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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Sul fronte della tempistica, i co-legislatori hanno abbandonato l'approccio flessibile proposto dalla Commissione — che prevedeva un rinvio fino a 16 mesi subordinato alla disponibilità degli standard tecnici — in favore di un calendario fisso: le nuove date di applicazione delle norme sui sistemi ad alto rischio saranno il 2 dicembre 2027 per i sistemi autonomi e il 2 agosto 2028 per quelli incorporati in prodotti. Una scelta che offre agli operatori economici un orizzonte prevedibile su cui pianificare i propri adeguamenti.

L'accordo interviene anche su tutela dei diritti fondamentali, introducendo un divieto esplicito per i sistemi di IA di generare contenuti sessuali non consensuali o materiale pedopornografico (CSAM), e ripristinando il criterio della stretta necessità per il trattamento di dati personali sensibili ai fini del rilevamento dei bias. Sul piano della competitività, le esenzioni regolamentari già previste per le PMI vengono estese alle piccole imprese a media capitalizzazione (SMC), riducendo gli oneri amministrativi per una platea più ampia di soggetti.

Vengono inoltre chiarite le competenze dell'AI Office nella supervisione dei sistemi basati su modelli di IA per uso generale, con esplicita elencazione delle eccezioni in cui restano competenti le autorità nazionali. 

Sul versante industriale, un compromesso ad hoc consente di limitare l'applicazione dell'AI Act nei settori — come dispositivi medici, macchinari e giocattoli — in cui la normativa settoriale prevede già requisiti analoghi, evitando duplicazioni e semplificando la compliance.

L'accordo dovrà ora essere formalmente approvato da entrambe le Istituzioni prima dell'adozione definitiva, attesa nelle prossime settimane.

Il documento offre un’analisi delle principali novità in materia di diritto del lavoro, concentrandosi su aggiornamenti giurisprudenziali e normativi di rilevanza per i professionisti del settore.

L’obiettivo è fornire, attraverso una serie di brevi articoli, notazioni sintetiche su argomenti di attualità dettati dagli interventi del legislatore e dagli orientamenti oscillanti della giurisprudenza di merito e di legittimità.

In questo numero:

• Novità in materia di salute e sicurezza nel lavoro agile
• Il luogo di svolgimento della prestazione in smart working, senza un adeguato collegamento con la struttura organizzativa del datore di lavoro, è inutilizzabile ai fini dell’individuazione del giudice competente per territorio
• Trasferimento, unità produttiva e incompatibilità ambientale: precisazioni sul perimetro dell’art. 2103 c.c.
• I nuovi confini del repêchage
• La prova della giusta causa può essere fornita anche solo con presunzioni semplici

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Questi strumenti puntano a facilitare la negoziazione tra le parti, trasferendo all’assicurazione il rischio di perdite economiche insite nelle operazioni, perseguendo quindi l’interesse del venditore ad una (possibile) clean exit e proteggendo l’acquirente dalle possibili passività.

Tra le soluzioni maggiormente adottate nella prassi contrattuale, figurano sicuramente le Polizze W&I a cui si accompagnano anche prodotti assicurativi di diversa natura, quali: (i) polizze dedicate a rischi specifici noti ed identificati emersi (magari) in fase di due diligence (Contingent Risk Policy), (ii) polizze relative alla validità di titoli giuridici degli immobili (Title Risk Policy), e (iii) polizze dedicate alla chiusura di fondi (End of Fund Life Wrapper).

In aggiunta a quanto precede – in un ecosistema sempre più sofisticato quale quello odierno – i broker hanno ampliato il ventaglio dei servizi effettuando anche analisi e valutazioni delle coperture assicurative in essere nelle società target, al fine di valutare la loro completezza, i possibili rischi non assicurati e la congruità dei massimali delle coperture assicurative in essere, tenuto conto dell’attività svolta dalla società target.

L’utilizzo delle polizze W&I e, più in generale, dei prodotti “transactional risk” è stato progressivamente esteso anche ai sistemi europei di civil law, grazie all’intervento di alcuni fattori ovvero: (i) alla progressiva semplificazione dei processi di underwriting; (ii) alla maggior accessibilità dei premi assicurativi; e, soprattutto, grazie (iii) all’introduzione di prodotti specifici e di prodotti rivolti anche ad operazioni di dimensione medio – piccola.

Secondo gli ultimi dati, il numero di polizze stipulate nel 2024 con riferimento a operazioni di M&A sul mercato italiano sarebbe stato pari a quasi 400 polizze, con quindi circa il 20% delle operazioni M&A complessive assistite da una Polizza W&I, con un trend di crescita costante negli ultimi anni che ha coinvolto anche il settore dell’energia e delle infrastrutture, nel quale il ricorso ai prodotti assicurativi si è attestato – in linea con l’andamento generale del mercato M&A – intorno al 20% del complessivo numero di Polizze W&I sottoscritte in questo particolare segmento di mercato, caratterizzato da un forte impatto della regolazione sul cash flow generato.

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Con l'art. 9-ter del D.L. n. 96/2025, convertito con Legge n. 119/2025, il Legislatore ha istituito la figura del Commissario straordinario per tali opere, ridisegnando strutturalmente le norme applicabili alla costruzione e all'ammodernamento delle infrastrutture sportive di interesse strategico nazionale.

In particolare, il Commissario è tenuto a definire uno o più piani di intervento, nonché le attività agli stessi funzionali, sulla base delle iniziative dei soggetti privati promotori e in considerazione delle soluzioni operative definite dal Comitato interistituzionale per la candidatura dell'Italia a ospitare UEFA EURO 2032. I piani devono essere approvati con decreto del Presidente del Consiglio dei Ministri o dell'Autorità politica delegata in materia di sport, di concerto con il Ministro dell'Economia e delle Finanze e con il Ministro delle Infrastrutture e dei Trasporti. 

Dalle previsioni normative introdotte appare evidente che i progetti degli stadi rientranti nei suddetti piani possano seguire il procedimento speciale disciplinato dall’art. 9-ter, mentre per gli altri impianti sportivi si dovrà continuare a fare riferimento alle disposizioni – comunque semplificatorie - previste dall’art. 4 del D. Lgs. 28 febbraio 2021, n. 38.

Sul versante dei poteri, il Commissario straordinario può provvedere, a mezzo di ordinanza, sentite le amministrazioni competenti (che avranno quindici giorni per esprimersi, applicandosi in caso contrario il meccanismo del silenzio-assenso) in deroga a ogni disposizione di legge diversa da quella penale, fatto salvo il rispetto della normativa antimafia e dei vincoli inderogabili derivanti dall'appartenenza all'Unione Europea. Il Sindaco del Comune interessato può essere nominato Sub-commissario, avvalendosi degli uffici comunali per le proprie funzioni.

Il nucleo dell'intera architettura normativa è rappresentato dal procedimento di rilascio dell’autorizzazione unica. Tale provvedimento autorizzatorio, nel quale confluiscono tutti gli atti di concessione, autorizzazione, assenso, intesa, parere e nulla osta comunque denominati, è rilasciato dal Commissario straordinario in esito a un'apposita conferenza di servizi, convocata in applicazione degli artt. 14-bis e seguenti della L. n. 241/1990, alla quale partecipano tutte le amministrazioni competenti, ivi comprese quelle per la tutela ambientale, paesaggistico-territoriale, dei beni culturali, della salute e della pubblica incolumità. Il rilascio dell'autorizzazione unica sostituisce a ogni effetto tutti i provvedimenti comunque denominati, ha effetto di variante degli strumenti urbanistici vigenti ed equivale a dichiarazione di pubblica utilità, indifferibilità e urgenza delle opere, costituendo altresì titolo per la localizzazione degli interventi e per l'apposizione di vincolo espropriativo.

La finalità della norma è chiara: delineare un procedimento rivolto ad accelerare l'approvazione di progetti relativi a infrastrutture di interesse strategico nazionale, in risposta al crescente gap dell'Italia rispetto a Paesi di ranking sportivo inferiore, non figurando tra le prime dieci nazioni europee per numero di stadi costruiti o ammodernati tra il 2007 e il 2024. Il quadro normativo pone in capo al Commissario una speciale competenza che assorbe tutti i procedimenti amministrativi relativi all'approvazione della progettazione delle infrastrutture, in una logica di semplificazione massima.

I poteri del Commissario straordinario non appaiono, tuttavia, limitati agli stadi già candidati per Euro 2032, potendo estendersi a tutti gli interventi considerati necessari e strettamente funzionali allo svolgimento del torneo, sulla base delle iniziative dei soggetti privati promotori e delle soluzioni operative del Comitato interistituzionale per la candidatura ad EURO 2032. 

Sul versante del sostegno economico, il Legislatore ha previsto l'istituzione del "Fondo italiano per lo Sport", al dichiarato fine di sostenere la promozione, l'aggiudicazione e l'organizzazione di grandi eventi sportivi internazionali e di ottimizzare gli investimenti a favore dell'impiantistica sportiva, affidandone la gestione all'Istituto per il credito sportivo e culturale S.p.A. (ICSC). La misura presenta una struttura particolarmente ampia: il Fondo è destinato non soltanto al rilascio di garanzie su finanziamenti erogati da banche o intermediari finanziari, ma anche alla concessione diretta o indiretta di finanziamenti, alla sottoscrizione di strumenti di capitale di rischio e all'erogazione di contributi a fondo perduto. Il funzionamento del Fondo e le modalità di accesso alle relative risorse sono rimessi a uno o più DPCM, adottati di concerto con il Ministro dell'Economia e delle Finanze, su proposta dell'ICSC. Per espressa previsione legislativa, il Fondo può intervenire anche nell'ambito di operazioni di partenariato pubblico-privato quale forma di sostegno al promotore privato, ai sensi del comma 5 dell'art. 9-ter del D.L. n. 96/2025.

Il Legislatore assume, in conclusione, che il rilancio dell'impiantistica sportiva, e della riqualificazione urbanistica che ne deriva, non possa prescindere da una ferma inversione di rotta nell'ambito del procedimento amministrativo di approvazione dei progetti relativi alle citate infrastrutture, capace di stimolare l'intervento di capitali privati, anche attraverso il sostegno finanziario pubblico.

In tale panorama, sulla scia degli interventi europei e della recente strategia pubblicata dal MIMIT il 5 novembre u.s. per l’attrazione in Italia degli investimenti industriali in Data Center (“DC”) le ultime settimane sono state caratterizzate da novità di non marginale rilievo per la futura diffusione di tali infrastrutture sul territorio nazionale. 

Il riferimento è, in particolare, alla recente conversione in Legge del DL n. 21 del 20 febbraio 2026 (anche noto come “DL Bollette”) (Legge n. 49 del 19 aprile 2026 pubblicata nella Gazzetta Ufficiale n. 90 del 18 aprile 2026 – la “Legge di Conversione”) che ha ridefinito i profili permitting di rilievo ai fini della costruzione ed esercizio dei DC.

Con tale approfondimento – già anticipato su Quotidiano Energia il 28 aprile u.s. (https://www.quotidianoenergia.it/module/news/page/entry/id/531283) – ci concentriamo sui potenziali risvolti operativi derivanti dalla Legge di Conversione in relazione allo sviluppo dei DC.

Il procedimento unico per l’autorizzazione dei DC

Nello specifico, al fine di accelerare gli iter amministrativi correlati al rilascio dei titoli abilitativi volti a garantire l’operatività dei DC, l’articolo 8 della Legge di Conversione introduce un procedimento autorizzativo unico.

Sulla scia delle semplificazioni implementate negli ultimi anni per gli impianti alimentati da fonti energetiche rinnovabili, ora, anche per i DC si prevede una sorta di autorizzazione unica o PAUR, mirata a snellire e velocizzare l’ottenimento di tutti i permessi e le autorizzazioni preordinate e connesse a vario titolo alla costruzione ed esercizio dell’intervento.

In particolare, ai sensi di quanto disposto dall’articolo 8 della Legge di Conversione:

• l’autorizzazione, sia per la realizzazione sia per l’ampliamento, dei DC e delle relative reti connesse di utenza (di qualunque tensione nominale), è rilasciata nell’ambito di un procedimento autorizzativo unico da parte dell’autorità competente al rilascio dell’autorizzazione integrata ambientale. Per l’effetto, nel caso di DC con potenza fino a 300 MW, l’autorità competente sarà la relativa Regione (o Provincia delegata) e, nel caso di potenze superiori, il MASE;

• in virtù del principio di adeguatezza, nel caso di procedimenti di competenza Regionale o Provinciale, la funzione di autorità competente non può essere a sua volta delegata o attribuita ad altri enti di livello sub-provinciale;

• l’istanza di autorizzazione unica deve includere tutta la documentazione e gli elaborati progettuali previsti dalle normative di settore per il rilascio delle autorizzazioni, intese, licenze, pareri, concerti nulla osta e assensi ivi inclusi, ove necessari, quelli per l’autorizzazione integrata ambientale, la valutazione di impatto ambientale, l’autorizzazione paesaggistica o culturale, per l’utilizzo delle acque e per le emissioni atmosferiche, ivi compresa la verifica di conformità urbanistica ai piani comunali;

• l’autorizzazione unica è rilasciata in esito ad apposita conferenza di servizi e il relativo procedimento deve avere una durata non superiore a dieci mesi decorrenti dalla verifica della completezza della documentazione allegata all’istanza. Tale termine non è prorogabile se non per circostanze eccezionali e, comunque, per un massimo di tre mesi;

• nel caso in cui il progetto sia sottoposto a screening VIA e lo stesso si concluda prevedendo la necessità di attivare il procedimento di VIA, la relativa istanza dovrà essere presentata entro il termine perentorio di 90 giorni, decorsi i quali l’istanza si intende come rinunciata ed il procedimento archiviato;

• per i progetti di DC dichiarati dal Consiglio dei ministri di preminente interesse strategico nazionale (ed aventi, quindi, un valore complessivo non inferiore ad un miliardo di euro), la relativa autorizzazione unica è rilasciata da un commissario straordinario di governo in coerenza con le disposizioni dettate dal DL 104/2023;

• per i DC che, alla data di entrata in vigore del Decreto, abbiano già ottenuto i titoli abilitativi (ivi inclusi i provvedimenti ambientali) necessari alla realizzazione dell’iniziativa ma non anche l’autorizzazione per le opere di connessione, la stessa deve essere rilasciata dalla Regione competente. Tale norma fa espresso riferimento alle opere di connessione con tensione superiore a 220 kV e non anche alle opere con tensioni inferiori. 

Considerazioni preliminari e prospettive future

La Legge di Conversione presenta, come prevedibile, molteplici punti aperti che necessiteranno di essere chiariti nelle successive fasi di entrata in vigore e, soprattutto, nell’ambito della prassi operativa da parte delle pubbliche amministrazioni coinvolte.

Innanzitutto, si rileva che l’istanza per l’ottenimento del titolo autorizzativo deve includere, tra l’altro, la verifica di conformità urbanistica del progetto ai piani comunali.

Pertanto, diversamente da quanto osservato per il comparto delle rinnovabili sembrerebbe che la relativa “autorizzazione unica” non possa costituire, ove occorra, variante allo strumento urbanistico. 

Tale circostanza, anche in difetto di una normativa nazionale sulle aree idonee (alla pari di quanto previsto per le rinnovabili), lascia agli enti locali un considerevole margine di discrezionalità.

Nella prassi, sarà dunque cruciale la preliminare analisi dei piani comunali di governo del territorio e delle relative norme tecniche di attuazione al fine di verificare l’assenza di previsioni di azzonamento o di parametri urbanistici ostativi alla costruzione del DC.

In aggiunta, tranne che per i progetti già autorizzati e che debbano ottenere i titoli abilitativi per le opere di connessione con tensione superiore a 220 kV, non è prevista alcuna disposizione transitoria o clausola di salvaguardia con riguardo alle iniziative già avviate o in fase di avviamento, con la conseguenza che si dovrebbe applicare agli stessi il c.d. principio del tempus regit actum non senza rilevanti problemi di coordinamento e di competenza tra i vari enti preposti.

Ancora, diversamente da quanto previsto dalla recente strategia del MIMIT, non sono presenti riferimenti concreti ad eventuali sistemi di incentivazione e meccanismi di attrazione mirati a promuovere in concreto la realizzazione dei DC che appaiono quanto mai opportuni in ragione del notevole incremento della domanda energetica atteso nei prossimi anni (e.g., considerando eventualmente un riconoscimento formale dei DC come “soggetti energivori”, obbligati, da un lato a rispettare le c.d. condizionalità green, ma dall’altro beneficiari di agevolazioni sugli oneri di sistema e, in generale, sul prezzo dell’energia). 

I DC rappresentano uno snodo essenziale verso l’effettiva transizione digitale del Paese e, se, da un lato, gli operatori di settore si mostrano disponibili a sopportare i tradizionali rischi di mercato, dall’altro, non sono altrettanto disponibili ad assumersi i rischi tipicamente legati alla discrezionalità delle pubbliche amministrazioni.

In tale prospettiva, la Legge di Conversione appare idonea a rappresentare un primo lieve impulso verso la progressiva valorizzazione dei DC nel panorama nazionale; tuttavia, per un concreto cambio di paradigma è auspicabile che siano introdotte delle disposizioni integrative e correttive o, quantomeno, dei provvedimenti attuativi da adottare in tempi rapidi.

Quanto sopra con l’obiettivo di mitigare i medesimi ostacoli e situazioni di incertezza che negli ultimi anni hanno caratterizzato lo sviluppo di altri impianti strategici (i.e., i progetti rinnovabili) per i quali i c.d. “procedimenti autorizzativi unici” sono stati negli ultimi anni sovente interpretati dai player di mercato non come un incentivo bensì come una barriera agli investimenti come è stato d’altro canto testimoniato dallo stesso legislatore con il progressivo ampliamento del perimetro applicativo dei c.d. regimi semplificati quali l’attività libera e la PAS. 

Non da ultimo, occorre poi tenere in debita considerazione i profili correlati all’ottimizzazione della rete elettrica. 

A tal riguardo, la Legge di Conversione se, da un lato, reca una significativa revisione dell’attuale disciplina nazionale in materia di connessione alla rete con riguardo ai profili di immissione (e, dunque, sugli impianti di produzione), dall’altro, non dedica il medesimo spazio alle unità di consumo (tra cui rientrano i DC) e ai relativi futuri prelievi di energia dalla rete elettrica nazionale.

Sul punto, ad oggi il codice di rete Terna presenta plurimi coni d’ombra senza puntualizzare se la regolazione organica definita negli ultimi anni con riferimento agli impianti di produzione possa essere applicata per analogia anche in relazione alle unità di consumo ed entro quali limiti.

Eppure, come anticipato, le richieste di connessione stanno crescendo molto più della domanda reale e risultano fortemente concentrate in alcune zone di mercato con la conseguenza che non può essere escluso che l’attuale architettura di rete possa andare incontro a possibili fenomeni di saturazione con conseguenti impatti negativi sulla connessione di nuovi DC e con significativi rallentamenti degli investimenti in corso.

Con il provvedimento n. 31864, l’AGCM affronta uno dei profili più delicati dei servizi di intelligenza artificiale generativa: la gestione del rischio di output inesatti (“allucinazioni”) sotto il profilo della tutela del consumatore.

Il procedimento PS12968 riguarda il servizio “Le Chat” di Mistral AI. L’Autorità ha ipotizzato una violazione degli artt. 20, 21 e 22 del Codice del Consumo, ritenendo che gli utenti non fossero informati in modo sufficientemente chiaro, immediato e intellegibile della possibilità che il sistema generasse risposte errate o fuorvianti. Il punto non era tanto l’assenza di informazioni in senso assoluto — presenti nelle condizioni di servizio e nel centro assistenza — quanto la loro concreta accessibilità e visibilità nell’esperienza d’uso.

La decisione si inserisce in una linea ormai consolidata: nelle pratiche digitali rivolte ai consumatori, l’informazione rilevante deve essere effettiva, non meramente formale. In altri termini, non è sufficiente che il rischio sia descritto in documenti contrattuali, se tali documenti non sono immediatamente accessibili o non intercettano l’utente nel momento in cui assume decisioni o utilizza il servizio.

In questo contesto, Mistral AI ha presentato impegni ai sensi dell’art. 27, comma 7, del Codice del Consumo, evitando un accertamento di infrazione. Gli impegni, ritenuti idonei a rimuovere i profili critici, si articolano lungo quattro direttrici principali: (i) inserimento di disclaimer direttamente nelle finestre di dialogo (“Le Chat può commettere errori. Controlla le risposte”); (ii) rafforzamento e traduzione in italiano delle condizioni di servizio, con esplicita indicazione dell’inaffidabilità potenziale degli output e della necessità di verifica; (iii) miglioramento dell’accessibilità delle condizioni di servizio lungo tutto il percorso utente (homepage, login, registrazione, app store, interfaccia); (iv) traduzione integrale del sito e del centro assistenza in lingua italiana.

Il tratto distintivo del provvedimento è l’affermazione di una trasparenza “contestuale”: l’utente deve essere avvertito del rischio non solo “da qualche parte”, ma nel momento e nel luogo in cui quel rischio si manifesta, cioè durante l’interazione con il sistema. È un passaggio che avvicina la disciplina consumeristica alla logica del compliance by design, già nota in altri ambiti regolatori.

La decisione ha inoltre un riflesso sistemico: le “allucinazioni” non sono più solo un limite tecnologico, ma diventano un elemento giuridicamente rilevante nella valutazione della correttezza della pratica commerciale. Un sistema di IA generativa che, anche implicitamente, induca l’utente a ritenere affidabili le proprie risposte può integrare un profilo di scorrettezza, se non adeguatamente accompagnato da avvertenze chiare.

Conclusioni pratiche

Per gli operatori che sviluppano o integrano soluzioni di IA generativa:

• il disclaimer sugli errori deve essere integrato nell’interfaccia, non relegato nei termini;
• il messaggio deve essere semplice, visibile e immediato;
• le condizioni di servizio devono essere facilmente accessibili e localizzate;
• nei casi sensibili (legale, medico, fiscale), è opportuno prevedere warning rafforzati.

1. Ambito della decisione: provvedimenti anticipatori e non anticipatori

La sentenza incide esclusivamente sulle inibitorie cautelari e, più in generale, sui provvedimenti anticipatori ai sensi dell'art. 132, comma 4, CPI. Non modifica invece il regime già applicabile alle misure conservative.

Provvedimenti non anticipatori (descrizione e sequestro). Per queste misure, l'obbligo di instaurazione del giudizio di merito era già previsto prima della sentenza in commento. L'art. 132, commi 2 e 3, CPI stabilisce che, se il merito non è avviato entro il termine perentorio (venti giorni lavorativi o trentuno giorni di calendario), il provvedimento perde automaticamente efficacia. La sentenza C-132/25 non introduce alcuna novità per questa categoria.

Provvedimenti anticipatori (inibitorie). L'art. 131 CPI attribuisce al giudice il potere di vietare la prosecuzione o la reiterazione della violazione. Tale misura era stata esentata dall'obbligo di merito dall'art. 132, comma 4, CPI, che rimetteva a ciascuna parte la facoltà — e non l'obbligo — di promuovere il giudizio di merito. È questa esenzione che la CGUE ha dichiarato incompatibile con l'art. 9, par. 5, della Direttiva 2004/48/CE.

