluzioni tecniche minime di connessione messe a disposizione da Terna nell’ambito delle procedure di allocazione della capacità (anche note come “Open Season”) e che dovranno essere svolte con cadenza almeno trimestrale.
In particolare, almeno trenta giorni prima dell’apertura di ciascuna Open Season, Terna dovrà pubblicare la capacità massima addizionale microzonale e l’Offerta, distinguendo:
la capacità disponibile, anche parzialmente, senza ulteriori opere di rete;
la capacità disponibile soltanto a seguito della realizzazione di nuove opere RTN, con indicazione dello stato di avanzamento progettuale, autorizzativo e realizzativo delle opere;
gli ulteriori elementi che saranno individuati dall’ARERA.
Il Decreto rafforza inoltre gli obblighi di trasparenza; sul portale TERRA dovranno infatti essere rese disponibili la localizzazione e l’occupazione territoriale, attuale e prospettica, di tutti i punti di connessione e delle infrastrutture incluse nell’Offerta.
Inoltre, Terna dovrà pubblicare, per ciascuna richiesta alla RTN, il titolare, la tecnologia, le potenze richieste in immissione e in prelievo, la localizzazione, l’eventuale soluzione già rilasciata e, ove disponibile, lo stato dell’iter autorizzativo.
Ne deriva che nell’Open Season il richiedente non riceverà più necessariamente una soluzione costruita one to one secondo l’ordine di presentazione della domanda, ma selezionerà, per ciascuna richiesta, una delle soluzioni comprese nell’”Offerta”.
Al termine della Open Season, Terna rilascerà tramite il portale TERRA una “attestazione della soluzione di connessione” che, in seguito, dovrà essere soggetta al benestare da parte della stessa per le opere di utenza (i.e., la conformità degli elaborati tecnici delle opere di utenza, limitatamente all’interfaccia con l’impianto di rete per la connessione).
In merito, il Decreto chiarisce un punto essenziale: l’attestazione comprensiva del benestare è idonea ad avviare il procedimento autorizzativo e ad integrare la documentazione progettuale relativa alla connessione, ma non costituisce assegnazione definitiva né della capacità né del punto di connessione.
Coerentemente con l’articolo 10-bis, il numero delle attestazioni potrà infatti eccedere sia la capacità massima addizionale della microzona sia i punti materialmente disponibili.
Si introduce così un overbooking regolato: il sistema ammette che più iniziative concorrano sulla medesima capacità, assumendo che soltanto una parte raggiungerà in tempo utile la maturità autorizzativa.
Le concrete regole di accesso, selezione, priorità, garanzia e decadenza sono però ancora da definire da parte dell’ARERA e rappresentano il vero punto di equilibrio tra apertura del mercato e certezza degli investimenti.
Dall’attestazione alla riserva definitiva della capacità
La principale novità operativa risiede nella netta separazione tra disponibilità di una soluzione tecnica e prenotazione definitiva della rete.
L’attestazione si trasforma in "riserva della capacità di rete" soltanto quando il richiedente comunica a Terna il conseguimento del titolo abilitativo (i.e., PAS; Autorizzazione Unica e attività libera).
La riserva costituisce l’assegnazione definitiva della potenza in immissione e del punto di connessione e determina la relativa sottrazione dalla capacità microzonale e dall’Offerta.
In presenza di più progetti, Terna applicherà il criterio cronologico della data di pubblicazione delle autorizzazioni o dei titoli abilitativi. Il titolare dovrà comunicare tale data il giorno successivo alla pubblicazione.
Per gli interventi in attività libera, la comunicazione dovrà invece essere trasmessa entro tre giorni lavorativi dall’inizio dei lavori. Il mancato rispetto di tali termini potrà esporre il progetto agli effetti della saturazione sopravvenuta, inclusa la perdita di efficacia dell’attestazione.
Prossimi passi
Come anticipato, la firma del Decreto chiude soltanto la prima fase attuativa della riforma. Il passaggio decisivo sarà l’aggiornamento della regolazione ARERA, chiamata a tradurre l’impianto normativo in regole applicabili alle singole pratiche.
In particolare, l’ARERA dovrà disciplinare tra l’altro:
le condizioni tecniche ed economiche e le modalità delle Open season, inclusi accesso, selezione delle soluzioni, cadenza, gestione dell’overbooking e rilascio delle attestazioni;
i criteri per il rilascio e la validazione del benestare, nonché le soluzioni provvisorie, transitorie e flessibili;
le conseguenze decadenziali e le modalità di restituzione o rimodulazione dei corrispettivi relativi alle soluzioni che perderanno efficacia;
il coordinamento tra disciplina della RTN e regole applicabili alle reti di distribuzione;
le evidenze documentali e i flussi informativi necessari a rendere certa la priorità derivante dalla pubblicazione del titolo.
Si tratta di vere e proprie regole operative che avrebbero dovuto essere pubblicate entro la fine di agosto e che, auspicabilmente, saranno rese disponibili nelle prossime settimane.