2. La decisione della Corte

La questione trae origine da un'inibitoria cautelare emessa dal Tribunale di Roma che vietava l'uso del segno "Mò Mò Pizza, Sapori e Salute", ritenuto interferente con il marchio "Mò Mò". Il giudizio di merito non era stato poi instaurato. La Corte di Cassazione aveva sospeso il procedimento e rimesso la questione alla CGUE.

La Corte ha affermato che la natura "anticipatoria" di un provvedimento non lo sottrae alla disciplina europea delle misure provvisorie. Anche un'inibitoria idonea ad anticipare gli effetti di una sentenza definitiva resta una misura cautelare e, come tale, deve essere accompagnata dalle garanzie della Direttiva Enforcement. Tra queste vi è il diritto del convenuto a ottenere la revoca o la cessazione degli effetti della misura qualora il ricorrente non coltivi la controversia nel merito.

La Corte valorizza l'equilibrio tra tutela effettiva dei diritti IP e salvaguardia dei diritti di difesa: le misure cautelari devono essere rapide ed efficaci, ma non possono trasformarsi in provvedimenti sostanzialmente definitivi senza un accertamento pieno. Il principio di economia processuale non può prevalere sulle garanzie poste dagli artt. 3 e 9 della Direttiva 2004/48, letti anche alla luce dell'art. 50 TRIPS e degli artt. 47 e 48 della Carta dei diritti fondamentali dell'Unione europea.

3. Efficacia retroattiva

Che la decisione possa avere effetto anche su decisioni passate è confermato dalla giurisprudenza costante della Corte di Giustizia, secondo la quale l'interpretazione del diritto dell'Unione ha efficacia retroattiva (ex tunc): essa chiarisce il significato della norma europea come avrebbe dovuto essere intesa sin dall'origine, con la conseguenza che la disciplina nazionale incompatibile deve essere disapplicata anche con riferimento a situazioni sorte anteriormente alla pronuncia.

4. Indicazioni pratiche per le inibitorie già ottenute

Ma attenzione che la sentenza non determina la caducazione automatica delle inibitorie già emesse. L'art. 9, par. 5, della Direttiva 2004/48 — come espressamente chiarito dalla Corte — richiede un’iniziativa del convenuto: senza un'istanza di revoca o di declaratoria di inefficacia presentata dal resistente, l'inibitoria continua a produrre i propri effetti.

È altresì essenziale precisare che l'istanza di revoca non costituisce un giudizio di merito e non ne comporta l'apertura: si tratta di un'istanza che il resistente presenta al giudice che ha emesso il provvedimento cautelare, il quale si pronuncia nell'ambito del procedimento cautelare, senza che ciò implichi l'avvio di un processo di merito sulla titolarità o sulla validità del diritto.

Fermo restando che la decisione pone delle questioni pratiche che saranno rimesse alla prassi, si si può formulare una prima valutazione operativa per in caso di inibitoria già rilasciata, che si basa sulla situazione del caso concreto:

Questione ancora attiva: l’inibitoria risulta concretamente operante, sussiste un interesse economico sottostante e il resistente potrebbe essere incentivato a reagire; in tale contesto, il rischio di un’istanza di revoca appare non trascurabile. In questo scenario, l’avvio del giudizio di merito può rappresentare una soluzione prudenziale, idonea a rafforzare la posizione del titolare e a ridurre i profili di incertezza.

Questione non più attiva: l’inibitoria sembra aver esaurito i suoi effetti pratici, il resistente ha adempiuto o non è più operativo nel settore, ovvero non emergono interessi economici residui tali da incentivarne una reazione; in tali circostanze, il rischio di un’istanza di revoca può ritenersi limitato. In questo caso, l’instaurazione del giudizio di merito potrebbe non risultare necessaria.

5. Conclusioni

La pronuncia segna un importante riallineamento della disciplina italiana al quadro europeo: l'urgenza può giustificare una tutela immediata e incisiva, ma non può sostituire indefinitamente l'accertamento nel merito. Per i titolari di diritti IP, ciò impone una maggiore attenzione strategica nella gestione del contenzioso cautelare e, per le inibitorie già ottenute e ancora attive, una valutazione ponderata sull'opportunità di instaurare il giudizio di merito. Per i destinatari delle inibitorie, la sentenza apre invece nuovi spazi di reazione contro misure rimaste efficaci senza un successivo accertamento nel merito.

Il recepimento si colloca nel più ampio processo di adeguamento dell’ordinamento interno alle innovazioni introdotte a livello unionale in materia di gestione collettiva, con particolare riguardo alla concessione di prestiti da parte dei FIA, alla gestione del rischio di liquidità, ai meccanismi di delega e al regime del depositario. 

Come già osservato in un nostro precedente intervento in merito alle novità della Direttiva, alcuni dei profili di maggiore incertezza nel nuovo quadro europeo erano destinati a trovare un primo chiarimento proprio in sede di recepimento nazionale. Il presente contributo si propone, pertanto, di esaminare le principali scelte compiute dal legislatore italiano in sede di recepimento, soffermandosi in particolare sul nuovo assetto dei FIA che investono in crediti e verificando in quale misura il nuovo testo del TUF abbia risolto i principali dubbi interpretativi già emersi all’indomani dell’emanazione della Direttiva. 

Occorre peraltro rilevare che il quadro regolamentare resta, allo stato, ancora parzialmente incompleto, in quanto il Decreto rimette alla Banca d’Italia e alla Consob l’adozione delle relative disposizioni attuative entro il 16 ottobre 2026.

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L’Agenzia per la Cybersicurezza Nazionale (“ACN”) ha pubblicato oggi la Determinazione ACN n. 155238/2026 (“Determinazione”), recante le categorie di rilevanza nonché il processo, le modalità e i criteri per l'elencazione, caratterizzazione e categorizzazione delle attività e dei servizi. 

La Determinazione adotta il modello di categorizzazione meglio definito agli allegati 1 e 2 della stessa Determinazione. Entrambi i modelli sono articolati in dieci macro-aree, per ciascuna delle quali sono indicate la denominazione, la descrizione e la categoria di rilevanza pre-assegnata. Le quattro categorie di rilevanza individuate dalla determinazione sono: impatto alto, impatto medio, impatto basso e impatto minimo. 

Sotto il profilo contenutistico, i due allegati individuano le medesime macro-aree, che si distinguono per la categoria di rilevanza loro attribuita.

Quanto all’ambito di applicazione, l’Allegato 1 si applica ai soggetti NIS riconducibili alle tipologie di soggetto riconducibili ai settori: energia; trasporti; sanitario; acqua potabile; acque reflue; spazio; servizi postali e di corriere; gestione dei rifiuti; fabbricazione, produzione e distribuzione di sostanze chimiche; produzione, trasformazione e distribuzione di alimenti; fabbricazione; e ai soggetti che forniscono servizi di trasporto pubblico locale. L’Allegato 2 si applica a tutti gli altri soggetti NIS non riconducibili a tali settori. 

Sul piano operativo, la Determinazione stabilisce che i soggetti NIS, tramite il Portale ACN, devono procedere all’elencazione e alla categorizzazione di tutte le attività svolte e di tutti i servizi erogati, sia internamente sia esternamente, suddividendoli nelle macro-aree del modello di cui all’allegato rilevante. Per ogni attività o servizio devono indicare tre elementi: la macro-area corrispondente, la denominazione e descrizione, e la categoria di rilevanza. 

È previsto anche un margine di valutazione autonoma. Il soggetto NIS può infatti attribuire a una specifica attività o a un servizio una categoria diversa da quella pre-assegnata alla macro-area, ma solo sulla base di una propria valutazione dell’impatto che una possibile compromissione avrebbe sulla capacità di svolgere correttamente le attività e i servizi NIS. In questo caso, il soggetto deve conservare la documentazione che giustifica tale valutazione. Se invece non svolge attività o non eroga servizi riconducibili a una o più macro-aree, non è tenuto a indicarle. 

La Determinazione prevede poi due regole di coordinamento. La prima riguarda i soggetti che hanno già svolto la classificazione dei dati e dei servizi per la Pubblica Amministrazione ai sensi del Decreto Direttoriale ACN n. 21007/24: per tali soggetti si applica quel modello, in luogo del modello della presente determinazione. La seconda riguarda le attività e i servizi soggetti alla disciplina del perimetro di sicurezza nazionale cibernetica, per cui la categoria di rilevanza è predeterminata come “impatto alto”, senza applicare il procedimento ordinario. 

Infine, per quanto non espressamente previsto dalla Determinazione, si applicano le Disposizioni del Decreto NIS. Tale Determinazione si applica a decorrere dal 1° maggio 2026.

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Sapete tutti che sui meccanismi di Consent or Pay si basano – nel senso che dal loro funzionamento dipendono – alcuni modelli di business. Su tutti, quello dell’editoria online: con i ricavi pubblicitari, i giornali pagano i giornalisti.

E sapete tutti anche che la questione giuridica che questi modelli sollevano è, da anni, sempre la stessa: la libertà del consenso.

Secondo le autorità di controllo, il consenso non è libero – e quindi non è valido – se l’alternativa offerta all’utente, cioè pagare, lo induce di fatto a prestarlo. È un’impostazione coerente con l’art. 7 del GDPR e con la lettura rigorosa che ne dà lo European Data Protection Board.

Confesso però che, dopo anni di dibattiti, continuo a non capire quale sia, in concreto, questa “alternativa equivalente” che renderebbe il consenso libero. Ma credo di non essere il solo. Perché è facile dire che 1,99 euro al mese possono influenzare una scelta. È molto più difficile dire quale alternativa, realisticamente sostenibile, non la influenzerebbe.

E mentre noi discutevamo di questo – cioè del prezzo del consenso – la Commissione Europea ha spostato il piano del discorso.

Con il Digital Omnibus, il legislatore prende atto di un fatto noto a tutti: gli utenti non leggono i cookie banner, non capiscono cosa stanno accettando, e prestano il consenso solo per liberarsi del fastidio di non poter visualizzare una pagina web nella sua interezza a causa della presenza dei cookie banner.

Il consenso, in altre parole, non è espressione di una scelta libera e informata.

Per rimediare, la proposta introduce i segnali automatizzati: si tratta di strumenti tecnici che consentono all’utente di esprimere le proprie preferenze una volta per tutte senza dover interagire ogni volta con i cookie banner. Ai titolari è fatto obbligo di dotarsi di strumenti in grado di leggere questi segnali e di rispettarli.

È, se vogliamo, un tentativo di superare il consenso come lo abbiamo conosciuto finora.

Ma – ed è qui che il discorso diventa interessante – il legislatore introduce una deroga: i media service provider, quando offrono servizi mediali, non sono tenuti a rispettare questi segnali.

E la giustificazione di questa deroga non è tecnica. È economica: si vuole preservare la possibilità per gli editori di interagire direttamente con gli utenti per raccoglierne il consenso e, così facendo, preservare i flussi di ricavi che sostengono il giornalismo indipendente, definito pilastro della società democratica.

Ora, da un lato, il legislatore ci dice che il sistema dei cookie banner è inefficace, genera fatica (la fatica del consenso), e non produce decisioni realmente consapevoli.

Dall’altro, decide di mantenerlo – e anzi di proteggerlo – proprio per il settore dei media.

La domanda, allora, è: come si può, nello stesso tempo, riconoscere che il meccanismo è strutturalmente inadeguato a raccogliere un consenso libero e continuare a fondare su quel meccanismo la validità del consenso stesso?

Forse la risposta è più semplice – e più scomoda – di quanto siamo stati disposti ad ammettere finora.

Forse dovremmo dire apertamente che il Consent or Pay, così come oggi è strutturato, presenta dei limiti. Che la scelta dell’utente è inevitabilmente condizionata. Che il consenso, in questi contesti, non è mai completamente “puro”.

Ma che questo non lo rende automaticamente illegittimo.

Perché entra in gioco qualcos’altro: il bilanciamento.

Il diritto alla protezione dei dati personali, del resto, non vive nel vuoto. Convive con altri diritti e libertà: la libertà di espressione, la libertà di informazione, la libertà d’impresa.

Il punto non è negare la natura fondamentale del diritto alla protezione dei dati personali. Il punto è riconoscere che, in un sistema costituzionale, anche i diritti fondamentali possono entrare in tensione e devono essere bilanciati.

E qui, a mio avviso, il Digital Omnibus segna un passaggio importante.

Non dice che i dati personali sono una merce.

Non dice che il diritto alla protezione dei dati è disponibile.

Ma dice qualcosa di più preciso: che quando sono in gioco interessi sufficientemente rilevanti – strutturali, democraticamente giustificati – il bilanciamento è non solo possibile, ma legittimo.

E lo dice in una norma di rango primario, non in una costruzione dottrinale.

Questo, inevitabilmente, lascia un segno.

Perché rende più difficile sostenere una posizione assolutista, come quella espressa dallo stesso European Data Protection Board, secondo cui i dati personali non possono mai essere oggetto di scambio economico o di condizionamento.

La realtà normativa che si sta delineando è più sfumata.

E allora forse la vera domanda non è più: “il dato può avere un prezzo?”. Ma un’altra: “quali interessi giustificano che, in certe condizioni, possa averlo?”.

E soprattutto: chi decide questo bilanciamento?

Il legislatore, certamente.

Le autorità di controllo, attraverso l’interpretazione.

I giudici, nei casi concreti.

E, in una certa misura, anche il mercato – che però non può essere lasciato solo.

Perché il rischio, altrimenti, è evidente: che il bilanciamento diventi progressivamente una mercificazione.

E allora il punto – il vero punto – su cui, a mio avviso, il dibattito deve spostarsi è questo: l’architettura valoriale che il sistema europeo sta costruendo.

Se la deroga per i media è giustificata dalla rilevanza democratica del giornalismo, quali altri interessi economici possono aspirare alla stessa dignità?

Penso alla sostenibilità delle piattaforme, all’innovazione tecnologica, all’accesso ai servizi digitali, alla ricerca scientifica.

La domanda che rimane aperta è dove si traccia il confine tra un bilanciamento legittimo e una progressiva erosione del diritto fondamentale.

Molto, secondo me, si giocherà sull’interplay tra Digital Omnibus e Consent or Pay.

Ed è per questo che, forse, il Consent or Pay non è più solo un problema di consenso.

È il luogo in cui si sta decidendo qualcosa di più grande: che tipo di rapporto vogliamo costruire, nel diritto europeo, tra diritti fondamentali ed economia dei dati.

• la Determinazione ACN n. 127437 del 13 aprile 2026, che aggiorna e sostituisce la precedente Determinazione ACN n. 379887 del 19 dicembre 2025 e introduce l’obbligo di svolgere il nuovo processo di elencazione e categorizzazione delle attività e dei servizi ed elencare i fornitori rilevanti NIS durante l’aggiornamento annuale delle informazioni;
• la Determinazione ACN n. 127434 del 13 aprile 2026, che stabilisce i termini entro cui i soggetti iscritti per la prima volta nell’elenco NIS nel corso del 2026 dovranno adempiere agli obblighi di notifica degli incidenti significativi e di adozione delle misure di sicurezza.

Elencazione dei fornitori rilevanti NIS

La Determinazione ACN n. 127437/2026 introduce l’obbligo di indicare i fornitori rilevanti NIS nell’ambito del più ampio processo di aggiornamento annuale delle informazioni.

Un fornitore rilevante NIS è il soggetto che fornisce servizi o prodotti a un soggetto NIS e che soddisfa almeno uno dei seguenti criteri:

1. la fornitura è riconducibile alle attività o ai servizi di cui all’allegato I, punti 8 e 9, del Decreto NIS, tra cui rientrano i fornitori di servizi DNS, i gestori di registri dei nomi di dominio di primo livello, i fornitori di servizi cloud, i fornitori di servizi di data center, i fornitori di reti di distribuzione dei contenuti (CDN), nonché i fornitori di servizi gestiti e i fornitori di servizi di sicurezza gestiti;
2. l’interruzione o la compromissione della fornitura comporterebbe un impatto significativo sulla capacità del soggetto NIS di erogare le attività o i servizi per cui rientra nell’ambito NIS, anche perché non sono disponibili fornitori alternativi adeguati (fornitori non fungibili).

Per adempiere a questo obbligo, i soggetti NIS devono utilizzare il “Servizio NIS/Aggiornamento annuale informazioni” sul Portale ACN e indicare, per ciascun fornitore rilevante:

• la denominazione;
• il codice fiscale;
• il Paese in cui ha sede legale;
• i codici CPV (Common Procurement Vocabulary) relativi alle forniture di cui il soggetto NIS beneficia;
• il criterio di rilevanza utilizzato.

Elencazione e categorizzazione delle attività e dei servizi

Una delle principali novità operative riguarda l’obbligo, per i soggetti NIS, di comunicare l’elenco delle proprie attività e dei propri servizi, attribuendo a ciascuno la relativa categoria di rilevanza. Il d.lgs. n. 138/2024 (“Decreto NIS”) prevede che questo adempimento sia svolto dal 1° maggio al 30 giugno di ogni anno, tramite la piattaforma digitale ACN, a partire dalla ricezione della prima comunicazione di inserimento nell’elenco dei soggetti NIS.

La Determinazione ACN n. 127437/2026 precisa che tale attività deve essere svolta tramite il “Servizio NIS/Categorizzazione” del Portale ACN. In concreto, il Punto di Contatto deve compilare l’elenco delle attività e dei servizi dell’organizzazione e attribuire a ciascuno la categoria di rilevanza secondo il modello che verrà stabilito dall’ACN nei prossimi giorni, con la pubblicazione della determinazione con il modello di categorizzazione, insieme a materiale informativo per supportare nello svolgimento di una analisi di impatto (BIA) semplificata.

È importante sottolineare che, decorso il termine del 30 giugno, l’elenco categorizzato delle attività e dei servizi si intende definitivamente acquisito e non più modificabile, salvo i casi di ritardo dovuti a documentate criticità tecnico-operative non imputabili al soggetto. 

Inoltre, le entità finanziarie soggette al Regolamento DORA e rientranti anche nell’ambito NIS sono esentate da questo specifico adempimento, ferma restando la possibilità di aderirvi volontariamente.

L’elenco categorizzato delle attività e dei servizi trasmesso dai soggetti NIS potrà essere sottoposto a verifiche di conformità da parte dell’ACN, effettuate a campione e anche mediante confronto con i dati comunicati da soggetti comparabili. L’ACN dovrà fornire un riscontro entro 90 giorni dalla trasmissione, termine prorogabile una sola volta fino a ulteriori 60 giorni in caso di approfondimenti. Qualora siano richieste integrazioni, chiarimenti o modifiche, il soggetto NIS dovrà rispondere entro 30 giorni; in caso di mancato o tardivo riscontro, l’elenco potrà essere rigettato. In assenza di un esito negativo comunicato nei termini previsti, l’elenco si intende convalidato.

Termini per i soggetti inseriti nell’elenco NIS per la prima volta nel 2026

La Determinazione ACN n. 127434/2026 riguarda invece i soggetti che sono stati inseriti per la prima volta nell’elenco dei soggetti NIS nel corso del 2026. Per questi soggetti, ACN ha fissato i termini per l’adempimento degli obblighi in materia di misure di sicurezza e di notifica. In particolare: 

• il termine per l’adozione delle misure di sicurezza previste dagli allegati 1 e 2 della Determinazione ACN n. 379907/2025 scade il 31 luglio 2027;
• l’obbligo di notifica degli incidenti significativi descritti negli allegati 3 e 4 della Determinazione ACN n. 379907/2025 decorre dal 1° gennaio 2027.

Un’ulteriore previsione riguarda i gestori di registri dei nomi di dominio di primo livello e i fornitori di servizi di registrazione dei nomi di dominio inseriti nell’elenco NIS nel corso del 2026. Per questi soggetti, la Determinazione ACN n. 127434/2026 stabilisce che gli obblighi richiamati dall’articolo 4(1) della Determinazione ACN n. 379907/2025 devono essere adempiuti entro il 31 luglio 2027.

Se hai bisogno di assistenza e supporto nell’adempimento degli obblighi previsti dalla disciplina NIS, rivolgiti ai tuoi professionisti di riferimento.

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

Questa nota analizza, senza pretese di esaustività, alcune delle principali novità introdotte dal PPWR.

Introduzione

Il Regolamento (UE) 2025/40, noto come “PPWR” (Packaging and Packaging Waste Regulation), copre l'intero ciclo di vita dell’imballaggio e si applica a tutti gli imballaggi immessi sul mercato dell’Unione (sia di produzione interna che importati da paesi terzi) e ai rifiuti di imballaggio generati nell’UE. La scelta dello strumento regolamentare, direttamente applicabile senza necessità di recepimento nazionale, risponde all'esigenza di garantire uniformità normativa in tutti gli Stati membri.

Tra le novità con maggiore impatto per le imprese si evidenziano il divieto di PFAS negli imballaggi alimentari e il nuovo sistema di etichettatura armonizzata per la raccolta differenziata.

Il 30 marzo 2026 la Commissione europea ha pubblicato una bozza delle linee guida (“Guidance document”), volte a chiarire gli aspetti operativi del nuovo regime, ma al momento non ancora applicabili. Il documento sarà adottato formalmente dalla Commissione in un secondo momento, quando saranno disponibili tutte le versioni linguistiche. Solo a partire da quel momento le linee guida aggiornate potranno trovare applicazione.

1. Divieto di PFAS negli imballaggi a contatto con alimenti

E’ ormai nota la pericolosità delle PFAS per la salute umana. Tale aspetto è evidenziato chiaramente dal Regolamento PPWR secondo cui, “sulla base delle proprietà fisiche delle PFAS, in particolare la loro persistenza, e insieme agli effetti identificati sulla salute di alcune PFAS sulla salute, le PFAS rappresentano un pericolo per l’ambiente e per la salute umana” (considerando 20).

Inoltre, “le PFAS nei materiali a contatto con i prodotti alimentari comporteranno inevitabilmente l’esposizione degli esseri umani alle PFAS. Tenuto conto che i pericoli legati alle PFAS non hanno soglia per natura, l’esposizione a tali sostanze derivanti da materiali a contatto con i prodotti alimentari costituisce un rischio inaccettabile per la salute umana” (considerando 21).

Sulla base di queste premesse, a partire dal 12 agosto 2026, l'art. 5, par. 5 del PPWR vieta l’immissione sul mercato di imballaggi a contatto con alimenti contenenti PFAS (sostanze perfluoroalchiliche e polifluoroalchiliche) al di sopra di soglie specifiche:

• 25 ppb per qualsiasi PFAS misurato con analisi mirata (esclusi i PFAS polimerici dalla quantificazione);
• 250 ppb per la somma dei PFAS misurati come somma dell'analisi mirata;
• 50 ppm per i PFAS totali, inclusi i polimerici.

Si segnala un aspetto rilevante: dalla stessa data cessa di applicarsi la presunzione di conformità basata sull'Allegato C della EN 13428:2004, che non riflette i nuovi limiti del PPWR.

Inoltre, va tenuto presente che il PPWR non prevede alcun periodo transitorio per l’esaurimento delle scorte di imballaggi contenenti PFAS prodotti dopo il 12 agosto 2026. Gli imballaggi già immessi sul mercato prima di tale data possono restare in commercio, ma quelli immessi successivamente devono rispettare i nuovi limiti. Non sono previste eccezioni per gli imballaggi contenenti materiale riciclato.

Si tratta pertanto di un elemento di cui tenere conto nella pianificazione degli approvvigionamenti: le imprese che utilizzano imballaggi a contatto con alimenti dovranno garantire che le forniture successive al 12 agosto 2026 siano conformi, richiedendo ai fornitori le informazioni e la documentazione necessarie ai sensi dell’art. 16 del PPWR.

2. Come cambierà l'etichettatura degli imballaggi per la raccolta differenziata?

Per quanto concerne più specificamente l’etichettatura per la raccolta differenziata da parte dei consumatori, il PPWR introduce una disciplina pienamente armonizzata. Gli Stati membri non potranno mantenere sistemi di etichettatura nazionali dopo le scadenze previste dal PPWR (ad esempio, non potrà essere mantenuta l’etichetta ambientale di cui all’art. 219 del D.Lgs. 152/2006). 

L'obbligo scatterà dal 12 agosto 2028, o 24 mesi dall'entrata in vigore degli atti di esecuzione della Commissione, se successiva.

Secondo quanto previsto dall’art. 12, par. 1, a partire dalla data di applicazione, l’imballaggio immesso sul mercato dovrà recare un’etichetta armonizzata con informazioni sui materiali che lo compongono, finalizzata a facilitare la cernita da parte dei consumatori.

L’etichetta così prevista:

1. è composta da pittogrammi definiti dalla Commissione;
2. deve essere facilmente comprensibile, anche per persone con disabilità. 

Per gli imballaggi compostabili, l’etichetta deve anche chiarire (i) che il materiale è compostabile, (ii) che non è adatto al compostaggio domestico, e (iii) che non deve essere disperso in natura. 

Tale normativa si applicherà a tutti gli imballaggi, inclusi quelli per l’e-commerce. Sono invece esclusi, in particolare, gli imballaggi per il trasporto.

Infine, secondo quanto previsto dall’art. 12, par. 12, gli imballaggi interessati dagli obblighi di etichettatura che siano stati fabbricati nell’Unione o importati prima della scadenza dei termini applicabili, ma non conformi, possono essere comunque messi a disposizione sul mercato fino a tre anni dalla data di entrata in vigore delle prescrizioni di etichettatura pertinenti.

3. Le azioni prioritarie per le imprese

Le imprese dovrebbero avviare fin d’ora una serie di azioni volte al rispetto del PPWR.

Innanzitutto, occorre procedere alla mappatura del portafoglio imballaggi e alla predisposizione della documentazione tecnica. È infatti prioritario verificare la conformità degli imballaggi rispetto ai nuovi requisiti imposti dal PPWR, al fine di comprendere quali misure di adeguamento debbano essere implementate.

E’ altresì necessario, per gli imballaggi a contatto con alimenti, verificare la presenza di PFAS e richiedere ai fornitori la documentazione necessaria ai sensi dell’art. 16 del PPWR, in vista del divieto del 12 agosto 2026.

Infine, è importante tenersi costantemente aggiornati rispetto agli sviluppi normativi (ad esempio, con riferimento all’adozione degli atti di esecuzione del PPWR).

In tale contesto si inserisce l'adozione della Direttiva (UE) 2024/825, nota come "Empowering Consumers for the Green Transition", finalizzata a rafforzare la tutela dei consumatori nei confronti delle pratiche commerciali scorrette di natura ambientale. Il decreto legislativo 20 febbraio 2026, n. 30, entrato in vigore il 24 marzo 2026, ha recepito nell'ordinamento italiano i contenuti della Direttiva, fissando al 27 settembre 2026 il termine entro cui gli operatori economici saranno tenuti ad adeguarsi alle nuove previsioni.

L'intervento incide in misura significativa sul Codice del Consumo (c. cons.), introducendo all'art. 18, co. 1, le definizioni di termini chiave — tra cui "asserzione ambientale", "asserzione ambientale generica", "etichetta di sostenibilità" e "sistemi di certificazione" — essenziali per l'interpretazione delle nuove disposizioni, le quali ampliano il novero delle pratiche commerciali ingannevoli, delle omissioni ingannevoli e delle pratiche considerate ingannevoli in ogni caso.

Nel dettaglio, il D.lgs. n. 30/2026 ha apportato le seguenti modifiche:

(i) Ampliamento dell'art. 21, co. 1, c. cons. La norma introduce un espresso riferimento non soltanto alle caratteristiche tradizionali dei prodotti, ma anche a quelle ambientali, sociali e agli aspetti di circolarità, quali durabilità, riparabilità e riciclabilità. Ne consegue che qualsiasi pratica idonea a indurre in errore il consumatore su tali profili è qualificata come ingannevole.

(ii) Nuove fattispecie all'art. 21, co. 2, c. cons. Vengono introdotte le fattispecie di "asserzione ambientale su prestazioni future senza piano di attuazione" (lett. b-ter) e "pubblicizzazione di vantaggi irrilevanti" (lett. b-quater). Sono pertanto considerate ingannevoli le asserzioni ambientali relative a prestazioni future non supportate da un piano definito e verificabile in modo indipendente, nonché la valorizzazione di caratteristiche comuni a tutti i prodotti di una medesima categoria, presentate indebitamente come distintive sotto il profilo ecologico.

(iii) Rafforzamento della disciplina delle omissioni ingannevoli (art. 22 c. cons.). Il nuovo comma 5-ter dell'art. 22 c. cons. prevede che, nei servizi di comparazione tra prodotti in cui siano fornite informazioni di natura ambientale, sociale o relativa alla circolarità, rivestano carattere essenziale — con la conseguenza che la loro omissione integra un illecito — il metodo di comparazione utilizzato, i prodotti e i fornitori coinvolti, nonché le misure predisposte per l'aggiornamento delle informazioni.

(iv) Integrazione dell'elenco delle pratiche in ogni caso ingannevoli (art. 23 c. cons.). L'intervento più rilevante riguarda l'ampliamento dell'art. 23 c. cons., che enumera le pratiche commerciali considerate ingannevoli in ogni caso. Vi rientrano, tra le altre cose, l'impiego di etichette di sostenibilità non fondate su certificazioni riconosciute e le asserzioni ambientali generiche non dimostrabili.

La vigilanza sull'applicazione della normativa è affidata all'Autorità Garante della Concorrenza e del Mercato (AGCM), cui sono attribuiti specifici poteri sanzionatori e che è da sempre particolarmente attiva nella repressione dei fenomeni di c.d. greenwashing.

Conclusioni

Il D.lgs. n. 30/2026 segna un punto di svolta nella regolazione delle comunicazioni ambientali d'impresa, introducendo obblighi precisi a carico di chi ricorra ad asserzioni di questo tipo. Con il termine di adeguamento fissato al 27 settembre 2026, le imprese sono chiamate ad agire con tempestività, rivedendo le proprie strategie di comunicazione alla luce del nuovo quadro normativo.

Sul piano operativo, è essenziale che le aziende procedano a un audit delle asserzioni ambientali attualmente in uso, assicurandosi che ciascuna sia supportata da evidenze verificabili e, ove necessario, da certificazioni riconosciute. È altresì indispensabile strutturare un presidio interdisciplinare stabile — che coinvolga le funzioni legale, marketing, compliance e sustainability — deputato all'approvazione preventiva dei contenuti e al monitoraggio continuo delle comunicazioni. 

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.

I. Overview and background: a long road to a common framework

On 26 March 2026, the European Parliament formally adopted the European Union’s first comprehensive anti-corruption directive — a landmark piece of criminal legislation that closes one of the most glaring gaps in the EU’s legal architecture (hereinafter, the “Directive”). The text was approved by 581 votes in favour, 21 against, and 42 abstentions, and had been provisionally agreed with the Council in December 2025 (1).

The context underscoring the urgency of this intervention is striking. According to a 2025 Eurobarometer, 69% of Europeans believe corruption to be widespread in their country, and 66% consider efforts against high-level corruption to be insufficient (1). Earlier EPRS studies estimated the total cost of corruption risk in EU public procurement alone at €29.6 billion between 2016 and 2021, with an additional €4.3 billion attributable to contracts involving EU funds. More broadly, Europol has reported that 71% of the most threatening criminal networks active in the EU use corruption to facilitate their activities or obstruct justice (2).

The path to the directive began on 3 May 2023, when the European Commission tabled an anti-corruption legislative package based on Article 83 TFEU — the provision empowering Parliament and the Council to establish minimum rules on criminal offences and sanctions in areas of particularly serious cross-border crime (1). The proposal followed calls by the European Parliament for EU-wide harmonisation of corruption offences and was shaped by the EU Security Union Strategy (2020–2025) and the EU Strategy to Tackle Organised Crime (2021–2025), which had tasked the Commission with assessing whether existing rules were adequate to address evolving criminal practices.

The pre-existing framework was acknowledged as fragmented. It consisted principally of Council Framework Decision 2003/568/JHA on private-sector corruption, a 1997 Convention on corruption involving EU officials, and the PIF Directive (2017/1371) (2). A 2023 external study mandated by the European Commission confirmed that “the lack of a coherent European framework including provisions for all corruption-related crimes identified by international standards” constituted “a source for legislative and operational challenges in tackling cross-border corruption cases” (3). The Commission’s own questionnaires to Member States revealed wide divergence: definitions differed substantially, certain UNCAC-mandated offences were absent from national legislation, and limitation periods varied significantly (3).

Following the Commission proposal, the LIBE Committee of the European Parliament adopted its report in January 2024 with near-unanimous support. The Council agreed its general approach in June 2024, and trilogue negotiations concluded with a provisional agreement in December 2025. The Parliament gave its final endorsement on 26 March 2026 (4).

II. Key provisions and criminal offences

The Directive (5) establishes a catalogue of corruption-related offences that Member States are required to criminalise if committed intentionally. These include (Articles 3 to 11):

1. Public-sector bribery (active and passive): promising, offering, or granting an undue advantage to a public official, or a public official soliciting or accepting such an advantage, to perform or abstain from an act in the exercise of their functions;

2. Private-sector bribery (active and passive): the same conduct involving directors or employees of private entities, acting in breach of their professional duties within the context of economic or commercial activities;

3. Misappropriation: the use by a public official of assets entrusted to their management for a purpose other than that intended, to their benefit or that of a third party, or to the detriment of the relevant public or private entity;

4. Trading in influence: promising or granting an advantage to any person to exercise improper influence on a public official, irrespective of whether the influence was actually exerted or produced the intended result;

5. Unlawful exercise of public functions: intentional serious violations of the law committed by a public official in the exercise of their functions;

6. Obstruction of justice: use of violence, threats, or inducements to interfere with testimony, evidence, or the official functions of judicial or law-enforcement officers in proceedings related to corruption offences;

7. Enrichment from corruption offences: acquisition, possession, or use of assets by a public official in the knowledge that those assets derive from corruption offences committed by another public official;

8. Concealment: intentional disguise or concealment of the nature, origin, or movement of assets derived from the above offences.

9. Incitement, aiding and abetting, and attempt are also covered.

The Directive (Article 2) defines key concepts including “public official” (covering EU and national officials, persons performing public service functions, and officials of international organisations), as well as “high-level official” — a category encompassing heads of government, ministers, members of parliament, constitutional and supreme court judges, prosecutors-general, and members of the European Commission and European Parliament.

Member States retain the right to adopt stricter standards, seeing as the Directive establishes only minimum rules.

Sanctions for natural persons (Article 12) are tiered according to the gravity of the offence: a minimum maximum penalty of five years’ imprisonment for public-sector bribery where the official’s act constitutes a breach of duty; at least four years for misappropriation, enrichment from corruption, and concealment; and at least three years for other offences, including private-sector bribery and trading in influence. Additional penalties may include fines, removal from public office, temporary disqualification from standing for election, exclusion from public procurement, and revocation of licences.

The Directive (Article 19) also harmonises limitation periods, requiring at least eight years from the commission of offences punishable by a maximum of at least four years’ imprisonment, and at least five years for less serious offences, with reduced minimum periods permissible only where interruption or suspension mechanisms exist.

Prevention obligations (Article 20 and following) require Member States to adopt national anti-corruption strategies, establish independent anti-corruption bodies, introduce asset disclosure mechanisms for public officials, regulate conflicts of interest and “revolving doors”, and conduct periodic risk assessments by sector. Whistleblower protection under Directive (EU) 2019/1937 is expressly extended to reports of corruption offences under this Directive (Article 25). Enhanced cooperation between national authorities and EU bodies — including OLAF, Eurojust, Europol, and the EPPO — is also mandated (Article 32).

III. Sanctions for legal persons: the turnover-based fine model and its broader context

One of the most significant innovations of the Directive lies in its approach to the liability and sanctioning of legal persons. Member States must ensure that companies can be held liable for corruption offences committed for their benefit by persons in a leading position, or where inadequate supervision by such persons enabled the commission of the offence (Article 13).

Sanctions must be effective, proportionate, and dissuasive. Beyond fines, they may include exclusion from public procurement, suspension from business activities, judicial winding-up, and publication of the judgment (Article 14).

The headline provision, however, concerns the calibration of pecuniary sanctions. For the most serious offences — public-sector bribery, private-sector bribery, and misappropriation (Articles 3 to 5) — the maximum fine must reach at least 5% of the legal person’s total worldwide annual turnover in the preceding financial year, or alternatively €40 million in absolute terms. For trading in influence, obstruction of justice, and enrichment from corruption (Articles 6, 8, 9), the threshold is set at 3% of global turnover or €24 million.

This turnover-based mechanism represents a structural break from the traditional Italian framework under Legislative Decree 8 June 2001, no. 231 (hereinafter, the “231 Decree”), which determines corporate sanctions through a “quotas” system: the judge fixes the number of units (quote) — between 100 and 1,000 — and the monetary value of each unit — between €258 and €1,549 — resulting in a maximum fine of approximately €1.55 million for corruption offences under Article 25 of the 231 Decree (6). While this system allows for a degree of judicial discretion calibrated to the gravity of the offence and the entity’s degree of responsibility, it was not designed to scale with the actual size or financial capacity of large multinationals.

The turnover-based model, by contrast, ensures that the sanction bears a direct and proportionate relationship to the economic weight of the offending entity — a principle that resonates with the regulatory logic already adopted in other European instruments. Most notably, Legislative Decree 30 December 2025, no. 211 — the Italian Decree implementing Directive (EU) 2024/1226 on criminal penalties for violations of EU restrictive measures — introduced a new Article 25-octies.2 into the 231 Decree, expressly providing for fines calculated as a percentage of the global annual turnover of the offending entity (7). Under that regime, fines range from 1% to 5% of global turnover for the most serious violations (or €3 million to €40 million where turnover cannot be determined), and from 0.5% to 1% for less serious ones (or €1 million to €8 million as an alternative).

The EU anti-corruption Directive now introduces a parallel and closely analogous structure. The alignment between the two instruments is deliberate: both reflect the EU legislator’s evolving preference for sanctions that penalise conduct in proportion to the economic capacity of the offender, thereby addressing the risk that fixed-sum fines may be absorbed as a ‘cost of doing business’ by large corporations. The same philosophy underpins the GDPR (fines up to 4% of global annual turnover), the Digital Markets Act, and various other EU sectoral regulations.

From an Italian implementation standpoint, the transposition of the Directive will require to amend Article 25 of the 231 Decree, which currently governs corporate liability for corruption-related offences. The existing quota-based system will need to be either replaced or supplemented by a turnover-referencing mechanism to achieve compliance with the Directive’s minimum standards. 

From a corporate compliance perspective, the said directives make it critical for companies to promptly recalibrate their trade compliance and anti-bribery and corruption (ABAC) frameworks. The shift to turnover-based corporate fines  substantially increases the (also, financial) exposure attached to corruption risks and makes “static” control systems harder to defend as effective. In practical terms, this calls for an immediate refresh of risk assessments (including sectoral and geographic corruption risks, public-touchpoints, and third-party channels), tighter third‑party due diligence and ongoing monitoring, strengthened controls over gifts/hospitality, sponsorships, facilitation-risk, and conflicts of interest (including revolving-door scenarios), and testing of reporting/escalation mechanisms (also in light of the Directive’s express linkage to the EU whistleblowing framework). 

For Italian entities subject to the 231 Decree, transposition will likely require a targeted update of the so-called Model 231 (compliance program). Companies that treat the Directive as a “legislative update” rather than a compliance redesign risk finding that their Model 231 is no longer viewed as adequately implemented or effective when scrutinized by prosecutors and courts.

The Directive now awaits formal adoption by the Council of the EU, after which it will enter into force 20 days following publication in the Official Journal of the European Union (1). Member States will have between 24 and 36 months from entry into force (depending on the obligations concerned) to transpose the Directive.

Bibliography

(1) europarl.europa.eu/news/en/press-room/20260323IPR38831/parliament-greenlights-eu-anti-corruption-rules

(2) EPRS_BRI(2024)762406_EN.pdf, P. 2

(3) EPRS_BRI(2024)762406_EN.pdf, P. 5

(4) https://www.europarl.europa.eu/legislative-train/theme-a-new-era-for-european-defence-and-security/file-directive-on-combating-corruption

(5) https://www.europarl.europa.eu/doceo/document/TA-10-2026-0094_EN.html

(6)  https://www.normattiva.it/uri-res/N2Ls?urn:nir:stato:decreto.legislativo:2001-06-08;231

(7) www.normattiva.it/uri-res/N2Ls=

In particolare, accanto all’Allegato A – che si sostanzia in un riepilogo sistematico delle fonti normative e regolamentari pertinenti che disciplinano sia gli aspetti sostanziali sia i profili procedurali relativi agli adempimenti e ai poteri dell’Autorità – è stato pubblicato anche un apposito vademecum (Allegato B), che raccoglie invece una serie di FAQ volte a chiarire l’applicazione degli obblighi già vigenti in materia di comunicazioni commerciali online da parte degli influencer.

Come espressamente precisato dall’Autorità, anche tale documento non introduce nuove prescrizioni, ma si limita a fornire indicazioni interpretative e operative, inserendosi nel quadro delineato dal TUSMA e dal regolamento Digital Chart dello IAP, affiancandosi alle Linee guida e al Codice di condotta già adottati.

Il problema

Nell’ordinamento italiano è stato già definito il quadro di disciplina in materia di trasparenza pubblicitaria. La criticità risiede, piuttosto, nella sua concreta applicazione in un contesto, quale quello dei social media, caratterizzato da una progressiva sovrapposizione tra contenuto editoriale e comunicazione commerciale.

In tale scenario, il rischio è che l’obbligo di disclosure, pur formalmente rispettato, risulti sostanzialmente eluso: indicazioni inserite in posizione non immediatamente visibile, formule ambigue o utilizzo dei tool nativi delle piattaforme in luogo di una comunicazione chiara ed esplicita. L’obiettivo perseguito dalle FAQ è dunque quello di ridurre tali aree di incertezza, garantendo un puntuale rispetto delle norme applicabili.

Chi è soggetto alle regole

L’Allegato qualifica come influencer qualsiasi soggetto che realizzi o selezioni contenuti destinati al pubblico online, esercitando un controllo editoriale e traendo un vantaggio, economico o di altra natura, connesso a tale attività.

La qualifica di “influencer rilevante” scatta invece al superamento di almeno 500.000 follower (misurati al 30° giorno antecedente l'invio della comunicazione) oppure di 1 milione di visualizzazioni medie mensili su una singola piattaforma. Per questi soggetti scattano obblighi aggiuntivi, tra cui l'iscrizione nell'Elenco tenuto da AGCOM. 

Gli influencer sottosoglia, tuttavia, pur non soggiacendo all’obbligo di iscrizione, restano pienamente vincolati alle regole di trasparenza e correttezza.

Modalità di disclosure

Il principio cardine è che ogni contenuto avente finalità promozionale deve essere immediatamente riconoscibile come tale.

La natura pubblicitaria sussiste ogniqualvolta vi sia un vantaggio, anche non economico, collegato alla visibilità di un brand, prodotto o servizio. Ne consegue la necessità di utilizzare diciture chiare, esplicite e non ambigue, quali “Pubblicità”, “ADV” o equivalenti.

Le modalità operative variano in funzione del formato, ma rispondono a un criterio uniforme: l’informazione deve essere percepibile senza richiedere azioni da parte dell’utente. 

Dette modalità seguono una logica costante: l'informazione deve essere percepibile senza azioni da parte dell'utente. Ad esempio, nei post, l'indicazione deve comparire all'inizio della caption; nei video, sia in sovrimpressione nelle prime scene sia nella descrizione; nelle stories, su ogni singolo contenuto; nelle dirette, in modo continuativo e ripetuto. 

Inoltre, quando le regole previste dalla piattaforma social divergono da quelle di legge, prevalgono queste ultime — e in caso di dubbio si adotta la soluzione più cautelativa.

Restano chiaramente fermi i divieti assoluti previsti dalla normativa, tra cui quelli relativi al gioco d’azzardo, ai prodotti del tabacco e ai farmaci soggetti a prescrizione. Permangono, inoltre, gli obblighi rafforzati in materia di tutela dei minori, che vietano qualsiasi forma di sfruttamento della loro inesperienza o rappresentazione in contesti inappropriati.

Le fattispecie ricorrenti

Le FAQ affrontano alcune situazioni frequentemente riscontrate nella prassi. Il cosiddetto gifting, consistente nella ricezione gratuita di prodotti, richiede, ad esempio, l’indicazione “gifted by” o equivalente. Con riferimento agli eventi, è necessario distinguere tra la partecipazione nell’ambito di un rapporto promozionale, che impone l’utilizzo di diciture quali “ADV”, e il semplice invito, per il quale è sufficiente “invited by”.

Particolarmente interessante, poi, la precisazione, contenuta pure nelle FAQ, che nel caso di rapporti di committenza tra l’influencer e il brand per la realizzazione di un contenuto, diciture quali “in collaborazione con / in partnership with” non sono considerate idonee perché non rendono chiara la natura pubblicitaria.

L’obbligo di segnalazione si estende, inoltre, anche ai contenuti pubblicati successivamente all’evento, qualora il brand resti identificabile. 

L’Allegato precisa altresì che, anche dopo la cessazione di una collaborazione, appare opportuno mantenere la disclosure per un congruo periodo, indicativamente pari a tre mesi, laddove il contenuto continui a risultare associato al brand. Restano invece esclusi i contenuti di autopromozione, quando la finalità commerciale è immediatamente evidente, nonché le iniziative benefiche spontanee, prive di qualsiasi vantaggio o forma di invito.

Profili di rischio per i brand

La pubblicità occulta rappresenta il principale ambito di attenzione. Un contenuto apparentemente neutro, ma caratterizzato da toni marcatamente elogiativi, da una reiterata esposizione del prodotto o dalla presenza di call to action, può integrare una violazione in assenza di adeguata disclosure. Il rischio non riguarda esclusivamente l’influencer, ma si estende anche al brand committente.

Considerazioni conclusive

Le FAQ, pur non avendo natura regolatoria, assumono assoluta rilevanza tracciando, in modo sempre più preciso, il metro interpretativo che l’Autorità adotterà nella valutazione dei casi concreti, trasformando principi già noti in criteri operativi difficilmente eludibili.

Per influencer, brand e agenzie non si tratta più di un aggiornamento formale, ma di una verifica sostanziale delle proprie prassi. Il quadro che emerge, infatti, combina obblighi già vigenti con indicazioni applicative sempre più puntuali, riducendo sensibilmente gli spazi di ambiguità e rendendo più esposto il rischio di contestazioni.

Faq linee guida e Codice di condotta per gli influencer (Allegato B - AGCOM)

Per facilitare una corretta applicazione delle Linee guida e del Codice di condotta dell'Autorità per le Garanzie nelle Comunicazioni (AGCOM) (delibera 197/25/CONS), l'Autorità ha predisposto documenti integrativi pensati per rispondere alle esigenze dei diversi destinatari. 