Ulteriori passaggi implementativi della riforma sono poi previsti dallo stesso Decreto e sono rappresentati in particolare dall’invio da parte di Terna al MASE entro il 9 ottobre p.v. della proposta di metodologia per l’individuazione delle microzone alla quale dovrebbe seguire la pubblicazione delle stesse microzone entro i successivi 45 giorni (i.e., entro il 24 novembre p.v.).
Pertanto, sull’assunto che alla data del 24 novembre siano state pubblicate le regole operative dell’ARERA potremmo orientativamente avere le prime comunicazioni di inefficacia delle STMG esistenti entro la fine del corrente anno e le prime Open Season al principio del 2027.
Considerazioni preliminari ed eventuali impatti sulle operazioni di M&A
La nuova disciplina – in attesa delle regole operative in corso di emanazione da parte dell’ARERA – è destinata ad avere effetti immediati sul mercato delle rinnovabili.
Il passaggio dalla data di presentazione della richiesta di connessione alla data di pubblicazione del titolo muta radicalmente la logica del sistema: non sarà più premiato il progetto che per primo ha chiesto l’accesso alla rete, ma quello che per primo ha completato e reso pubblico il proprio percorso abilitativo.
In buona sostanza, i progetti che ottengono più velocemente il titolo abilitativo saranno quelli che otterranno per primi la capacità di rete in via definitiva, a discapito dei progetti che vanno a rilento, i quali vedranno aumentare il rischio di perdere la capacità assegnata nel contesto della procedura indetta da Terna in caso di saturazione definitiva della relativa microzona.
In termini sintetici, si passa dal first come, first served al first authorized, first reserved.
Va da sé che la riforma in parola è destinata a produrre riflessi di non marginale rilievo anche nell’ambito delle operazioni M&A relative a progetti e piattaforme rinnovabili.
Nel modello tradizionale, l’accettazione della STMG e, soprattutto, il successivo benestare ed eventualmente la conferma della validità ai sensi dell’art. 33 del TICA erano frequentemente considerati tra gli elementi principali di de-risking e di valorizzazione di un progetto.
Di converso, nel nuovo sistema, la disponibilità di un’attestazione o del benestare non consente invece di affermare che la capacità di rete sia definitivamente prenotata.
Il punto è particolarmente netto: in assenza della pubblicazione del titolo abilitativo o autorizzativo - e della tempestiva comunicazione a Terna - l’attestazione resta esposta alla saturazione del punto di connessione e può perdere efficacia.
Ne consegue che due progetti collocati nella stessa microzona e titolari di attestazioni analoghe possono presentare un profilo di rischio profondamente diverso a seconda dello stato, dei tempi e delle modalità di pubblicazione del rispettivo titolo.
Il rischio di connessione viene dunque trasferito, almeno in parte, sulla procedura autorizzativa. Ciò premia le iniziative sulle quali è stato compiuto un investimento effettivo di sviluppo, ma lega il consolidamento della capacità a tempi amministrativi che il proponente governa solo in misura limitata e, nell’ipotesi di overbooking, anche alla velocità con cui procedono progetti concorrenti insistenti sullo stesso punto.
Il rischio non è più soltanto ottenere il titolo, ma ottenerlo e renderlo rilevante ai fini della priorità prima che la capacità venga assorbita da altri progetti.
Un progetto autorizzato ma privo di prova della pubblicazione e della conseguente riserva non dovrebbe essere - immediatamente - valorizzato alla stregua di un asset con capacità definitivamente sottratta all’Offerta.
Analogamente, l’eventuale soluzione alternativa proposta da Terna potrà modificare CAPEX, tempi, disponibilità delle aree, percorso autorizzativo e producibilità, con effetti diretti sul modello economico.
Per i portafogli in sviluppo, la riforma può infine produrre una maggiore dispersione del valore tra progetti apparentemente omogenei: la qualità dell’iter autorizzativo, l’effettiva pubblicazione del titolo e la posizione temporale nella microzona diventeranno fattori di selezione ancora più incisivi. La capacità di rete cessa così di essere un diritto sostanzialmente cristallizzato nella fase iniziale dello sviluppo e diventa un elemento che si consolida soltanto a valle del permitting.
La scelta regolatoria risponde alla condivisibile esigenza di liberare capacità occupata da iniziative non mature. Resta tuttavia da verificare se il sistema saprà premiare i progetti realmente cantierabili senza trasferire sugli operatori un livello eccessivo di incertezza durante la fase autorizzativa.
In altre parole, se le Open Season, le regole di priorità e i flussi informativi non saranno sufficientemente chiari e tempestivi, il rischio è che alla saturazione virtuale si sostituisca una nuova forma di volatilità regolatoria, destinata a riflettersi sul costo del capitale e sulla negoziabilità degli asset.
Saranno inoltre da osservare anche i risvolti applicativi dell’innovazione normativa per valutare se la stessa sarà effettivamente idonea o meno a garantire una programmazione efficiente delle infrastrutture della RTN e, al contempo, a tutelare i player di mercato prevenendo e non creando nuovi colli di bottiglia.
È bene puntualizzare che si è dinanzi a considerazioni meramente preliminari, difatti per avere un quadro chiaro, completo ed esaustivo in merito alla futura nuova disciplina sarà necessario attendere le regole operative dell’ARERA.