In particolare, l'Allegato B (FAQ – Linee guida e Codice di condotta per gli influencer) fornisce indicazioni pratiche per applicare in modo uniforme le regole in materia di trasparenza pubblicitaria, tutela dei minori e protezione degli utenti nei contenuti audiovisivi diffusi sui social. Tali regole si inseriscono nel quadro del TUSMA, del regolamento Digital Chart dello IAP, oltre che delle stesse Linee guida e del Codice di condotta già richiamati. Resta fermo che queste indicazioni hanno carattere esclusivamente orientativo e non vincolante, essendo comunque riservato all'Autorità il potere di valutare i singoli casi.

Dal punto di vista soggettivo, è considerato influencer chiunque realizzi o selezioni contenuti destinati al pubblico online, esercitando un controllo editoriale e ricevendo un vantaggio economico o di altra natura (denaro, prodotti, servizi o benefici). La qualifica di “influencer rilevante” scatta al superamento di almeno 500.000 follower (considerati nel valore registrato al 30° giorno antecedente l'invio della comunicazione) oppure di 1 milione di visualizzazioni medie mensili su una piattaforma, con conseguenti obblighi aggiuntivi. Resta fermo che anche i soggetti sottosoglia sono pienamente tenuti al rispetto delle regole di trasparenza e correttezza, ma, al contrario degli influencer rilevanti, non sono tenuti all’iscrizione nell’Elenco degli influencer predisposto da AGCOM.

Per quanto attiene l'applicazione concreta delle regole sulla pubblicità, il principio centrale è che qualsiasi contenuto con finalità promozionale deve essere immediatamente riconoscibile come tale. La natura pubblicitaria sussiste ogni volta che esiste un vantaggio, anche non economico, collegato alla visibilità di un brand, prodotto o servizio. 

In questi casi è necessario utilizzare diciture esplicite e non ambigue come “Pubblicità”, “ADV” o equivalenti. Formulazioni come “in collaborazione con” non sono considerate idonee a rendere chiara la finalità commerciale. Allo stesso modo, il semplice tag del brand, l’inserimento di link o l’utilizzo dei tool nativi delle piattaforme non sono sufficienti in assenza di una disclosure testuale immediatamente visibile.

La modalità di inserimento della disclosure varia in funzione del formato del contenuto, ma segue una logica costante: l’informazione deve essere percepibile senza azioni da parte dell’utente (i singoli casi sono specificati nella tabella riepilogativa in calce). Sinteticamente, nei post l’indicazione deve comparire all’inizio della caption; nei video sia in sovrimpressione nelle prime fasi sia nella descrizione; nelle stories su ogni singolo contenuto; nelle dirette in modo continuativo e ripetuto.

Inoltre, l’Allegato chiarisce che, se le regole della piattaforma non coincidano con le regole di trasparenza, entrambe le regole dovranno essere rispettate; in particolare, le regole di legge e del Codice prevalgono e dovranno essere comunque garantite. In caso di difformità, si applica la soluzione più chiara e cautelativa (come, ad esempio, i tool previsti dalla piattaforma + la dicitura testuale).

Particolare attenzione è inoltre richiesta nei casi di gifting, partecipazione a eventi o esperienze offerte. I prodotti ricevuti gratuitamente richiedono l’indicazione “gifted by” o equivalente, mentre per gli eventi occorre distinguere tra presenza di un rapporto promozionale (che impone l’uso di “ADV”) e semplice invito (per cui è sufficiente “invited by”). Le stesse regole si estendono anche ai contenuti pubblicati successivamente all’evento, se il brand è ancora riconoscibile. In generale, nei casi dubbi è preferibile adottare comunque una disclosure.

Anche dopo la conclusione di una collaborazione, è opportuno mantenere la segnalazione pubblicitaria per un periodo prudenziale (indicativamente tre mesi) qualora il contenuto resti associato al brand. Sono invece esclusi dagli obblighi di disclosure i contenuti di autopromozione, quando la finalità commerciale risulta evidente, e le iniziative benefiche spontanee prive di qualsiasi forma di vantaggio o invito.

Un tema particolarmente rilevante per i brand è quello della pubblicità occulta, che si verifica quando un contenuto promozionale appare come neutro. Elementi come tono eccessivamente elogiativo, ripetuta esposizione del prodotto o presenza di call to action, in assenza di una chiara dichiarazione, possono determinare una violazione.

Restano infine fermi i divieti assoluti previsti dalla normativa (tra cui gioco d’azzardo, tabacco e farmaci soggetti a prescrizione) e gli obblighi rafforzati in materia di tutela dei minori, che vietano qualsiasi forma di sfruttamento della loro inesperienza o rappresentazione in contesti inappropriati.

Tabella riepilogativa

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?

In questo quadro, assume rilievo anche la dimensione finanziaria del rischio fisico. L’Approfondimento della Banca d’Italia n. 77 (febbraio 2026) stima che il 38% delle imprese non finanziarie italiane sia esposto a rischi idrogeologici, con differenze importanti per territorio e settore, e rileva che la copertura assicurativa riduce mediamente di circa la metà l’impatto dell’esposizione sulla probabilità di insolvenza a un anno. Il rischio meteo-climatico fisico diventa quindi un fattore che incide sul rischio di credito e, in generale, sulla resilienza economica dell’impresa. 

È in questo contesto che si colloca l’obbligo della copertura c.d. “Nat Cat”, introdotto dalla Legge 30 dicembre 2023, n. 213 (Legge di bilancio 2024, art. 1, commi 101 e ss.) attuato mediante il Decreto interministeriale 30 gennaio 2025, n. 18 e ulteriormente disciplinato dal Decreto Legge n. 39/2025 convertito con la Legge n. 78/2025. 

La disciplina impone alle imprese con sede legale in Italia, nonché alle imprese estere con stabile organizzazione in Italia, tenute all’iscrizione nel Registro delle Imprese, di stipulare una polizza assicurativa a copertura dei danni direttamente cagionati da calamità naturali ed eventi catastrofali, che includono sismi, frane, alluvioni, inondazioni e esondazioni come definiti dall’art 3 decreto n.18/2025. 

Sotto il profilo oggettivo, la copertura è riferita, in particolare, alle immobilizzazioni materiali individuate dal rinvio all’art. 2424 c.c., sezione Attivo, voce B-II, numeri 1), 2) e 3), ossia:

• terreni e fabbricati, 

• impianti e macchinari, 

• attrezzature industriali e commerciali. 

L’obbligo di copertura è previsto unicamente per le immobilizzazioni di cui sopra utilizzate a qualsiasi titolo nell’esercizio dell’attività di impresa: quindi l’imprenditore dovrà assicurare sia i beni propri sia i beni di terzi locati che siano strumentali rispetto alla sua impresa. 

Qualora il proprietario dell’immobile utilizzato dall’imprenditore decida di assicurare l’immobile, l’imprenditore potrà evitare di assicurare il bene, ma sarà tenuto a raccogliere prova dell’esistenza della polizza e verificarne la correttezza e l’idoneità rispetto ai requisiti previsti dalla normativa. 

Qualora sia l’imprenditore stesso a stipulare la polizza sul bene in locazione utilizzato per la propria impresa, la legge prevede che l’eventuale indennizzo venga attribuito nella sua totalità al proprietario del bene che sarà tenuto aimpiegare le somme ricevute per il ripristino dei beni danneggiati o periti utilizzati dall’imprenditore. Qualora invece, il proprietario non intenda procedere al ripristino dei beni danneggiati o periti, l’imprenditore avrà diritto ad una somma corrispondente al lucro cessante per il periodo di interruzione dell'attività di impresa a causa dell'evento catastrofale, nel limite del 40 per cento dell'indennizzo ricevuto dal proprietario.

Le tempistiche di entrata in vigore dell’obbligo sono state dilazionate nel tempo per categorie di imprese e sono state oggetto di varie proroghe. Da ultimo, il cosiddetto Milleproroghe 2026 (Decreto Legge 31 dicembre 2025, n. 200, convertito con modificazioni dalla legge 27 febbraio 2026, n. 26, pubblicata in G.U. 28 febbraio 2026, n. 49) ha disposto il differimento al 31 marzo 2026 per alcune categorie di imprese (pesca e acquacoltura e le micro e piccole imprese che esercitano somministrazione di alimenti e bevande o operano come imprese turistico-ricettive). 

Giova ricordare che dell'inadempimento dell’obbligo assicurativo posto a carico delle imprese si dovrà tenere conto ai fini dell’assegnazione di contributi, sovvenzioni e agevolazioni di carattere finanziario a valere su risorse pubbliche, incluse quelle erogate in occasione di eventi calamitosi o catastrofali.

Anche in considerazione del fatto che le misure di prevenzione influenzano il costo del premio assicurativo, nonché dei rischi (di natura anche penale, di responsabilità amministrativa dell’ente ai sensi del D.Lgs. 231/2001, nonché reputazionale) connessi alla compliance in materia ambientale, diventa quindi fondamentale per l’impresa pianificare sia la prevenzione che la risposta alle emergenze, restando sempre aggiornati sulla normativa applicabile.

Una prevenzione efficace richiede, tra l’altro:

• una mappatura realistica degli scenari di rischio (anche fisico);

• procedure interne che definiscano responsabilità e poteri decisionali;

• piani di emergenza aggiornati;

• tracciabilità di controlli, manutenzioni e verifiche periodiche;

• una gestione rigorosa di eventuali sostanze pericolose. 

Sul versante della risposta alle emergenze, è decisivo che l’impresa sia in grado di agire con tempestività e in modo organizzato, ad esempio in relazione alla gestione corretta delle comunicazioni e degli adempimenti verso le autorità competenti quando richiesti dalla normativa di settore o dalle autorizzazioni applicabili.

Nel contesto attuale, la gestione del rischio ambientale è infatti oggi un profilo di governance che può incidere direttamente su costi, continuità operativa e responsabilità. 

Il problema

I sistemi di AI generativa si addestrano su enormi quantità di contenuti raccolti dalla rete senza autorizzazione e senza compenso per chi li ha prodotti. Il risultato è che gli autori si trovano a competere sul mercato con sistemi addestrati anche sui loro contenuti, senza che sia stato chiesto loro alcun consenso né riconosciuto alcun compenso. Una dinamica che per il Parlamento UE solleva questioni rilevanti sia sul piano dei diritti individuali degli autori sia sulla sostenibilità economica del settore culturale europeo nel suo complesso.

Le misure chieste alla Commissione

Trasparenza. I fornitori di AI dovrebbero elencare analiticamente i contenuti protetti usati nell'addestramento — un obbligo riconducibile al principio di sufficient disclosure: la divulgazione deve essere sufficientemente dettagliata da consentire ai titolari dei diritti di verificare se e come i propri contenuti siano stati utilizzati. La misura si pone in continuità con quanto già previsto dall'AI Act per i modelli GPAI, che impone la pubblicazione di sommari sui dati di addestramento, spingendosi tuttavia verso un livello di dettaglio significativamente più elevato. 

Nessuna scappatoia geografica. Un sistema AI che sfrutta contenuti protetti al di fuori dell'UE non dovrebbe essere commercializzato nel mercato europeo. Il principio riflette l'approccio extraterritoriale già adottato dall'AI Act, che si applica a tutti i sistemi immessi sul mercato europeo indipendentemente dal luogo di sviluppo.

Crawler tracciabili. Chi raccoglie dati dal web dovrebbe essere identificabile dagli operatori dei siti e tenere registri dettagliati delle proprie attività.

Filigrane digitali. I titolari dei diritti potranno marcare i propri contenuti; i fornitori di AI avranno l'obbligo di mantenerle intatte e di offrire strumenti per rilevarle. Il tema si intreccia con le disposizioni dell'AI Act sull'etichettatura dei contenuti sintetici e sul rilevamento automatizzato dei deepfake.

Diritto di esclusione. Il Parlamento ipotizza che i titolari dei diritti possano escludere i propri contenuti dall'addestramento dei modelli, tramite formati standardizzati gestiti dall'EUIPO. Si tratta di un rafforzamento operativo del meccanismo di opt-out già previsto dalla Direttiva sul mercato unico digitale (DSM), che l'AI Act richiama ma non disciplina nel dettaglio.

Licenze collettive. L'EUIPO potrebbe coordinare un sistema di licenze per settore. Per i contenuti già usati senza autorizzazione è prevista una remunerazione transitoria equa e proporzionata.

Etichettatura. La proposta propone l’introduzione dell'obbligo di distinguere i contenuti "generati dall'AI" da quelli "prodotti da un essere umano", con un codice di buone pratiche elaborato dalla Commissione — in linea con gli obblighi di trasparenza già introdotti dall'AI Act per i sistemi che generano contenuti sintetici o interagiscono direttamente con gli utenti.

Un principio di fondo

La tutela dei contenuti resta ancorata alla paternità umana: i contenuti interamente generati dall'AI non sono proteggibili e rimangono nel pubblico dominio.

Perché conta ora

Letta insieme all'AI Act, la risoluzione completa un mosaico regolatorio ancora in costruzione. L'AI Act ha posto le fondamenta — obblighi di trasparenza, gestione del rischio, governance dei modelli — ma ha rinviato la questione della protezione dei contenuti a sviluppi successivi. Questa risoluzione indica quale forma potrebbero assumere quegli sviluppi. Per chi opera nel settore culturale o tecnologico, è il momento di valutare le proprie pratiche alla luce di un quadro normativo che, tra obblighi già vigenti e misure in corso di definizione, è destinato a diventare progressivamente più stringente.

Leggi il numero di febbraio 2026

Resta aggiornato! 

Il Provvedimento si articola in tre parti. La Parte Prima definisce i principi e le regole della collaborazione attiva, illustrando le fasi di individuazione e valutazione delle anomalie, le istruzioni operative per l’invio della segnalazione di operazioni sospette (“SOS”), la disciplina della sospensione delle operazioni e il flusso di ritorno degli esiti da parte dell’UIF. La Parte Seconda introduce disposizioni sugli adempimenti di natura organizzativa applicabili ai destinatari non soggetti alla supervisione delle Autorità di vigilanza di settore. Infine, la Parte Terza disciplina le modalità di accesso al portale Infostat-UIF e fornisce le istruzioni per la compilazione e l’invio delle SOS.

Con particolare riguardo ai principi della collaborazione attiva, il Provvedimento pone l’accento più sulla qualità che sulla quantità del flusso segnaletico. La SOS rappresenta infatti l’esito di un processo valutativo condotto dal destinatario a partire dall’individuazione di anomalie soggettive e oggettive, che devono essere esaminate anche alla luce delle informazioni disponibili e del profilo del cliente. Il Provvedimento esclude espressamente approcci automatici o meramente cautelativi: il mero superamento di soglie quantitative, la ricezione di richieste di informazioni da parte delle Autorità, l’esistenza di notizie negative sul soggetto ovvero l’adozione di misure personali o reali a suo carico non costituiscono, di per sè, presupposto sufficiente per l’invio di una SOS.

Il processo valutativo può legittimamente concludersi con l’esclusione del sospetto; in tali casi non sussiste l’obbligo di segnalazione, ma il destinatario è invitato a documentare, anche sinteticamente, le ragioni a sostegno di tale decisione, al fine di garantire la tracciabilità in caso di verifiche successive.

Tra gli elementi di maggiore rilievo introdotti dal Provvedimento si segnalano i seguenti.

Intelligenza artificiale. Il Provvedimento riconosce espressamente la possibilità di ricorrere a strumenti basati su sistemi di intelligenza artificiale per l’individuazione delle operatività anomale. Tali strumenti, laddove utilizzati, devono essere conformi alle disposizioni a essi eventualmente applicabili, basarsi su dati oggettivi e verificabili ed essere accompagnati da adeguate valutazioni svolte con l’intervento umano, finalizzate alla verifica e validazione delle anomalie rilevate. Sebbene l’utilizzo dell’intelligenza artificiale sia delineato con cautela, la sua esplicita menzione nel Provvedimento apre la strada a possibili applicazioni in ambiti finora poco esplorati, evidenziando ancora una volta le sfide che l’evoluzione tecnologica pone al diritto.

Condivisione delle informazioni tra destinatari. Viene introdotta la possibilità per i soggetti obbligati di condividere informazioni sulle anomalie individuate in relazione a operatività che presentino elementi comuni, nel rispetto degli obblighi di segretezza e riservatezza previsti dal D.lgs. 231/2007.

Flusso di ritorno dell’UIF. È rafforzato il sistema di comunicazione degli esiti delle segnalazioni: l’UIF fornirà ai destinatari, con cadenza almeno semestrale, indicazioni mirate sulla qualità della collaborazione attiva, distinguendo tra segnalazioni prive di sufficienti elementi di rischio a supporto del sospetto (c.d. elenco A) e segnalazioni classificate a basso rischio (c.d. elenco B). I soggetti obbligati sono tenuti a tener conto di tali riscontri ai fini del progressivo affinamento dei propri processi interni.

Tramite la scheda di feedback l’UIF fornisce inoltre con cadenza almeno annuale valutazioni di sintesi sulla collaborazione attiva del destinatario. Tale scheda è inviata ai destinatari che risultano aver inviato nell’anno solare di riferimento un numero rilevante di segnalazioni.

Sospensione delle operazioni. Il destinatario può sottoporre all’UIF un’operazione sospetta chiedendo la valutazione dell’esercizio del potere di sospensione, mediante l’invio di una SOS con apposito attributo. La sospensione può avere una durata massima di cinque giorni lavorativi dalla notifica del relativo provvedimento a mezzo PEC.

Come anticipato, la seconda parte del Provvedimento è poi dedicata agli adempimenti organizzativi.

In particolare, viene formalizzata la figura del referente SOS, che - nei destinatari diversi dalla persona fisica - deve essere identificata nel portale Infostat-UIF nella persona del legale rappresentante o di un suo delegato dotato di adeguati requisiti di indipendenza, autorevolezza e professionalità. Il delegato non può essere un soggetto esterno al destinatario o al gruppo di appartenenza, né il responsabile della funzione di revisione interna.

Quanto alla procedura interna di segnalazione, essa deve essere proporzionata alle dimensioni e alla complessità del soggetto obbligato, garantendo efficacia, tempestività e riservatezza. Non possono essere esternalizzate la decisione di effettuare la segnalazione e la trasmissione della stessa all’UIF.

L’ultima parte del Provvedimento è infine dedicata alle modalità di segnalazione. Le SOS devono essere trasmesse esclusivamente tramite il portale Infostat-UIF e devono contenere: dati identificativi, elementi strutturati relativi a operazioni, soggetti e rapporti, e una descrizione in forma libera dell’operatività sospetta e dei motivi del sospetto. La parte descrittiva non può limitarsi a un mero rinvio agli indicatori di anomalia o agli schemi dell’UIF, ma deve illustrare il processo logico-deduttivo seguito dal destinatario.

In conclusione, il Provvedimento ridefinisce in modo organico l’obbligo di segnalazione di operazioni sospette di cui agli artt. 35 e ss. del D.lgs. 231/2007, rafforzando un approccio basato sulla responsabilizzazione dei soggetti obbligati e sulla qualità della collaborazione attiva. 

Le nuove istruzioni di cui al Provvedimento comportano alcune implicazioni operative particolarmente rilevanti per i soggetti obbligati.

In primo luogo, il Provvedimento rafforza la centralità del processo valutativo interno, escludendo approcci automatici o meramente cautelativi. Ciò richiede ai soggetti obbligati di dotarsi di procedure interne adeguate, in grado di consentire una valutazione effettiva delle anomalie alla luce del profilo del cliente, della natura dell’operazione e del contesto complessivo della transazione.

In secondo luogo, l’introduzione di riferimenti espliciti all’utilizzo di strumenti di intelligenza artificiale si inserisce in una tendenza ormai evidente nel quadro regolamentare nazionale ed europeo, volta a favorire l’utilizzo di strumenti tecnologici avanzati, pur nel rispetto del principio della responsabilità decisionale del destinatario. Il ricorso all’intelligenza artificiale non può quindi sostituire il processo valutativo richiesto dalla normativa antiriciclaggio, ma può rappresentare un supporto all’individuazione e alla gestione delle anomalie, soprattutto nei contesti caratterizzati da elevato numero di operazioni o da schemi transazionali complessi.

In questo contesto, l’adeguamento alle nuove istruzioni non si esaurisce in un aggiornamento formale delle procedure, ma richiede una revisione complessiva dei presidi antiriciclaggio, che includa – tra l’altro – la definizione di procedure interne di segnalazione, l’individuazione del referente SOS, l’aggiornamento delle policy di gestione delle anomalie e la formazione del personale coinvolto nelle operazioni.

Alla luce dell’entrata in vigore delle nuove istruzioni il 1° luglio 2026, appare pertanto opportuno che i soggetti obbligati avviino sin d’ora una verifica dei propri assetti di compliance antiriciclaggio, al fine di assicurare la piena conformità al nuovo quadro regolamentare e ridurre i rischi operativi e reputazionali connessi alla gestione delle operazioni sospette.

L’introduzione delle nuove istruzioni rappresenta un’occasione per rafforzare tali presidi e adeguarli alle evoluzioni normative e tecnologiche che interessano il settore.

Modificando gli articoli 7, 7.1 e 7.2 della legge n. 130/1999 (la Legge sulle Cartolarizzazioni), la riforma consente alle imprese di liberare il valore finanziario del proprio stock di magazzino attraverso il ricorso al mercato dei capitali, offrendo un’alternativa alle tradizionali forme di finanziamento basate su garanzie.

1. Elementi chiave della riforma

Il magazzino diventa un attivo cartolarizzabile: per la prima volta, i beni mobili non registrati — inclusi i beni di magazzino — possono essere direttamente cartolarizzati. Ciò consente operazioni basate sul trasferimento del magazzino a una veicolo di cartolarizzazione e sull’emissione di note garantite dal magazzino ai sensi dell’articolo 7.2.

Estensione del patrimonio segregato (patrimonio destinato): il patrimonio destinato può ora includere non solo crediti ma anche attivi lungo l’intero ciclo produttivo — materie prime, semilavorati, prodotti finiti e beni sostitutivi — consentendo strutture dinamiche e revolving allineate alle esigenze operative.

Due sono le strutture alternative di cartolarizzazione:

Struttura ai sensi dell’articolo 7.1: la società destina il magazzino (unitamente a crediti presenti o futuri) a un patrimonio destinato, ovvero lo trasferisce a una SPV di supporto non emittente. La società veicolo di cartolarizzazione emittente concede un finanziamento a ricorso limitato, il cui rimborso deriva dagli attivi segregati e dai relativi proventi nell’ambito di una struttura giuridicamente separata.

Struttura ai sensi dell’articolo 7.2: il magazzino è acquistato dalla società veicolo di cartolarizzazione emittente, la quale ne finanzia l’acquisto mediante l’emissione note garantite dallo stock trasferito e dai relativi proventi della vendita, consentendo una soluzione di destocking strutturalmente più lineare.

Accesso per finanziatori non autorizzati: soggetti finanziatori non autorizzati possono utilizzare tecniche di cartolarizzazione per fornire finanziamento a valere sul magazzino (attività in precedenza riservata a banche e intermediari regolamentati) oppure per acquistare il magazzino stesso.

2. Principali cambiamenti rispetto al quadro previgente

La riforma segna un chiaro passaggio da modelli di finanziamento del magazzino basati sul pegno a vere e proprie strutture di cartolarizzazione. In precedenza, il finanziamento del magazzino si fondava sul pegno mobiliare non possessorio a garanzia di un finanziamento. Il nuovo regime introduce strutture basate alternativamente sulla segregazione legale (articolo 7.1) oppure sull’acquisto del magazzino da parte di una SPV emittente (articolo 7.2), ampliando in modo significativo gli strumenti disponibili.

I patrimoni destinati non sono più limitati ai crediti e alle relative garanzie accessorie, ma possono ricomprendere l’intero ciclo produttivo, consentendo strutture revolving e continuamente reintegrabili.

La struttura ai sensi dell’articolo 7.2 crea inoltre la possibilità di una “derecognition” del magazzino dal bilancio dell’impresa e di una più chiara segregazione strutturale rispetto ai modelli tradizionali basati su garanzie.

3. Perché è rilevante

La riforma amplia in modo significativo le possibilità di inventory financing in Italia.

Essa apre nuovi canali di liquidità, riduce i vincoli operativi associati alle strutture basate su pegno non possessorio e facilita operazioni di destocking attraverso strumenti di cartolarizzazione standardizzati.

Per un’analisi completa — inclusi schemi strutturali, considerazioni fiscali e un confronto dettagliato tra gli articoli 7.1 e 7.2 — si rimanda al nostro alert completo disponibile al seguente link.

Il Tribunale di Napoli in sede di reclamo ha revocato le misure protettive, già confermate nella composizione negoziata, aventi a oggetto il divieto (i) di escussione di garanzie prestate da terzi fideiussori, e (ii) di segnalazione alla Centrale dei Rischi dello stato di crisi dell’impresa.

Il Tribunale ravvisa sul punto una compressione ingiustificata degli interessi dei creditori: (i) rileva l’incongruità di un divieto di escussione esteso indistintamente all’intero patrimonio dei terzi fideiussori, che rimarrebbe peraltro esposto ai loro creditori personali e (ii) osserva che la pubblicità a Registro Imprese delle misure protettive priva di utilità il divieto di segnalazione interbancaria.

La pronuncia è significativa in quanto si discosta da orientamenti della giurisprudenza (Trib. Avellino, 5 dicembre 2022; Trib. Napoli Nord, 24 gennaio 2024; Trib. Milano, 8 febbraio 2025; Trib. Pordenone, 27 maggio 2025), favorevoli all’estensione delle misure ex art. 18 CCII anche nei confronti dei terzi garanti e al divieto di pubblicazione nella Centrale Rischi.

Sulla prima questione, oggettivamente controversa, in realtà il Tribunale riconosce fondamento all’inibitoria, ove si tratti (diversamente dal caso esaminato) di determinati beni finzionali al piano di risanamento: non si confronta invece con l’alternativa ratio posta a fondamento dell’inibitoria, relativa alla modificazione del novero dei soggetti con i quali sono in corso trattative, per effetto della surrogazione del garante nella posizione del creditore originario.

Leggi la sentenza

Il 17 febbraio 2026 la Commissione europea ha avviato un'indagine formale nei confronti di Shein, classificata come Very Large Online Platform (VLOP) ai sensi del Digital Services Act (DSA). L'iniziativa si inserisce nel quadro dei poteri di supervisione attribuiti alla Commissione per verificare il rispetto degli obblighi imposti alle piattaforme digitali di grandi dimensioni, in particolare con riferimento alla circolazione di prodotti illegali e contraffatti all'interno dei marketplace online. Tra i profili oggetto di analisi vi è la possibile presenza sulla piattaforma di beni che violano diritti di proprietà intellettuale, inclusi marchi, design e copyright. Shein è stata formalmente designata come VLOP dalla Commissione europea nell'ottobre 2023.

2. Gli obblighi del DSA in materia di prodotti illegali e IPR

Il Digital Services Act introduce un sistema di responsabilità e diligenza per le piattaforme online, incidendo direttamente anche sulla circolazione di prodotti contraffatti. Il DSA sostituisce il previgente regime di responsabilità degli intermediari introdotto dalla Direttiva sul Commercio Elettronico (2000/31/CE), rafforzando significativamente gli obblighi a carico delle piattaforme.

Tra gli obblighi più rilevanti:

a) Meccanismi di notice-and-action (art. 16 DSA): le piattaforme devono predisporre sistemi che consentano ai titolari di diritti di segnalare facilmente contenuti o prodotti illegali, inclusi articoli che violano diritti di proprietà intellettuale. Il sistema deve essere facilmente accessibile, dotato di un canale elettronico diretto, e capace di consentire segnalazioni sufficientemente precise. La piattaforma è tenuta a comunicare la decisione presa al segnalante, con obbligo di motivazione in caso di diniego.

b) Tracciabilità dei trader (art. 30 DSA): i marketplace devono raccogliere e verificare informazioni sui venditori professionali che operano sulla piattaforma — ragione sociale, partita IVA, dati bancari — secondo il principio del "Know Your Business Customer" (KYBC), al fine di ridurre la presenza di operatori che commercializzano prodotti contraffatti. I venditori che non abbiano fornito le informazioni richieste o la cui verifica sia fallita non possono operare sulla piattaforma.

c) Obblighi rafforzati per le VLOP (artt. 34–35 DSA): le piattaforme di dimensioni molto grandi devono: i) analizzare i rischi sistemici, tra cui la diffusione di prodotti illegali, con cadenza annuale; ii) adottare misure di mitigazione, come sistemi di controllo più efficaci e maggiore moderazione; iii) sottoporsi ad audit indipendenti sulla conformità delle misure adottate (art. 37 DSA).

d) Trasparenza e accesso ai dati: le VLOP devono fornire informazioni sulle modalità di funzionamento dei propri sistemi e sulle misure adottate per contrastare contenuti e prodotti illegali, nonché condividere dati con la Commissione e i ricercatori autorizzati (artt. 40–42 DSA).

3. Il focus dell'indagine: i prodotti contraffatti

Con specifico riguardo all'attività di Shein quale marketplace di terzi, l'indagine della Commissione riguarda in particolare la possibile insufficienza delle misure adottate dalla piattaforma per: prevenire la vendita, da parte di venditori terzi, di prodotti che violano marchi o design registrati; rimuovere rapidamente gli articoli segnalati come contraffatti attraverso i meccanismi di notice-and-action; garantire la tracciabilità e la corretta identificazione dei venditori terzi ai sensi dell'art. 30 DSA.

In questo contesto il DSA diventa uno strumento complementare rispetto al tradizionale enforcement dei diritti IP, poiché non interviene sul singolo atto di contraffazione compiuto dal venditore terzo, ma sulla governance della piattaforma che ne ha reso possibile la commercializzazione. 

4. Possibili conseguenze dell'indagine

Se la Commissione dovesse accertare violazioni del Digital Services Act, potrebbe imporre:

• misure correttive per rafforzare i sistemi di controllo della piattaforma (modifica dei sistemi di notice-and-action, rafforzamento della verifica dei seller, obbligo di report periodici);

• sanzioni fino al 6% del fatturato globale annuo della società (art. 74 DSA);

• penalità di mora fino al 5% del fatturato giornaliero medio per ogni giorno di ritardo nell'adempimento;

• in casi di violazione grave e reiterata, misure d'urgenza e, in extremis, sospensione temporanea dell'accesso al servizio nell'UE (art. 76 DSA).

   

5. Conclusioni

L'indagine su Shein offre uno spunto significativo per riflettere sul ruolo che il Digital Services Act può svolgere, in via indiretta, nell'enforcement della proprietà intellettuale nell'economia digitale.

Il DSA rafforza la responsabilità procedurale delle piattaforme online, imponendo obblighi di diligenza più stringenti nella gestione dei prodotti potenzialmente contraffatti. Questo rappresenta un passo in avanti rispetto al regime previgente, ma non elimina le difficoltà strutturali dell'enforcement IP nel contesto digitale: la frammentazione delle catene di fornitura, la rapidità con cui i venditori scorretti si ricostituiscono sotto nuove identità e la complessità della verifica a scala globale rimangono sfide aperte.

Per i titolari di diritti, i meccanismi introdotti dal DSA — in particolare il notice-and-action e la tracciabilità dei trader — offrono strumenti aggiuntivi di tutela, che si affiancano senza sostituire i rimedi IP tradizionali. L'efficacia concreta di tali strumenti dipenderà tuttavia dall'effettiva implementazione da parte delle piattaforme e dal rigore con cui la Commissione eserciterà i propri poteri di supervisione.

L'esito dell'indagine su Shein fornirà indicazioni preziose sulla portata applicativa del DSA in questo ambito, ma è prematuro considerarlo un modello consolidato: si tratta di uno dei primi casi di enforcement nei confronti di una VLOP, e la prassi regolatoria è ancora in fase di definizione.

The removal last year of a Banksy in Venice has reignited a longstanding legal debate at the intersection of property law and copyright: when street art is created without permission on someone else's wall, who actually owns it? And can the property owner legally remove it?

In May 2019, during the inauguration of the Venice Biennale, a work attributed to Banksy appeared depicting a migrant child with its feet and part of its legs immersed in the water of a canal, wearing a life jacket and holding a flare emitting pink smoke. In early 2025, to preserve its integrity considering local climatic conditions and to allow restoration of the historic palazzo owned by Banca Ifis on which it was created, it was announced that the work would be removed by "detaching" it from the surface; the operation was carried out on the night of 23-24 July 2025. The restoration was completed in early 2026; the work is currently held at an undisclosed location and may soon be returned to its original site, this time with protective measures to shield it from the effects of water, salt air and wind.

Read the full article on artlawyersassociation.com

Il Decreto Legge 19 febbraio 2026, n. 19, recante "Ulteriori disposizioni urgenti per l'attuazione del Piano nazionale di ripresa e resilienza (PNRR) e in materia di politiche di coesione", è stato pubblicato sulla Gazzetta Ufficiale del 19 febbraio 2026, con l’introduzione di molteplici disposizioni che impattano su vari ambiti.

In attesa della conversione in legge e delle eventuali modifiche che potranno essere apportate, in questa sede verranno evidenziate le novità più rilevanti in relazione all’art. 242-ter del D.Lgs. 152/06 (in materia di interventi ammessi nei siti sottoposti a procedimento di bonifica), nonché quelle in materia di industria insalubre. 

1. Interventi ammessi nei siti sottoposti a procedimento di bonifica

Il D.Lgs. 152/06 prevede una serie di vincoli e procedure finalizzate alla gestione dei siti sottoposti a procedimento di bonifica, con il duplice obiettivo di proteggere la salute pubblica e l'ambiente, nonché di garantire che eventuali interventi esterni non compromettano l'esecuzione degli interventi di bonifica.

Tali vincoli rendono necessario, per chiunque intenda eseguire lavori o opere in siti interessati da procedimenti di bonifica, l’applicazione di specifici iter (tra cui, in particolare, la procedura disciplinata dall'art. 242-ter del D.Lgs. 152/2006) al fine di scongiurare interventi suscettibili di aggravare il quadro ambientale o di interferire con le attività di bonifica. 

Il principio cardine, com'è noto, è quello della intangibilità del sito in bonifica. Ciononostante, il legislatore ha progressivamente ampliato i margini di intervento su tali siti, in particolare mediante l'introduzione dell’art. 242-ter.

Tale disposizione introduce un elenco tassativo di tipologie di opere e interventi ammissibili, subordinando la loro esecuzione al rispetto di due condizioni fondamentali: da un lato, che le modalità e le tecniche adottate non pregiudichino né interferiscano con l'esecuzione e il completamento della bonifica; dall'altro, che non vengano generati rischi per la salute dei lavoratori e degli altri fruitori dell’area, in conformità con quanto previsto dal D.Lgs. 81/2008.

La verifica del rispetto di tali condizioni compete, ai sensi del c. 2 del medesimo articolo, all’autorità competente ai sensi del Titolo V, Parte Quarta, del D.Lgs. 152/2006, nell’ambito dei procedimenti di approvazione e autorizzazione degli interventi ovvero, ove applicabile, nell’ambito della procedura di Valutazione di Impatto Ambientale.

Il c. 3 dell'art. 242-ter attribuisce al MASE (con riferimento alle aree ricadenti nei Siti di Interesse Nazionale) e alle Regioni (per le restanti aree) il compito di individuare le categorie di interventi esonerati dalla preventiva valutazione dell'autorità competente, nonché, ove tale valutazione sia richiesta, di definire i relativi criteri, le procedure e le modalità di controllo. In attuazione di tale disposizione, il Decreto Ministeriale 45/2023 ha elaborato una classificazione delle diverse tipologie di interventi e opere sulla base dell’impatto, anche solo potenziale, sulle matrici ambientali e delle caratteristiche specifiche del sito, modulando di conseguenza il regime procedurale applicabile alla valutazione delle interferenze.

L’art. 14, c. 1 del D.L. 19/26 modifica così l'art. 242-ter del D.Lgs. 152/06 prevedendo in particolare che, nelle more dell'adozione da parte delle Regioni delle disposizioni attuative, le categorie di interventi, i criteri e le procedure di valutazione e le modalità di controllo definiti dal MASE trovano applicazione anche per le aree ricomprese nei siti di competenza regionale.

Si tratta di una previsione di grande rilevanza, che può consentire alle imprese di effettuare interventi nei siti oggetto di procedimento di bonifica in modo ancor più agevole.

2. Esclusione di talune imprese autorizzate dalla disciplina delle industrie insalubri

Come noto, talune attività industriali sono qualificate come “industrie insalubri” ai sensi dell'art. 216 del Regio Decreto 27 luglio 1934, n. 1265 (Testo Unico delle Leggi Sanitarie, di seguito “TULS”) e del Decreto Ministeriale 5 settembre 1994 (di seguito “DM 1994”).

Tali attività sono classificate dall'art. 216 TULS in due distinte categorie: 

(i) la “Prima Classe”, che comprende le attività il cui rilevante potenziale inquinante impone il loro obbligatorio insediamento al di fuori dei centri abitati (tra cui, a titolo esemplificativo, impianti chimici);

(ii) la “Seconda Classe”, che raggruppa le attività che, pur potendo in linea di principio essere collocate in prossimità di aree abitate, richiedono comunque l'adozione di specifiche misure precauzionali volte a ridurne l'impatto sanitario. 

Il DM 1994 reca, in attuazione della predetta disposizione, l’elenco delle attività classificate come insalubri. In tale quadro normativo, la regola generale sancisce il divieto di insediamento delle attività di Prima Classe all'interno dei centri abitati; tuttavia, il c. 5 dell'art. 216 TULS prevede espressamente la possibilità di deroga a tale divieto, subordinatamente alla dimostrazione, da parte del gestore dell’impianto, dell'adozione di nuove metodologie produttive ovvero di specifiche cautele idonee a eliminare i rischi sanitari derivanti dall'esercizio dell'attività.

La novità introdotta dall’art. 14, c. 3 del D.L. 19/26 è che non sono più classificate come industrie insalubri, ai sensi dell'articolo 216 TULS, e sono quindi escluse dalla relativa disciplina, le imprese in possesso di Autorizzazione Integrata Ambientale (“AIA”), di Autorizzazione Unica Ambientale (“AUA”) o di autorizzazioni relative alle emissioni in atmosfera e agli scarichi idrici, rilasciate ai sensi del D.Lgs. 152/06. 

La disposizione elimina così la sovrapposizione tra il regime autorizzativo ambientale e il parallelo iter relativo alla classificazione come industria insalubre, con un rilevante effetto deflattivo sugli oneri burocratici.

Obiettivo dichiarato della riforma, infatti, è proprio quello di stimolare la concorrenza nel mercato immobiliare e di favorire la circolazione dei beni, immobili e mobili registrati, provenienti da donazione e successivamente acquistati da terzi.

Le principali novità: se gli eredi legittimari agiscono in riduzione - cioè chiedono al giudice di ridurre o annullare una donazione che ha leso la loro quota di legittima - ma il donatario ha ceduto a titolo oneroso l’immobile ad un terzo avente causa, quest’ultimo non potrà più essere chiamato a restituire il bene all’eredità (563 c.c.). 

I legittimari potranno agire solo nei confronti del terzo che abbia ricevuto il bene di provenienza donativa, nei limiti del vantaggio da lui conseguito, esclusivamente laddove il donatario risulti insolvente e il terzo soggetto abbia ricevuto il bene in forza di un negozio a titolo gratuito.

Il terzo acquirente è dunque “messo al riparo” da eventuali pretese del legittimario leso se il bene è stato acquistato dal terzo a titolo oneroso.

I legittimari conservano in ogni caso il diritto di agire in riduzione contro il donatario, il quale dovrà compensare in denaro i legittimari lesi o pretermessi nei limiti in cui ciò è necessario per integrare la quota ad essi riservata. 

Un’ulteriore novità di grande rilevanza pratica è l'eliminazione dell’istituto dell'opposizione stragiudiziale alla donazione. 

In base alla normativa previgente, i legittimari potevano “bloccare” il decorso del termine ventennale di tutela reale — quello entro il quale era possibile agire per recuperare il bene anche nei confronti del terzo acquirente — notificando e trascrivendo un apposito atto stragiudiziale di opposizione alla donazione, da rinnovare periodicamente. Tale meccanismo rendeva di fatto permanente l'incertezza sulla “sicurezza” di un bene di provenienza donativa, anche a distanza di decenni dalla donazione stessa.

Con la riforma, questo istituto viene abrogato per le successioni aperte dopo il 18 dicembre 2025: i legittimari non avranno più la facoltà di paralizzare la libera circolazione del bene attraverso tale strumento. La tutela loro riconosciuta è ormai esclusivamente di natura patrimoniale (il diritto a un’integrazione in denaro da parte del donatario), non più reale (il recupero del bene stesso).

Di seguito, una breve panoramica delle ulteriori novità derivanti dall’entrata in vigore della Legge in oggetto.

La sorte di pesi[2] e ipoteche costituiti dal donatario

A fronte delle modifiche apportate all’art. 561 c.c., se gli immobili restituiti in conseguenza della riduzione risultano gravati da pesi o ipoteche, i suddetti gravami restano efficaci, non trovando più applicazione il principio della “purgazione” delle ipoteche che caratterizzava la precedente disciplina. L’immobile, infatti, è restituito con tutti i pesi e vincoli connessi costituiti dal legatario/donatario, rimanendo a carico di quest’ultimo l’obbligo di compensare in denaro i legittimari in ragione del conseguente minor valore del bene, nei limiti in cui è necessario integrare la quota ad essi riservata. La stessa disciplina è estesa alla donazione di beni mobili iscritti nei pubblici registri (art. 2690 c.c.).

La trascrizione della domanda di riduzione

La suddetta disciplina di salvaguardia dell’acquisto del terzo avente causa dal donatario fa salvo il disposto dell’art. 2652, comma I, n. 1), c.c., con la conseguenza che, l’azione di riduzione è opponibile ai terzi aventi causa dal donatario con atto trascritto o iscritto dopo la trascrizione della domanda di riduzione. 

Inoltre, in coordinamento con le nuove disposizioni sopra richiamate, è stato modificato altresì l’art. 2652 c.c., n. 8), c.c.. Per l’effetto, viene ridotto da dieci a tre anni il termine a disposizione del legittimario per trascrivere la domanda di riduzione e mantenere la sua opponibilità a terzi aventi causa dall’erede o dal legatario. 

In altri termini, l’azione di riduzione è opponibile ai terzi acquirenti di diritti a titolo oneroso dall’erede o dal legatario per tre anni dall’apertura della successione, dopo i tre anni opera il principio della trascrizione della domanda di riduzione o dell’acquisto del terzo avente causa.

Regime transitorio

Infine, il comma 2, dell’art. 44, l. 2 dicembre 2025, no. 182, introduce altresì una disciplina transitoria, precisando che le nuove regole in materia di azione di riduzione trovano applicazione alle successioni aperte dopo l’entrata in vigore della legge in esame (i.e. dopo il 18 dicembre 2025). 

Per le successioni aperte in data anteriore continua invece ad operare la normativa previgente — con la conseguenza che resta esperibile l’azione di restituzione degli immobili anche nei confronti degli aventi causa dal donatario — purché ricorra almeno una delle seguenti condizioni:

• sia stata notificata e trascritta la domanda di riduzione prima dell’entrata in vigore della nuova disciplina;

• la domanda di riduzione venga notificata e trascritta entro sei mesi dall’entrata in vigore della legge;

• entro il medesimo termine di sei mesi sia notificato e trascritto, nei confronti del donatario e dei suoi aventi causa, un atto stragiudiziale di opposizione alla donazione.

In difetto della notificazione e trascrizione della domanda di riduzione o dell’atto di opposizione nel termine semestrale dall’entrata in vigore della riforma, la nuova disciplina si estende anche alle successioni già aperte prima di tale data, una volta decorso il suddetto termine di sei mesi.

Conclusioni

Lo spostamento della tutela del legittimario leso — da reale (recupero del bene) a risarcitoria (compensazione in denaro), pur con le specifiche sopra menzionate — auspicabilmente tutela chi compra un immobile di provenienza donativa, che non rischierà più di vedersi sottratto il bene a distanza di anni dall'acquisto.

In secondo luogo, gli istituti di credito saranno certamente più inclini ad accettare anche gli immobili di provenienza donativa come garanzia ipotecaria, rendendo in tal modo meno complesso l'accesso al credito.

[1] L’intervento riformatore ha avuto ad oggetto la modifica degli artt. 561, 562, 563, 2652 e 2690 c.c.. 

[2]Diritti reali o personali di godimento costituiti dal donatario, vincoli di natura urbanistica (convenzioni edilizie, atti d’obbligo), vincoli di indisponibilità (sequestri, pignoramenti).

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.

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 tale approfondimento – già anticipato su Quotidiano Energia il 26 febbraio u.s. (https://www.quotidianoenergia.it/module/news/page/entry/id/529083) – ci concentriamo sugli impatti del Decreto in relazioni agli impianti incentivati attraverso i Conti Energia.

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Al fine di affrontare l’elevata incidenza degli oneri generali di sistema sulla bolletta elettrica (derivanti dalla componente ASOS destinata al sostegno delle fonti rinnovabili) il Decreto e, in particolare, l’art. 2, introduce dei meccanismi di rimodulazione e fuoriuscita dagli incentivi dedicati agli impianti fotovoltaici di cui alle prime quattro edizioni del “Conti Energia”.

IL “NUOVO” SPALMA-INCENTIVI

In particolare, è introdotto un meccanismo di spalma-incentivi su base volontaria, rivolto agli impianti fotovoltaici di potenza superiore a 20 kW che beneficiano dei premi fissi del Conto energia e le cui convenzioni con il GSE sono in scadenza a partire dal 1° gennaio 2029.

Con riferimento a tali impianti, ai sensi dell’art. 2, co. 1 del Decreto, i soggetti interessati possono, esclusivamente su base volontaria, entro il 31 maggio 2026, optare: 

• per una riduzione del 15% della tariffa premio spettante nel periodo che intercorre tra luglio 2026 e il 31 dicembre 2027, in cambio di un prolungamento delle convenzioni pari a 3 mesi;

• per una riduzione del 30%, della tariffa premio spettante nel medesimo periodo, in cambio – sempre ai sensi del comma 2 – di un prolungamento delle convenzioni pari a 6 mesi.

Per il periodo oggetto di estensione (pari a 3 o 6 mesi), è prevista l’applicazione da parte del GSE di una tariffa mediata (i.e., pari alla media delle tariffe premio oggetto di riduzione).

Come detto, tale facoltà deve essere esercitata entro il 31 maggio 2026 e, in tal caso, è previsto che il GSE provveda all’aggiornamento delle relative convenzioni.

EXIT STRATEGY

Oltre alla rimodulazione, l’art. 2, co. 4 del Decreto prevede anche la possibilità di una fuoriuscita anticipata dal regime incentivante, in cambio di un corrispettivo, entro un contingente massimo di 10 GW. 

Tale facoltà deve essere esercitata entro il 30 settembre 2026 e la relativa fuoriuscita diventa effettiva a decorrere dal 1° gennaio 2028.

A tal fine, la norma prevede che per quanto riguarda gli impianti che hanno aderito agli schemi di riduzione della tariffa di cui al “nuovo” spalma-incentivi sia previsto un accesso prioritario alla fuoriuscita anticipata.

Per quest’ultimi, il corrispettivo riconosciuto a fronte della fuoriuscita è pari al 90% del valore attualizzato dei flussi di cassa residui degli incentivi maturati per il periodo compreso tra il 1° gennaio 2028 e la scadenza della convenzione[1]. 

In altri termini, è prevista l’erogazione immediata di una somma, stimata, che i soggetti titolari avrebbero ricevuto in futuro, ridotta del 10%.

Di converso, per gli impianti che non hanno aderito al “nuovo” spalma-incentivi, per l’adesione al meccanismo della fuoriuscita è previsto il ricorso a una procedura competitiva, gestita dal GSE e da svolgersi entro il 30 giugno 2027 con le seguenti modalità:

1. i soggetti richiedenti presentano offerte espresse in termini di ribasso percentuale rispetto al valore base determinato ai sensi del punto ii);

2. il valore base, espresso in euro per MW, è calcolato dal GSE per ciascun impianto ed è pari al 90% del valore attualizzato dei flussi di cassa residui degli incentivi spettanti nel periodo compreso tra il 1° gennaio 2028 e la scadenza del contratto di incentivazione (ai fini di tale calcolo, la stima della produzione attesa è determinata sulla base della media della produzione storica dell'impianto nel corso dell'ultimo quinquennio);

3. il GSE provvede a classificare le offerte pervenute in ordine decrescente rispetto al beneficio atteso per il sistema, fino a concorrenza del limite della potenza residua del contingente di 10 GW.

In definitiva, si prevedono due livelli di accesso all’“exit strategy”, nel limite della potenza complessiva di 10 GW: in via prioritaria per gli impianti che hanno aderito volontariamente al nuovo “spalma-incentivi”; in via secondaria, ove vi sia ancora “spazio”, per gli impianti che non hanno aderito a tale riduzione, tramite procedura competitiva.

MODALITÀ E CONDIZIONI DI PAGAMENTO DEI CORRISPETTIVI

Quanto alle modalità per il pagamento dei corrispettivi in favore dei soggetti selezionati (tramite accesso prioritario o procedura competitiva) è previsto che il corrispettivo sia pagato, a decorrere dal 2028, in rate costanti per dieci anni nel corso dei quali il relativo importo è rivalutato sulla base di un tasso di interesse determinato dal GSE che non dovrà essere superiore al 6%[2].

In ogni caso, è bene precisare che l’accesso al meccanismo e l’erogazione del corrispettivo sono subordinati al rinnovo integrale degli impianti ammessi. Difatti, l’art. 2, co. 4 del Decreto prevede che ai fini dell’erogazione del corrispettivo: 

1. gli impianti a fonti rinnovabili devono essere oggetto di interventi di rifacimento integrale tra il 1° gennaio 2028 ed il 31 dicembre 2030 e il rinnovo deve incrementare la producibilità dell’impianto almeno del doppio rispetto a quanto era previsto per il periodo di incentivazione residua (salvo che non si tratti di impianti con moduli collocati a terra in area agricola o con moduli non collocati a terra per i quali l’incremento della producibilità può essere pari al 40%);

2. per la realizzazione di tali interventi devono essere utilizzati esclusivamente moduli fotovoltaici iscritti al Registro delle tecnologie per il fotovoltaico[3]

In quest’ottica, il Decreto introduce una modifica al D.Lgs 190/2024 (“TU Rinnovabili”) estendendo il regime semplificato dell’attività libera agli interventi di rifacimento integrale di impianti solari fotovoltaici esistenti, abilitati o autorizzati, che insistano su aree industriali, a condizione che, a seguito dell'intervento medesimo, l'impianto continui a ricadere interamente in area industriale, a prescindere dalla potenza risultante.

Ancora, il Decreto interviene sulla modalità di remunerazione dell’energia prodotta dagli impianti oggetto di rinnovo disponendo che questi: (i) per quanto riguarda la quota di potenza correlata all’incremento di producibilità, abbiano facoltà di accedere ai meccanismi di supporto di cui agli art. 6 e ss del D.Lgs 199/2021 (es. FER-X; FER-Z); (ii) per quanto riguarda la quota di potenza preesistente all’intervento di rifacimento, abbiano l’obbligo di contrattualizzare l’energia mediante PPA ai sensi dell’art. 28 del D.Lgs 199/2021 o, in alternativa, di accedere ai sopra citati meccanismi di supporto.

Le modalità operative di accesso al meccanismo della fuoriuscita e di contrattualizzazione degli impegni assunti dai soggetti richiedenti sono state demandate – come di consueto - ad un apposito Decreto del MASE da adottarsi entro 90 giorni dall’entrata in vigore del Decreto (i.e., entro il 21 maggio p.v.).

I DESTINATARI DEL RISPARMIO GENERATO DALLA MISURA

Le modalità per il riconoscimento dei (potenziali) risparmi generati dai meccanismi in parola sono demandate ad una deliberazione dell’ARERA.

In merito, l’art. 2, co. 8 del Decreto prevede che la riduzione della componente di spesa correlata agli oneri generali di sistema (ASOS) sia applicata:

• per le utenze non domestiche, ad esclusione di quelle relative all’illuminazione pubblica, in bassa tensione per altri usi con potenza disponibile superiore a 16,5 kW;

• per le utenze non domestiche in media, alta e altissima tensione.

Diversamente, la riduzione in questione non trova applicazione relativamente:

• ai prelievi che godono del regime tariffario speciale di cui all’articolo 29 del DL 91/2014;

• alle utenze iscritte nell’elenco delle imprese a forte consumo di energia elettrica istituito presso la CSEA (cd. energivori).

•  

CONSIDERAZIONI PRELIMINARI

Sulla base di quanto riportato nella relazione tecnica:

• la potenziale platea potrebbe comprendere circa 52.419 impianti, per una potenza complessiva di circa 13,3 GW;

• dal 2028 al 2031, considerata la fuoriuscita dal meccanismo dei Conti Energia I-IV può stimarsi una riduzione del costo dei meccanismi, e di conseguenza un minor fabbisogno di approvvigionamento ASOS, per un valore pari a 1.999 milioni per il 2028 e di 1.901 milioni di euro per il 2029, di 1.703 milioni per il 2030 e di 1.083 milioni per il 2031.

Senza voler trascurare le pur apprezzabili ambizioni del Governo di riduzione dei costi energetici, purtroppo le innovazioni in parola rischiano di incontrare una adesione poco significativa.

Lo schema ricorda, in parte, lo “spalma-incentivi” del 2014, con una differenza di non poco conto: in quel caso la rimodulazione era obbligatoria.

Diversamente, nel caso di specie il meccanismo è su adesione esclusivamente volontaria rendendo quindi notevolmente incerti gli esiti e gli effettivi benefici derivanti dalla misura in termini di decremento degli oneri di sistema.

A ben vedere, i criteri finanziari introdotti dal Decreto – caratterizzati da riduzioni delle tariffe e lievi estensioni della durata delle convezioni – non appaiono particolarmente “premianti” per i soggetti che decidono di aderire al nuovo spalma-incentivi.

Ancora, sono da valutare i limiti correlati alle modalità di remunerazione dell’energia prodotta dall’impianto su cui appaiono auspicabili dei chiarimenti da parte del MASE o in sede di conversione in Legge.

Lo stesso vale per le condizioni industriali connesse al meccanismo di fuoriuscita che si palesano particolarmente impegnative e rendono la scelta degli operatori tutt’altro che agevole: l’obbligo di rifacimento integrale, il rispetto di incrementi di producibilità tassativi, i tempi stringenti di conclusione dei lavori e l’utilizzo esclusivo di determinati moduli trasformano l’uscita anticipata dal regime incentivante in un’operazione industriale complessa che rischia di rendere poco attrattiva l’adesione agli schemi in questione e la conseguente rinuncia ai correnti (certi) flussi di cassa derivanti dai Conti Energia.

La fuoriuscita e i conseguenti interventi di rifacimento richiedono, infatti, investimenti rilevanti e una revisione complessiva dell’assetto amministrativo, contrattuale e finanziario funzionale alla vita del relativo impianto. Il riferimento è, tra l’altro, alla necessità di rinegoziare i contratti relativi alla disponibilità delle aree di impianto e, correlativamente, di rinegoziare o reperire nuovi finanziamenti.

Proprio con riferimento a tale fronte, se, da un lato, l’estensione del regime dell’attività libera agli interventi di rifacimento integrale può essere vista di buon occhio, dall’altro, bisognerà comprendere come tale regime iper-semplificato andrà ad incidere sulla revisione delle condizioni di bancabilità dei progetti in parola, attesi i maggiori profili di rischio discendenti dall’assenza di un titolo abilitativo espresso e di adeguate forme di pubblicità legale. 

In definitiva, l’attuale struttura dei meccanismi appare caratterizzata da profili di incertezza tali da reputare, quantomeno in via preliminare, difficilmente raggiungibile il contingente di 10 GW ambito dall’esecutivo, ancora di più se si considera che le finestre di adesione scadono in tempi molto rapidi (31 maggio e 30 settembre p.v.) rendendo ancor meno agevoli le imprescindibili valutazioni commerciali dei player di mercato interessati dalle disposizioni in commento.

Si tratta ora di attendere e valutare le reazioni del mercato energetico anche alla luce dei provvedimenti attuativi di competenza del MASE e delle modifiche che saranno eventualmente introdotte in sede di conversione in Legge del Decreto attualmente in discussione alla Camera.

[1] I flussi di cassa sono attualizzati utilizzando un tasso determinato dal GSE avendo a riferimento il costo del capitale di rischio che caratterizza gli investimenti in impianti fotovoltaici oggetto della procedura (cfr. Art. 2, co. 4, lett. b), num. 2 del Decreto).

[2] Il tasso è determinato tenendo conto del costo medio del capitale che caratterizza gli investimenti in impianti fotovoltaici (cfr. Art. 2, co. 4, lett. e) del Decreto).

[3] Cfr. Decreto Legge 181/2023.

Il Tribunale ha autorizzato la cessione dell'azienda in pendenza di composizione, ritenendo puntualmente dimostrata, nel caso di specie, la funzionalità a conseguire un risultato monetario migliorativo delle alternative liquidatorie, in coerenza con le trattative.

Un'ulteriore pronuncia che conferma la possibile attrattività della CNC, con la sua maggiore snellezza rispetto alle procedure, quale strumento per la cessione dei compendi produttivi in esercizio.

Affinchè, tuttavia, ciò non si traduca in una minore tutela per i creditori, occorre dimostrare puntualmente, dati (anche prospettici) e (quantomeno bozza avanzata di) manovra alla mano, che la cessione sia funzionale  tanto a evitare dispersioni di valore, a causa del protrarsi delle formalità di vendita in altri contesti, quanto a consentire l'implementazione di una soluzione ristrutturativa coerente con le trattative in corso, migliorativa delle alternative praticabili.

Un onere probatorio forse non agevole, ma che consente il giusto bilanciamento tra tutti gli interessi in gioco, a fronte di una compiuta disclosure sulle conseguenze dell'autorizzazione di un atto definitivo quale il trasferimento dell'azienda, in un contesto negoziale ancora in fieri.

Leggi la sentenza

La dotazione finanziaria di Euro 900 milioni è suddivisa in:

• 500 milioni di euro ai privati, di cui 150 milioni destinati alle imprese;

• 400 milioni di euro alle Pubbliche Amministrazioni (“PA”), di cui 20 milioni destinati alle Diagnosi Energetiche[3].

Rispetto al Conto Termico 2.0, il nuovo Conto Termico prevede:

• l'estensione del perimetro delle PA che possono accedere al meccanismo (mediante nuova definizione all’art. 2, lett. c) del Decreto);

• l'ampliamento delle tecnologie incentivabili (Artt. 5 e 8 del Decreto);

• l'ammissibilità agli interventi di efficienza anche ai soggetti privati su edifici appartenenti all'ambito terziario (Artt. 4 e 7 del Decreto);

• il contributo anticipato per la redazione della diagnosi energetica riservato alle PA e agli Enti del Terzo Settore (“ETS”) non economici, pari al 50% della spesa da sostenere (Art. 15);

• la possibilità di accedere al meccanismo tramite le Comunità Energetiche Rinnovabili o i Gruppi di autoconsumatori di cui le PA, ETS o soggetti privati siano membri (Art. 13);

• la possibilità di accedere al meccanismo mediante un soggetto privato nell'ambito di una configurazione di partenariato pubblico-privato, esclusivamente per le PA (Art. 13);

• l'innalzamento della quota incentivata al 100% della spesa, per interventi realizzati su edifici di proprietà dei Comuni con popolazione fino a 15.000 abitanti e da essi utilizzati (Art. 11);

• la maggiorazione dell'incentivo per alcune categorie di interventi di efficienza energetica che utilizzano componenti esclusivamente prodotti nell'UE o che prevedono l'installazione di impianti con moduli fotovoltaici iscritti al “registro delle tecnologie del fotovoltaico”[4] , fermo restando il rispetto delle percentuali massime di incentivazione del 65% o del 100% sopra richiamate.

Tipologie di interventi ammessi

Le tipologie di interventi ammesse ai benefici del Conto Termico 3.0 sono[5]:

1. interventi di piccole dimensioni per l'incremento dell'efficienza energetica (Titolo II, Articolo 5, para. 1, lett. a) -h)), ovvero:

• Isolamento termico di superfici opache delimitanti il volume climatizzato;

• Sostituzione di chiusure trasparenti comprensive di infissi delimitanti il volume climatizzato;

• Installazione di sistemi di schermatura e/o ombreggiamento e/o sistemi di filtrazione solari esterni di chiusure trasparenti con esposizione da ESE a O, fissi o mobili, non trasportabili;

• Trasformazione degli edifici esistenti in “edifici a energia quasi zero”[6];

• Sostituzione di sistemi per l'illuminazione di interni e delle pertinenze esterne esistenti con sistemi di illuminazione efficienti;

• Installazione di tecnologie di gestione e controllo automatico (building automation) degli impianti termici ed elettrici, inclusa l'installazione di sistemi di termoregolazione e contabilizzazione del calore;

• Installazione di elementi infrastrutturali per la ricarica privata di veicoli elettrici, presso l'edificio e le relative pertinenze, realizzato congiuntamente alla sostituzione di impianti di climatizzazione invernale esistenti con impianti di climatizzazione invernale dotati di pompe di calore elettriche;

• Installazione di impianti solari fotovoltaici e relativi sistemi di accumulo, presso l'edificio o nelle relative pertinenze, realizzato congiuntamente alla sostituzione di impianti di climatizzazione invernale esistenti con impianti di impianti di climatizzazione invernale dotati di pompe di calore elettriche;

2. interventi di piccole dimensioni per la produzione di energia termica da fonti rinnovabili e di sistemi ad alta efficienza (Titolo III, Articolo 8, para. 1, lett. a-g)), ovvero:

• Sostituzione di impianti di climatizzazione invernale esistenti con impianti di climatizzazione invernale, anche combinati per la produzione di acqua calda sanitaria, dotati di pompe di calore elettriche o a gas, utilizzanti energia aerotermica, geotermica o idrotermica (con potenza termica utile nominale fino a 2 MW;

• Sostituzione di impianti di climatizzazione invernale esistenti con sistemi ibridi factory made o bivalenti a pompa di calore (con potenza termica nominale fino a 2 MWt);

• Sostituzione di impianti di climatizzazione invernale esistenti o di riscaldamento delle serre e dei fabbricati rurali esistenti o per la produzione di energia termica per processi produttivi o immissioni in reti di teleriscaldamento e teleraffreddamento con generatori di calore alimentati da biomassa, compresi i sistemi ibridi factory made o bivalenti a pompa di calore (con potenza termica nominale fino a 2 MWt);

• Installazione di impianti solari termici, anche abbinati a sistemi di solar cooling (con superficie solare lorda fino a 2.500 m2);

• Sostituzione di scaldacqua elettrici e a gas con scaldacqua a pompa di calore;

• Sostituzione di impianti di climatizzazione invernale con l'allaccio a sistemi di teleriscaldamento efficienti (con potenza termica utile nominale fino a 2 MW);

• Sostituzione funzionale, totale o parziale, di impianti di climatizzazione invernale esistenti con unità di microcogenerazione alimentate da fonti rinnovabili.

Si nota che gli incentivi sono determinati in funzione delle spese ammissibili previste per la realizzazione dell'intervento, nel rispetto dei massimali specifici per: (i) unità di superficie; (ii) unità di potenza; (iii) producibilità degli impianti (i.e., “dimensione fisica” dell’immobile oggetto di intervento, superficie dell’immobile o della copertura, pavimento o parete oggetto di intervento o dell’impianto di produzione di calore/energia) con la conseguenza che per massimizzare l’incentivo percepibile (con economia di scala favorevole) è necessario focalizzarsi su interventi di medie/grandi dimensioni che sono numericamente ridotti. 

Cenni sul PPP nel contesto del Conto Termico 3.0

Le PA possono accedere agli incentivi avvalendosi di un soggetto privato che assume la qualità di Soggetto Responsabile[7], con il quale sia stato sottoscritto un contratto di partenariato pubblico-privato (cd. PPP) di cui all’art. 174 e segg. del D.lgs. n. 36 del 2023 (Codice dei Contratti Pubblici), a esclusione del partenariato sociale. Il soggetto privato che agirà in qualità di Soggetto Responsabile deve rispettare i requisiti soggettivi di volta in volta indicati dalla procedura di affidamento indetta dalla PA ai sensi del D.lgs. 36/2023 e, in particolare:

• di non incorrere in alcuna delle cause di esclusione di cui agli articoli 94, 95 e 98 del D.lgs. n. 36/2023; 

• di essere in possesso dei requisiti di capacità economico-finanziaria e tecnico-professionale proporzionati all’oggetto e al valore del contratto, ai sensi degli artt. 100 e ss. del D.lgs. n. 36/2023;

• nel caso in cui il contratto comprenda l’esecuzione di lavori, di essere in possesso dell’attestazione SOA nelle categorie e classifiche pertinenti, laddove richiesta dalla normativa vigente[8].

La determinazione degli incentivi, in termini di intensità e cumulabilità, viene effettuata nei limiti delle spese imputabili alla PA nell’ambito del contratto di PPP, sia nel caso in cui la PA si configuri direttamente come Soggetto Responsabile sia nel caso in cui il soggetto privato si identifichi come Soggetto Responsabile. Sono imputabili alla PA tutte le spese ammissibili ai sensi del Decreto che sono previste dal progetto esecutivo approvato ai sensi del D.lgs. n. 36/2023, anche se rientranti in tutto o in parte nell’investimento del privato, ovvero che sono indicate dal Piano economico finanziario (PEF) asseverato da un ente terzo.

In fase di trasmissione della richiesta di concessione degli incentivi, il Soggetto Responsabile dovrà fornire: 

• il contratto di PPP, debitamente sottoscritto dalle parti e redatto ai sensi dell’art. 174 e ss. D.lgs. 36/23, avente i requisiti minimi previsti dalle regole applicative ovvero:

  • il rapporto contrattuale instaurato tra il soggetto pubblico e il soggetto privato deve essere di lungo periodo e finalizzato al soddisfacimento di un interesse pubblico, tra cui in ogni caso la riqualificazione energetica dell’edificio oggetto dell’intervento; 

  • la copertura dei fabbisogni finanziari necessari deve provenire in misura significativa da risorse del soggetto privato anche in ragione del rischio operativo assunto;

  • la progettazione esecutiva, la realizzazione e la gestione del progetto devono essere affidate al soggetto privato, mentre al soggetto pubblico spetta il compito di definire gli obiettivi e verificarne l’attuazione; 

  • il rischio costruttivo e operativo connesso alla realizzazione e alla gestione del progetto deve ricadere in misura prevalente in capo al soggetto privato;

  • una durata compatibile con il raggiungimento dell’interesse pubblico sotteso all’affidamento e comunque non inferiore al periodo di erogazione dell’incentivo maggiorato di cinque anni, corrispondente al termine di mantenimento dei requisiti e di conservazione della documentazione; 

  • trasferimento del rischio operativo a carico della parte privata, sulla quale grava anche in tutto o in parte l’investimento, fermo il successivo accesso ai meccanismi incentivanti; 

  • attribuzione alla parte privata del compito di realizzare e gestire l’opera/le opere oggetto di affidamento, secondo modalità e prescrizioni impartite dalla parte pubblica, che definisce gli obiettivi e ne verifica l’attuazione;

  • “clausole rescissorie” che, in caso di risoluzione anticipata del contratto per cause imputabili al soggetto privato, garantiscano la restituzione al GSE degli incentivi già erogati ovvero la rinuncia agli incentivi non ancora percepiti; 

  • il contratto deve essere sottoscritto in una data antecedente a quella di presentazione dell'istanza di accesso agli incentivi (nel caso di interventi ad accesso diretto);

  • il contratto deve risultare efficace, al più tardi, alla data di accoglimento dell'istanza di accesso agli incentivi.

• il progetto esecutivo verificato e approvato ai sensi del D.lgs. 36/2023 con l’indicazione delle spese ammissibili ai fini del Conto Termico di cui agli artt. 6 e 9 del Decreto, dell’IVA e delle entrate tra cui l’incentivo Conto Termico e infine dell’utile previsto; 

• il Piano economico-finanziario (PEF) asseverato da ente terzo contenente l'importo complessivo delle spese sostenute per la realizzazione dell’intervento mediante il partenariato pubblico-privato, con l’indicazione delle spese ammissibili ai fini del Conto Termico di cui agli artt. 6 e 9 del Decreto, dell’IVA e delle entrate tra cui l’incentivo Conto Termico e infine dell’utile previsto;

• il piano dei pagamenti previsti dal contratto;

• dichiarazione contenente la suddivisione delle spese ammissibili e non ammissibili, sottoscritta dalla PA e dal Privato, redatta secondo il modello 10. Il valore delle spese ammissibili indicato dovrà essere corrispondente con quello riportato sul Portaltermico;

• in caso di contratti multi-edificio, ripartizione dei costi per singolo edificio oggetto dell’intervento, firmata da entrambe le parti.

Affinché un EPC possa consentire alla ESCO di accedere, per conto del Soggetto Ammesso, al meccanismo di sostegno del Conto Termico 3.0, lo stesso deve rispettare i requisiti minimi previsti dall’Allegato 8 del D.lgs. 102/2014 e deve essere coerente con le disposizioni del Decreto. In particolare, il contratto:

• deve presentare i requisiti di cui all’Allegato 8 del D.lgs. 102/2014;

• deve rispettare le disposizioni della norma UNI CEI EN 17669:2023;

• deve rispettare quanto previsto dall’art. 2, comma 2, lett. n), del D.lgs. n. 102 del 2014 e, pertanto, fondarsi su dei risparmi garantiti di energia e non esclusivamente su effetti economici;

• deve prevedere dei procedimenti chiari e coerenti per la determinazione delle baseline energetiche di riferimento e per l’individuazione dei metodi di normalizzazione dei parametri al contorno;

• deve prevedere un sistema di misura chiaro e coerente con gli algoritmi dei risparmi da determinare e garantire; 

• deve riferirsi ad un unico edificio o all’unità immobiliare su cui sono realizzati gli interventi, a meno dell’eccezione prevista per le PA (per cui è ammesso EPC multi-edificio); 

• deve prevedere una durata del contratto compatibile con quanto previsto dall’art. 13 comma 6, lett. a) del Decreto, (i.e., periodo di incentivazione + cinque anni successivi al periodo di erogazione degli incentivi);

• deve essere redatto in maniera tale che il legame stabilito fra le parti, non sia fittizio, ma si deve concretizzare con un riconoscimento periodico di un canone, per l’intera durata contrattuale, a fronte di una prestazione/funzione da mantenere sino alla fine del contratto;

• deve prevedere un’indicazione chiara e coerente delle spese, delle entrate e dell’utile, in linea con quanto indicato all’art. 13, comma 6, lettera b) del D.M. 7 agosto 2025.

Sebbene il project financing (disciplinato oggi dall’art. 193 del D.lgs. 36/2023), una delle modalità di selezione del partner privato nei PPP di tipo contrattuale, sia stato oggetto di una recente pronuncia della Corte di Giustizia dell’Unione Europea che ha sancito l’incompatibilità del diritto di prelazione riconosciuto in garante al promotore, previsto dal previgente D.lgs. n. 50/2016[9] (ma tuttora riprodotto nel vigente D.lgs. n. 36/2023), e sia (anche sotto altri profili) oggetto di esame in una procedura di infrazione avviata dalla Commissione europea l’8 ottobre 2025, la conclusione di contratti EPC con le pubbliche amministrazioni si configura come un’opzione che, pur richiedendo un’attenta pianificazione e una solida strutturazione contrattuale, appare destinata ad assumere un ruolo sempre più centrale nei prossimi anni, in affiancamento ad altri strumenti (quali, ad esempio, il Servizio Energia Plus).

Infatti, l’utilizzo degli EPC per la riqualificazione energetica degli edifici pubblici rappresenta un rilevante volano economico per la filiera delle imprese coinvolte e, considerata l’estensione del patrimonio immobiliare pubblico, un altrettanto significativo volano ambientale, in termini di riduzione delle emissioni climalteranti conseguente al risparmio energetico conseguibile, come sottolineato recentemente anche da ENEA.

Occorre infatti considerare che il D.lgs. n. 36/2023 dedica una specifica disposizione ai contratti EPC (art. 200), dettando una disciplina puntuale in ordine a taluni obblighi contrattuali e relative modalità di esecuzione[10].

D’altronde, l’accesso allo strumento del PPP ai fini dell’ammissione al Conto Termico costituisce un ulteriore elemento di attrattività, anche alla luce della predisposizione congiunta, da parte dell’Autorità Nazionale Anticorruzione, della Ragioneria Generale dello Stato e di ENEA, di un contratto tipo di rendimento energetico o di prestazione energetica (EPC) per gli edifici pubblici, ai sensi dell’art. 200 del D.lgs. n. 36/2023 e dei relativi allegati (ivi inclusi il capitolato tecnico e la matrice dei rischi).

Tale iniziativa assume particolare rilievo sistematico: da un lato, favorisce l’omogeneità e la standardizzazione delle clausole contrattuali, riducendo le incertezze applicative e i tempi di strutturazione delle operazioni; dall’altro, rafforza la bancabilità dei progetti, grazie a una più chiara allocazione dei rischi tra amministrazione concedente e operatore economico, in coerenza con i principi propri del PPP e fornisce un quadro regolatorio più stabile e prevedibile per gli investitori.

Al fine di rendere coerenti la struttura e la logica del PPP e degli EPC nel contesto del Conto Termico 3.0, costruito su una logica di incentivo riferita al singolo intervento inteso in senso stretto, risulta necessario adottare un paradigma differente. In particolare, occorre valorizzare interventi, intesi in senso lato, di più ampio respiro, che prevedano una pluralità di opere e/o impianti e che siano fondati su un miglioramento complessivo del rendimento energetico del sistema oggetto di intervento. Tale prestazione, se realizzata in conformità alle previsioni contrattuali e a parità di costo del vettore energetico, è idonea a generare un risparmio misurabile e vantaggioso sia per la pubblica amministrazione sia per il partner privato.

In definitiva, l’integrazione tra disciplina dei PPP, schema tipo di EPC e meccanismi incentivanti del Conto Termico appare idonea a promuovere una più ampia diffusione degli interventi di riqualificazione energetica del patrimonio pubblico, con effetti positivi sia sul piano finanziario sia su quello ambientale. 

Termini di pagamento degli incentivi 

In base alle Regole Applicative (Punto 4.3), gli importi dell’incentivo sono erogati entro l’ultimo giorno del mese successivo a quello della fine del bimestre in cui ricade la data di perfezionamento della Scheda-Contratto[11], che coincide con la data della comunicazione da parte del GSE al Soggetto Responsabile del provvedimento di ammissione agli incentivi di cui al Decreto. 

Per importi fino a Euro 15.000, il Decreto prevede l’erogazione dell’incentivo in un’unica rata. Gli importi che superino tale soglia sono erogati in rate annuali costanti per la durata definita nella Tabella 1 di cui all’art. 11, comma 3 del Decreto (i.e., tra 2 e 5 anni)[12].

Ai sensi dell’art. 11, comma 6 del Decreto, in relazione agli interventi realizzati dalla PA e dagli Enti del Terzo Settore (“ETS”), anche per il tramite di ESCO o degli altri soggetti abilitati, è prevista l’erogazione in un’unica rata anche per incentivi di importo superiore a Euro 15.000 quando optino per la procedura di accesso diretto (i.e., alla conclusione dei lavori) e non in caso di prenotazione (i.e., per lavori ancora da avviare o in corso di realizzazione, riservata alle PA e agli ETS).

Per gli interventi realizzati dagli ETS economici, anche per il tramite di ESCO o degli altri soggetti abilitati, l’erogazione in un’unica rata anche per incentivi di importo superiore a Euro 15.000 è possibile esclusivamente per gli interventi del Titolo III[13].

Il GSE, all’accoglimento delle istanze di prenotazione, impegna a favore del Soggetto Responsabile richiedente la somma corrispondente all’incentivo massimo riconoscibile. Tale importo è da intendersi quale massimale a preventivo. L’atto di conferma della prenotazione rilasciato dal GSE rappresenta un impegno all’erogazione delle risorse, fermo restando, in ogni caso, il rispetto delle condizioni di ammissibilità e dei requisiti previsti dal Decreto.

L’importo dell’incentivo prenotato rappresenta un massimale e può essere oggetto di rimodulazione da parte del GSE in esito alle attività istruttorie condotte sulle dichiarazioni e sulla documentazione presentata dal Soggetto Responsabile ai fini dell’erogazione dell’incentivo.

In caso di accesso agli incentivi mediante prenotazione, anche per il tramite di ESCO o di altro soggetto abilitato di cui all’art. 13 del Decreto, laddove richiesta, l‘erogazione dell’incentivo potrà avvenire mediante:

• una rata di acconto[14], richiesta dal Soggetto Responsabile con la comunicazione dell‘avvio dei lavori;

• un'eventuale rata intermedia[15], che potrà essere richiesta al raggiungimento del 50% dell’importo delle spese ammissibili previste per la realizzazione dell’intervento oggetto della prenotazione;

• una rata di saldo, richiesta dal Soggetto Responsabile alla conclusione dell’intervento, a seguito dell’invio dell’istanza di accesso diretto a rendicontazione (cd. post prenotazione).

L’erogazione delle suddette rate è effettuata entro l’ultimo giorno del mese successivo a quello della fine del bimestre in cui ricade la data di attivazione del contratto, da intendersi come la data di invio del provvedimento di ammissione agli incentivi.

Ove espressamente previsto in alcune delle fattispecie contrattuali di cui all’art. 14, comma 2, lettera b) num. i., iii., iv.), ovvero: (i) presenza di una diagnosi energetica e di un provvedimento o altro atto amministrativo attestante l'impegno all'esecuzione di almeno uno degli interventi ivi ricompresi; (ii) presenza di un contratto di prestazione energetica o di un altro contratto di fornitura integrato per la riqualificazione energetica dei sistemi interessati; (iii) presenza di un provvedimento o altro atto amministrativo attestante l'avvenuta assegnazione dei lavori oggetto della scheda-domanda, unitamente al verbale di consegna dei lavori redatto dal direttore dei lavori, la PA o l’ETS può chiedere che le somme prenotate in proprio favore siano erogate, anche parzialmente, dal GSE alla ESCO firmataria del contratto, sotto propria responsabilità circa la corretta esecuzione dei lavori e la quantificazione richiesta (previa formale obbligazione solidale tra le parti).

Si segnala che (i) un soggetto privato selezionato dalla PA nell’ambito di forme di partenariato pubblico-privato che presenta richiesta di contributo in Conto Termico - qualificandosi come Soggetto Responsabile - per conto di una PA, così come (ii) una ESCO che presenta richiesta di contributo in Conto Termico - qualificandosi come Soggetto Responsabile per conto di un altro soggetto, tramite la stipula di un contratto EPC o di Servizio Energia, non può usufruire del mandato irrevocabile all'incasso (Punto 12.12.3.2. delle Regole Applicative). 

Si precisa, infatti, che il mandato irrevocabile all'incasso è uno strumento con il quale si va ad effettuare il pagamento di un bene, alla stregua di una ricevuta di bonifico. Nei casi in cui la ESCO si configura come Soggetto Responsabile, infatti, non devono essere trasmessi al GSE le fatture e le relative ricevute di bonifico, e conseguentemente non può essere adottato lo strumento del mandato irrevocabile all'incasso (Punto 12.12.4 delle Regole Applicative).

L’incentivo verrà pertanto pagato alla PA che lo condividerà – se e nella misura pattuita – con la ESCo ma rendendo nei fatti meno appetibile per enti finanziatori una tale tipologia di struttura finanziaria.

È invece ammissibile la cessione del credito, esclusivamente per le istanze inviate in modalità di accesso diretto e con pagamento rateizzato dell’incentivo e deve avere ad oggetto la totalità dei crediti, presenti e futuri, vantati dal cedente nei confronti del GSE per effetto della Convenzione in essere tra le parti, fino alla scadenza della stessa o alla eventuale retrocessione (Punto 12.3.3. delle Regole Applicative). Inoltre:

• i crediti devono essere ceduti a un unico cessionario;

• la richiesta di ammissione all’incentivo deve essere effettuata esclusivamente nella modalità di Accesso Diretto;

• l’erogazione dei crediti dovrà essere rateizzata;

• è necessario che l’atto di cessione dei crediti sia:

  • redatto sulla base modello standard del GSE in forma di atto pubblico o scrittura privata autenticata dal notaio e stipulato in data successiva al provvedimento di accoglimento emesso dal GSE;

  • completo della Convenzione quale parte integrante dell’atto di cessione dei crediti;

  • espressamente accettato dal GSE a seguito di notifica, mediante invio di raccomandata A/R o PEC, al mandante e al mandatario;

La cessione del credito ha validità fino all'accettazione, da parte del GSE, dell'eventuale atto di retrocessione del credito. La retrocessione dell'intero credito residuo al cedente originario deve avvenire nella stessa forma, rispettando le medesime condizioni sopra riportate, con la quale è stato stipulato l'atto di cessione dei crediti a cui si riferisce.

Il GSE provvederà a pagare i crediti residui al titolare originario del credito a decorrere dal secondo mese successivo all'accettazione della retrocessione. Il GSE non è Responsabile nel caso di mancata, errata e/o ritardata ricezione dell'atto.

L'accettazione, sia della cessione, sia della retrocessione dei crediti, non pregiudica la facoltà del GSE di opporre al cessionario la compensazione che avrebbe potuto opporre al cedente.

[1] Di cui al Decreto del Ministero dell'ambiente e della sicurezza energetica del 7 agosto 2025 (“D.M. 7 agosto 2025” o “Decreto”) in vigore dal giorno 25 dicembre 2025 (i.e., 90 giorni dalla pubblicazione in GU). In data 5 dicembre 2025 il GSE ha pubblicato le relative regole applicative (le “Regole Applicative”).

[2] In quanto presentano caratteristiche tecniche, economiche e procedurali tali da giustificare un regime autorizzativo e incentivante semplificato, alternativo rispetto agli strumenti strutturali (per infrastrutture energetiche di rete grandi impianti di produzione centralizzata programmi industriali complessi) o agli incentivi complessi.

[3] Diagnosi e redazione dell'attestato di prestazione energetica sono incentivate nella misura del 100% della spesa sostenuta dall'amministrazione pubblica o dalla ESCO che esegue l'intervento per suo conto, ad esclusione delle cooperative di abitanti e delle cooperative sociali.

[4] Di cui all’articolo 12 del decreto-legge 9 dicembre 2023, n. 181, ed in particolare del 5% per impianti con moduli fotovoltaici prodotti negli Stati membri dell'Unione europea (“MS”) con un'efficienza a livello di modulo almeno pari al 21,5% (lett. a); del 10% per impianti con moduli fotovoltaici con celle, gli uni e le altre prodotti nei MS, con un'efficienza a livello di cella almeno pari al 23,5% (lett. b); del 15%  per impianti con moduli fotovoltaici prodotti nei MS, composti da celle bifacciali ad eterogiunzione di silicio o tandem prodotte nell'UE con un'efficienza di cella almeno pari al 24,0% (lett. c).

[5] Si precisa che gli interventi di cui al punto 1 e 2 devono essere realizzati necessariamente in edifici esistenti, parti di essi o unità immobiliari esistenti.

[6] L’edificio a energia quasi zero (nZEB) è definito come un “edificio ad altissima prestazione energetica in cui il fabbisogno energetico molto basso o quasi nullo è coperto in misura significativa da energia da fonti rinnovabili, prodotta in situ” dalla direttiva EPBD (2010/31/EU).

[7] Ai sensi dell’art. 2, comma 1, lettera tt) del Decreto, il Soggetto Responsabile (SR) è il “soggetto che ha sostenuto le spese per l’esecuzione degli interventi di cui al presente decreto e che ha diritto all’incentivo e stipula il contratto con il GSE. Per la compilazione della scheda-domanda e per la gestione dei rapporti contrattuali con il GSE, può operare attraverso un soggetto delegato”.

[8] Ai fini dell’accesso agli incentivi di cui al Decreto, nel caso in cui il contratto di PPP preveda anche la gestione di risparmi energetici sull’edificio oggetto dell’intervento il soggetto deve essere in possesso della certificazione UNI CEI 11352, rilasciata da organismo accreditato, in corso di validità alla data di presentazione dell’istanza al GSE. La certificazione deve essere mantenuta per l’intero periodo di incentivazione e per i cinque anni successivi all’erogazione da parte del GSE dell’incentivo o dell’eventuale ultima rata dell’ottenimento dell’incentivo riconosciuto. Nel caso di raggruppamento temporaneo di imprese, consorzio o società di scopo ai sensi dell’art. 194 del D.lgs. n. 36/2023, vale quanto già precisato per la ESCO rispetto all’impresa che deve risultare in possesso della certificazione UNI CEI 13352.

[9] Con sentenza del 5 febbraio 2026, la Corte di Giustizia dell'Unione Europea ha dichiarato, nella Causa C-810/24, l'incompatibilità del diritto di prelazione riconosciuto al promotore nell'ambito del procedimento di project financing di cui all'art. 183, comma 15, del previgente Codice dei contratti pubblici (d.lgs. n. 50/2016) con il diritto dell'Unione Europea e, in particolare, con la direttiva 2014/23/UE in materia di affidamento dei contratti di concessione. Invero il censurato diritto di prelazione attribuiva 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.

[10] In particolare, l’art. 200 del D.lgs. n. 36/2023 prevede che nei contratti di rendimento energetico o di prestazione energetica (i) i ricavi di gestione dell'operatore economico sono determinati e pagati in funzione del livello di miglioramento dell'efficienza energetica o di altri criteri di prestazione energetica stabiliti contrattualmente, purché quantificabili in relazione ai consumi; (ii) la misura di miglioramento dell'efficienza energetica, calcolata secondo le norme in materia di attestazione della prestazione energetica degli immobili e delle altre infrastrutture energivore, è resa disponibile all'ente concedente a cura dell'operatore economico; (iii) la misura di cui al precedente punto deve essere verificata e monitorata durante l'intera durata del contratto, anche avvalendosi di apposite piattaforme informatiche adibite per la raccolta, l'organizzazione, la gestione, l'elaborazione, la valutazione e il monitoraggio dei consumi energetici.

[11] Documento contrattuale da stipularsi tra Soggetto Attuatore e GSE e contenente le clausole contrattuali che regolano il rapporto tra le parti nel periodo di incentivazione relativo agli interventi oggetto della richiesta di concessione degli incentivi di cui al Decreto.

[12] In caso di multi-intervento, il numero delle rate è individuato quale valore massimo tra i valori delle rate dei singoli interventi di cui alla suddetta Tabella 1, distribuendo equamente tra esse la somma dell’incentivo totale spettante.

[13] Per tali soggetti, laddove vengano realizzati multi-intervento con combinazione di interventi del Titolo II (su edifici ricadenti nell’ambito terziario) e del Titolo III, l’erogazione di incentivi di importo superiore a Euro 15.000 è effettuata con multi-rata e uniformata alla durata massima prevista dagli interventi del Titolo II.

[14] L’importo della rata in acconto è pari al 50% del beneficio complessivamente riconosciuto, se la durata dell’incentivo è di 2 anni, è pari ai due quinti del beneficio complessivamente riconosciuto, se la durata dell’incentivo è di 5 anni, in riferimento alle annualità indicate nella tabella 12.

[15] L’importo dell’eventuale rata intermedia è quantificato in funzione dell’incentivo massimale prenotato, con decurtazione dell’acconto erogato e distribuendo uniformemente la restante quota spettante, in misura pari al 50%, tra la rata intermedia e il saldo da consuntivare alla fine dei lavori.

Il Tribunale ha confermato l’efficacia ‘retroattiva' delle misure protettive, rispetto a un’ordinanza di assegnazione già intervenuta in un pignoramento presso terzi, in quanto non causerebbe una definitiva spoliazione patrimoniale, bensì una mera legittimazione all’incasso. Onde così evitare un soddisfacimento particolaristico, configgente con la par condicio e il complessivo risanamento, le misure devono poter sospendere anche tali effetti; operativamente, le somme andranno accantonate su un conto vincolato alla procedura, a presidio della loro destinazione al piano di risanamento.

Una decisione significativa su un tema di grande rilevanza pratica per gli operatori. L’assegnazione, infatti, è sempre stata ritenuta definitiva (salvo eventuale revocatoria, ma in sede, ormai, di liquidazione giudiziale) determinando, in casi di esecuzioni ormai avanzate, la scelta necessitata per la debitrice di accesso al procedimento unitario, piuttosto che alla CNC, proprio perché i (più lenti) meccanismi di protezione di quest’ultima non consentivano di arrivare in tempo a prevenire l’assegnazione. Scelta che, tuttavia, si porta dietro le conseguenze di uno strumento meno flessibile e con una durata più ristretta, che potrebbero non tutelare al meglio la massa creditoria e, quindi, dovrebbe poter essere ponderata in modo organico alla luce di tutte le specifiche circostanze, e non dettata dalla mera necessità di evitare 'assalti alla diligenza'. In tal senso, il diffondersi di un orientamento conforme a questa pronuncia può essere accolto con favore.  

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Con le sentenze nn. 339, 340 e 346 del 14 febbraio 2026, il TAR Sardegna ha accolto i ricorsi proposti da alcuni primari operatori, annullando due provvedimenti di diniego alla prosecuzione dei lavori già avviati relativi ad altrettanti impianti fotovoltaici (nn. 339/2026 e 340/2026) e il provvedimento di improcedibilità dell’iter autorizzativo per un impianto eolico da circa 30 MW (n. 346/2026)

In applicazione dei principi fissati dalla Corte Costituzionale con la sentenza n. 184/2025 (per il cui approfondimento si rinvia al seguente link) – che ha dichiarato l’illegittimità della l.r. Sardegna n. 20/2024 – il TAR ha ribadito che la qualificazione di “area non idonea” non può tradursi in un divieto assoluto e aprioristico, precisando che l’Amministrazione è tenuta a svolgere una valutazione concreta nell’ambito del procedimento amministrativo. 

Nello specifico:

• per effetto delle sentenze nn. 339/2026 e 340/2026, l’operatore potrà riavviare i lavori illegittimamente interrotti;

• per effetto della sent. n. 346/2026, la Regione Sardegna dovrà riavviare il procedimento autorizzativo relativo all’impianto eolico. 

Ancora una volta è stato necessario l’intervento della giurisprudenza costituzionale e amministrativa per sbloccare lo stallo causato dalle Amministrazioni resistenti che hanno fatto leva sulla moratoria regionale che ha cagionato importanti ritardi agli operatori rallentando illegittimamente l’installazione di impianti FER nel territorio sardo. 

In seno all’Unione europea (“UE”), il quadro applicativo relativo alle misure restrittive è stato a lungo caratterizzato da una marcata frammentazione. Sebbene le sanzioni siano adottate a livello unionale, la loro attuazione e il relativo enforcement rimangono di competenza degli Stati membri: il risultato che ne deriva è un mosaico di regimi sanzionatori divergenti, approcci investigativi disomogenei e differenti livelli dicoercibilità delle norme rilevanti.

In alcuni ordinamenti, le violazioni vengono trattate come mere violazioni amministrative; in altri, sono perseguite penalmente, spesso comportando la reclusione e/o la responsabilità delle persone giuridiche. Tale difformità ha alimentato forti preoccupazioni in sede europea, principalmente in quanto capace di incentivare pratiche di forum shopping da parte di operatori economici che tendono a privilegiare le giurisdizioni con un enforcement più permissivo. In tale contesto, si sono moltiplicati gli appelli a un’armonizzazione più incisiva, volta a definire standard investigativi comuni e a rafforzare il coordinamento transfrontaliero, così da colmare le lacune applicative ancora esistenti

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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. 

Leggi il numero di Gennaio 2026

Resta aggiornato! 

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 

Come noto, con l’emanazione del Decreto n. 175 del 21 novembre 2025 destinato originariamente a regolare i soli crediti d’imposta di cui al Piano Transizione 5.0 (il “Decreto”) si è diffuso tra gli operatori un senso di sconforto e disillusione, per l’ulteriore nuova battuta di arresto derivante dal nuovo regime delle “aree idonee” per la realizzazione di impianti da fonte rinnovabile in Italia.

Nello specifico, il Decreto:

• ha abrogato la disciplina delle aree idonee ope legis di cui all’art. 20, co. 8 del D.Lgs. 199/2021 (e, per l’effetto, anche il DL Agricoltura (d.l. n. 63/2024), in pendenza, come noto, di scrutinio costituzionale) nonché i criteri e i parametri di cui al DM del 2 luglio 2024 (il “DM Aree Idonee” - già parzialmente annullato dal TAR Lazio a maggio del 2025 e attualmente sub judice dinanzi al Consiglio di Stato);

• ha introdotto nel Decreto Legislativo n. 190/2024 (anche noto come “TU FER”) una nuova disciplina delle aree idonee (artt. 11-bis e ss. del TU FER). 

Come detto, le modifiche apportate dal Decreto hanno creato particolari timori e incertezze, in particolare, da una parte, per l’introduzione del requisito dell’Autorizzazione Integrata Ambientale (“AIA”) per gli impianti industriali entro cui considerare un raggio di “idoneità” e, dall’altra per l’assenza di un regime transitorio da applicarsi ai progetti già in corso di autorizzazione sulla base della normativa abrogata. 

Con la conversione in legge del Decreto, (attualmente in corso di pubblicazione in Gazzetta Ufficiale – la “Legge di Conversione”), se, per un verso, tali profili di criticità sono stati per risolti, per un altro, sono emerse ulteriori perplessità di rilievo non marginale per le prossime iniziative di sviluppo 

In merito, si riporta di seguito l’intera elencazione delle varie tipologie di “aree idonee” così come modificate dalla Legge di Conversione.

Nello specifico, sono considerate aree idonee:

• i siti ove sono già installati impianti che producono energia dalla stessa fonte rinnovabile e in cui vengono realizzati interventi di modifica, anche sostanziale, che non comportino una variazione dell’area occupata superiore al 20%, con la precisazione (non presente nel previgente Art. 20 del D.Lgs. 199/2021) che tale variazione dell’area non è consentita per gli impianti fotovoltaici installati a terra in aree agricole; inoltre, per le nuove aree occupate, bisogna osservare quanto previsto dal D.Lgs. 42/2004 in materia di autorizzazioni culturali e paesaggistiche (cfr. Art. 11-bis, co. 1, lett. a) del TU FER);

• i siti oggetto di bonifica individuati ai sensi del D.Lgs. 152/2006 (il “Codice dell’Ambiente”), le cave e le miniere cessate, non recuperate o abbandonate o in condizioni di degrado ambientale, o le porzioni di cave e miniere non suscettibili di ulteriore sfruttamento nonché (in aggiunta a quanto era previsto dal D.Lgs. 199/2021) le discariche o i lotti di discarica chiusi ovvero ripristinati (cfr. Art. 11-bis; co. 1, lett. b), c) e d) del TU FER);

• i siti e gli impianti nella disponibilità delle società del gruppo Ferrovie dello Stato, dei gestori di infrastrutture ferroviarie, delle concessionarie autostradali, delle società di gestione aeroportuale nonché i beni del demanio in uso al Ministero della Difesa o al Ministero dell’Interno e determinati beni immobili individuati dall’Agenzia del demanio, sentito il Ministero dell’economia e delle finanze, e (previsione introdotta in fase di conversione) il Ministero dell’agricoltura, della sovranità alimentare e delle foreste nei casi di beni a destinazione agricola, di proprietà dello Stato, non contemplati in programmi di valorizzazione o dismissione di propria competenza (cfr. Art. 11-bis, co. 1, lett. e), f), g), h) ed i)).

Impianti fotovoltaici 

All’art. 11-bis, co. 1, lett. l) sono previste delle ulteriori (e aggiuntive) fattispecie di idoneità specifiche per gli impianti fotovoltaici. In particolare, si tratta:

• delle aree adiacenti alla rete autostradale entro una distanza non superiore a 300 metri;

• degli edifici, delle strutture edificate e relative superfici esterne pertinenziali;

• delle aree a destinazione industriale, direzionale, artigianale, commerciale, logistica e delle aree destinate all’insediamento di Data Center;

delle aree adibite a parcheggi (limitatamente alle strutture di copertura);

• degli invasi idrici, i laghi di cave e le miniere dismesse o in condizioni di degrado ambientale;

• delle aree nel perimetro di competenza del servizio idrico integrato;

• delle aree interne agli stabilimenti e agli impianti industriali, non destinati alla produzione agricola o zootecnica, né alla produzione di energia da fonte rinnovabile di cui all’art. 268 del Codice dell’Ambiente e le zone agricole racchiuse in un perimetro di 350 metri da tale impianto o stabilimento (è stato rimosso in fase di conversione la necessità che il relativo stabilimento sia stato autorizzato con AIA mentre è stata confermata la compressione della buffer zone da 500 a 350 metri).

Nemmeno in fase di conversione è stato re-introdotto il previgente Art. 20, co. 8, lett. c-quater (i.e., le aree non ricomprese nel perimetro dei beni sottoposti a tutela ai sensi del D.Lgs. 42/2004) che proprio di recente il TAR Lombardia-Milano, sez. III, sent. n. 4300 del 30 dicembre 2025 ha confermato essere – in continuità con altre pronunce ammnistrative (cfr. TAR Piemonte, sez. II, 19 ottobre 2023, n. 808 e TAR Toscana, sez. II, 8 luglio 2024, n. 844) – un’ulteriore fattispecie di area idonea, ampliativa dell’elenco contenuto nel comma 8.

Inoltre, il testo approvato dal Parlamento è intervenuto eliminando tra i centri di idoneità per lo sviluppo di nuovi impianti da fonte rinnovabile gli impianti FER già esistenti, ponendo un argine all’orientamento estensivo che si era consolidato con l’interpello MASE n. 130318 dell’8 agosto 2023 poi corroborato anche dalla giurisprudenza amministrativa (tra le altre TAR Lazio, Roma, Sentenza n. 4994/2025; Tar Lecce, Sentenza n. 1113/2025). 

Zone agricole e impianti agrivoltaici

Come noto, il Decreto ha finalmente introdotto la tanto agognata definizione di impianto agrivoltaico standard, che ricordiamo essere quella di “impianto fotovoltaico che preserva la continuità delle attività colturali e pastorali sul sito di installazione. Al fine di garantire la continuità delle attività colturali e pastorali, l’impianto può prevedere la rotazione dei moduli collocati in posizione elevata da terra e l’applicazione di strumenti di agricoltura digitale e di precisione”.

Sul punto, la Legge di Conversione introduce importanti precisazioni da tenere a mente in fase autorizzativa:

• per l’installazione dell’impianto agrivoltaico i soggetti proponenti di impianti agrivoltaici sono tenuti a dotarsi di una dichiarazione asseverata – da allegare al progetto presentato in fase di autorizzazione e, comunque, da mettere a disposizione dell’amministrazione nell’ambito delle attività di controllo – redatta da un professionista abilitato che attesti che l’impianto è idoneo a conservare almeno l’80% della produzione lorda vendibile; 

• viene attribuito al comune territorialmente competente un potere della durata di cinque anni (successivi alla realizzazione di un impianto agrivoltaico) volto a verificare la persistenza dell’idoneità del sito di installazione all’uso agro-pastorale;

• è previsto il ripristino dello stato dei luoghi nonché l’applicazione di una sanzione amministrativa pecuniaria di importo compreso tra euro 1.000 ed euro 100.000 agli interventi di installazione di impianti agrivoltaici che non consentano la preservazione della continuità delle attività colturali e pastorali sul sito di installazione[1].

Tali emendamenti danno adito a non poche perplessità attese le strutturali difficoltà di mezzi e conoscenze degli uffici tecnici comunali nonché l’intrinseca complicazione di poter asseverare ex ante un valore fortemente condizionato da fattori imprevedibili (i.e., clima) determinabile solo ex post a maggior ragione con riferimento a terreni attualmente non coltivati o sui quali verrà mutata coltura.

Ulteriori criticità discendono poi dalla novità correlata al potere quinquennale di verifica delle amministrazioni comunali che, oltre a poter essere utilizzato strumentalmente dagli enti locali, rischia di conferire una notevole incertezza alla solidità dei progetti acquistati o sviluppati dagli attori di mercato proprio in ragione della genericità e astrattezza dei parametri da osservare ai sensi della Legge di Conversione.

Impianti per la produzione di biometano

Con riferimento agli impianti per la produzione di biometano le modifiche alla disciplina del Decreto appaiono limitate ma non prive di conseguenze. In particolare, sono considerate idonee:

• le aree agricole entro 500 metri da zone a destinazione industriale, artigianale e commerciale (i.e., il previgente all’Art. 20, co. 8, lett. c-ter), 1) del D.Lgs. 199/2021 che, come visto, non si applica più agli impianti fotovoltaici);

• le aree interne agli impianti industriali e agli stabilimenti di cui all’art. 268 del Codice dell’Ambiente nonché le aree classificate agricole racchiuse in un perimetro i cui punti distino non più di 500 metri dal medesimo impianto o stabilimento;

• le aree adiacenti alla rete autostradale entro una distanza non superiore a 300 metri.

Come visto per la tecnologia fotovoltaica, anche per i progetti di impianti per la produzione di biometano non figurano più tra le aree idonee quelle di cui al previgente art. 20, co. 8, lett. c-quater (i.e., le aree non ricomprese nel perimetro dei beni sottoposti a tutela ai sensi del D.Lgs. 42/2004).

Parola alle Regioni

Sulla falsariga di quanto disposto dal previgente art. 20, co. 4 del D.Lgs. 199/2021 in combinato disposto con il DM Aree Idonee, si prevede che entro 120 giorni dall’entrata in vigore del Decreto (i.e., entro il 22 marzo 2026), le Regioni e, entro centottanta giorni dalla medesima data (i.e., entro il 21 maggio 2026), ciascuna provincia autonoma (garantendo l’opportuno coinvolgimento degli enti locali) provvedano con propria legge, all’individuazione delle aree idonee sulla base dei principi e criteri di cui al nuovo art. 11-bis, co. 4 del TU FER, tra cui vale la pena menzionare i seguenti:

• le Regioni non possono qualificare come idonee le aree ricomprese nel perimetro dei beni sottoposti a tutela ai sensi del Codice dei beni culturali e del paesaggio né quelle incluse in una fascia di rispetto di tre chilometri, nel caso di impianti eolici, e di cinquecento metri, nel caso di impianti fotovoltaici, dal perimetro dei beni medesimi, né identificare aree idonee ove le caratteristiche degli impianti da realizzare siano in contrasto con le norme di attuazione previste dai piani paesaggistici (cfr. Art. 11-bis, co. 4, lett. m) del TU FER);

Sul punto si sono espresse anche le associazioni di categoria, rappresentando la criticità, segnalata da alcune Regioni, relativa alla difficoltà di individuare aree idonee in misura sufficiente rispetto agli obiettivi regionali assegnati. Tali criticità producono, in concreto, l’effetto di una sostanziale impossibilità di conseguire i target di sviluppo delle fonti rinnovabili nei termini previsti, con conseguente rischio di compromissione degli obiettivi nazionali ed europei.

• al fine di preservare la destinazione agricola dei suoli, le aree agricole qualificabili come aree idonee a livello regionale non devono essere inferiori allo 0,8% delle Superfici Agricole Utilizzate (SAU) né superiori al 3% delle SAU medesime, comprensive della superficie su cui insistono impianti agrivoltaici (inciso inserito mediante la Legge di Conversione);

• può essere previsto un differente limite massimo per ciascun comune fermi restando i limiti regionali sopra esposti, i.e., tra lo 0,8% e il 3% della SAU (periodo inserito al posto del precedente “possono essere definite specifiche percentuali di sfruttamento delle SAU a livello comunale” in sede di esame parlamentare al fine di attribuire esplicitamente tale competenza alle regioni e alle province autonome, superando così possibili incertezze interpretative della formulazione originaria circa l’ente preposto alla determinazione delle soglie a livello comunale);

• impossibilità di prevedere divieti generali e astratti all’installazione di impianti a fonti rinnovabili, fermi restando i divieti e le limitazioni prescritte per l’installazione di impianti fotovoltaici in aree agricole ai sensi dell’art. 11-bis, co. 2 e di quanto previsto dall’articolo 11-quinquies del Decreto (a mente del quale all’interno delle zone di protezione dei siti UNESCO è consentita unicamente l’installazione di impianti da fonti rinnovabili autorizzabili in edilizia libera ai sensi dell’All. A del TU FER).

Aree idonee a mare

Il Decreto introduce il concetto di “aree idonee a mare” (cfr. art. 11-ter del TU FER) disponendo che sono tali quelle aree individuate dai piani di gestione dello spazio marittimo nonché le piattaforme petrolifere in disuso e i porti (quest’ultimi, per impianti eolici di potenza fino a 100 MW e previa variante del piano regolatore portuale da approvarsi entro sei mesi dalla presentazione dell’istanza di autorizzazione unica).

Regime semplificato

Alla pari di quanto disposto dal previgente art. 22 del D.Lgs. 199/2021, l’art. 11-quater del Decreto prevede che per gli interventi ricadenti (interamente e non parzialmente) su aree idonee si applichi un regime autorizzativo semplificato.

Segnatamente, per tali interventi non è necessaria l’acquisizione dell’autorizzazione paesaggistica (il parere dell’autorità competente, ove espresso, non è vincolante) e, in caso di progetti soggetti ad autorizzazione unica, i termini del procedimento sono ridotti di un terzo. 

L’introduzione di disposizioni transitorie e la scomparsa delle aree ex c-quater

Se inizialmente il Decreto ha reiterato lo stesso errore del DM Aree Idonee, non prevedendo alcun regime di salvaguardia per gli iter in corso, così determinando un potenziale effetto retroattivo delle nuove limitazioni sui plurimi progetti in pipeline non in linea con i rinnovati criteri localizzativi (ricordiamo che il TAR Lazio con la sentenza 9155/2025 ha parzialmente annullato il DM Aree Idonee su questo punto), ecco che l’esame al parlamento ci fornisce un regime transitorio che mira a salvare tutti i progetti il cui iter autorizzativo era già in vigore alla data di entrata in vigore del Decreto.

Segnatamente, è stabilito che le disposizioni di cui agli articoli 11-bis, comma 1, e 11-quater del TU FER, introdotti dal Decreto, non si applicano alle procedure in corso alla data di entrata in vigore del Decreto (dunque al 22 novembre 2025), le quali continuano a svolgersi ai sensi della disciplina previgente. Si chiarisce inoltre che per “procedure in corso” si intendono quelle abilitative o autorizzatorie, ivi comprese quelle di valutazione ambientale, per le quali la verifica di completezza della documentazione presentata a corredo del progetto risulti compiuta alla data di entrata in vigore del Decreto. Inoltre, nei casi di elevato valore agricolo dell’area, la regione o la provincia autonoma territorialmente competenti possono ricorrere al rimedio in opposizione di cui all’articolo 14-quinquies della legge 7 agosto 1990, n. 241. 

Sorge subito il problema, tuttavia, di determinare quando la completezza della documentazione presentata a corredo del progetto risulti compiuta per tutti quei procedimenti semplificati (i.e., PAS) per i quali il filtro della completezza documentale non viene nei fatti compiuto. Ciò determinerebbe, a seconda dell’interpretazione sistematica o letterale della norma (i) di considerare “salvi” tutti i progetti il cui deposito sia stato completato almeno trenta giorni antecedentemente alla data del 22 novembre 2025 (nel rispetto dell’Articolo 8 del TU FER) o al contrario (ii) di considerare non verificata la completezza documenti tutti quei procedimenti per i quali non sia stato formalmente rilasciato un provvedimento di conferma della completezza documentale (sebbene il termine di trenta giorni sia nel frattempo già decorso).

Quanto infine al previgente c-quater, sede di plurime iniziative progettuali fin dalla sua introduzione, è stata confermata l’esclusione dal novero delle aree idonee di quelle non ricomprese nel perimetro dei beni sottoposti a tutela ai sensi del D.Lgs. 42/2004.

Le aree agricole

Nonostante il DL Agricoltura sia attualmente sottoposto al vaglio costituzionale, il Decreto appare, purtroppo, riproporre essenzialmente il medesimo divieto generalizzato di realizzazione di impianti fotovoltaici a terra nelle aree agricole.

L’unica positiva differenza è rappresentata dall’introduzione della tanto attesa definizione di impianti agrivoltaici standard i quali, dovrebbero poter essere realizzati su aree agricole in deroga al predetto divieto.

Ciò nondimeno, anche in relazione a tale profilo appaiono permanere significativi margini di incertezza; difatti la deroga trova applicazione solo laddove i moduli siano “collocati in posizione adeguatamente elevata da terra”, il che lascia immensi spazi di discrezionalità alle relative amministrazioni locali su cosa si debba intendere per “posizione adeguatamente elevata”.

È opportuno, se non necessario, che vengano forniti dei criteri e parametri tecnici nitidi e concreti volti a limitare l’alea dei procedimenti amministrativi e, al contempo, ad agevolare gli operatori nella pianificazione delle proprie strategie di investimento 

Lasciano particolarmente perplessi i paletti imposti alle Regioni in termini di aree agricole qualificabili come idonee nel proprio territorio che, come visto, non devono essere inferiori allo 0,8% né superiori al 3% delle SAU (i.e., la somma delle superfici destinate alla produzione agricola), prevedendo, inoltre, la possibilità per i comuni di definire un differente limite massimo, fermi restando i limiti regionali sopra esposti.

Si tratta di un meccanismo che rischia di innescare, per ciascuna Regione, una vera e propria corsa all’avvio dei procedimenti autorizzativi su aree agricole al fine di prevenire eventuali rischi di diniego derivanti dall’avvenuta erosione della succitata soglia del 3%.

Sebbene la forchetta individuata per le aree idonee, pur presentata come misura di tutela del suolo agricolo, non costituisce in realtà un vincolo effettivo alla crescita del fotovoltaico utility scale sotto un profilo puramente quantitativo - essendo il 3% della SAU[2] sufficiente a sviluppare ben più della capacità necessaria per il fabbisogno energetico, è ragionevole attendersi che una parte significativa delle aree astrattamente idonee non presenterà condizioni di allaccio tecnicamente ed economicamente sostenibili, con la conseguenza di alimentare, come già avviene, fenomeni di progettualità opportunistica, eccessiva concentrazione micro-zonale e perdita di efficienza del sistema autorizzativo ed energetico a svantaggio di tutta la collettività.

Conclusioni

Il quadro normativo delineato dalla Legge di Conversione segna senza dubbio un punto di svolta nella disciplina delle aree idonee per lo sviluppo delle fonti rinnovabili, ponendo rimedio ad alcune delle più evidenti criticità emerse nella versione originaria del provvedimento. 

In particolare, l’introduzione di un regime transitorio per i procedimenti in corso e la rimozione di requisiti sproporzionati, quali il necessario possesso dell’AIA per l’individuazione delle buffer zone industriali, rappresentano interventi correttivi apprezzabili e, sotto diversi profili, necessari per ristabilire un minimo di certezza giuridica per gli operatori.

Ciò nondimeno, l’impianto complessivo della riforma continua a presentare significative aree di frizione. 

La definitiva esclusione della fattispecie ex art. 20, co. 8, lett. c-quater del D.Lgs. 199/2021 riduce sensibilmente l’ampiezza delle aree qualificabili come idonee, in apparente disallineamento rispetto all’orientamento giurisprudenziale che ne aveva valorizzato la funzione espansiva e sistematica. Parimenti, il persistente divieto generalizzato di fotovoltaico a terra in area agricola, temperato solo dalla deroga per gli impianti agrivoltaici standard, continua a fondarsi su formule elastiche e indeterminate che rischiano di tradursi, in sede applicativa, in un ampliamento eccessivo della discrezionalità amministrativa.

Particolarmente delicata appare, inoltre, la scelta di vincolare le Regioni a soglie percentuali rigide di SAU qualificabile come area idonea. 

Tale meccanismo, sebbene formalmente orientato alla tutela del suolo agricolo, rischia di produrre effetti distorsivi, incentivando una competizione anticipatoria tra progetti, una concentrazione localizzativa non ottimale e un incremento di iniziative prive di reale sostenibilità tecnica ed economica, con ricadute negative sull’efficienza complessiva del sistema autorizzativo e sul perseguimento degli obiettivi di decarbonizzazione.

In definitiva, il legislatore ha compiuto un passo avanti nel tentativo di razionalizzare una materia stratificata e fortemente conflittuale, ma il risultato appare ancora lontano da un assetto realmente stabile, coerente e funzionale agli obiettivi nazionali ed europei e che ascolti le istanze degli operatori. 

Molto dipenderà, nei prossimi mesi, dall’attuazione regionale del nuovo quadro normativo, dall’adozione degli strumenti digitali di supporto alla pianificazione territoriale e, non da ultimo, dal contributo chiarificatore che potrà provenire dalla giurisprudenza amministrativa. 

In assenza di ulteriori interventi di affinamento, permane il rischio che la disciplina delle aree idonee continui a rappresentare non tanto un fattore di accelerazione, quanto un ulteriore terreno di incertezza per lo sviluppo ordinato delle fonti rinnovabili in Italia.

[1] Tale sanzione è prevista anche per la realizzazione di impianti fotovoltaici a terra in violazione del divieto di cui all’art. 11-bis comma 2 del TU FER.

[2] Attualmente pari a 12,3 milioni di ettari, fonte ISTAT (2025): https://www.istat.it/storage/ASI/2025/capitoli/C13.pdf a fronte di un obbiettivo di generazione da fonte rinnovabile al 2040 che oscilla tra 144 GW e 170 GW, fonte Terna (2025): https://download.terna.it/terna/Terna_Prospettive_Sviluppo_Sistema_Energetico_2050_Copertura_domanda_elettrica_8de15802728e7d1.pdf. 

Il nodo centrale? Il quanto e il come del corrispettivo:

• è possibile prevedere un pagamento in corso di rapporto?
• e, se sì, quale misura è corretta?

Con la sentenza n. 436 del 9 gennaio 2026, la Corte di Cassazione - Sezione Lavoro è tornata sul tema e, in particolare, sul requisito della determinabilità del corrispettivo quando questo è pagato durante il rapporto ed è collegato alla durata effettiva dello stesso.

In continuità con l'orientamento già espresso dalla sentenza n. 5540/2021, la Corte ha chiarito che il riferimento alla durata del rapporto non incide sulla determinabilità del corrispettivo ma può rilevare sul piano della sua congruità in quanto:

• un corrispettivo variabile in funzione della durata del rapporto è determinabile, perchè fondato su criteri oggettivi;
• ciò che resta da valutare al momento della cessazione è se quel compenso sia congruo rispetto al sacrificio imposto al lavoratore.

Proprio sul tema della congruità, la cassazione (sent. n. 5540/2021) aveva già indicato che un requisito di adeguatezza è implicito nell'art. 2125 c.c. e che compensi meramente simbolici o manifestamente iniqui/sproporzionati rendono il patto nullo.

Leggi qui la sentenza integrale
 

Ora l’attenzione si sposta sui certificatori, chiamati entro il 30 settembre 2026 a verificare che i tax control framework implementati dalle nuove ammesse rispettino i requisiti previsti dal decreto e dalle Linee Guida, fornendo una ragionevole certezza circa una gestione consapevole, affidabile e strutturata della variabile fiscale da parte dell’impresa.

Il dato delle nuove ammissioni assume un rilievo ancora maggiore se letto in chiave evolutiva: 19 ammissioni nel 2023, 31 nel 2024 e 78 nel 2025. Una crescita significativa, che testimonia la progressiva maturazione e il consolidamento di un sistema che, nel tempo, ha acquisito maggiore stabilità e regole più chiare. Alla luce della recente riduzione della soglia di fatturato per l’accesso al regime — fissata a 500 milioni di euro a partire dal 2026 — è ragionevole attendersi che nei prossimi anni molte imprese saranno chiamate a compiere scelte strategiche di rilievo.

L’adesione all’adempimento collaborativo, infatti, non si esaurisce in una decisione formale, ma presuppone l’avvio di un percorso impegnativo, che richiede il disegno e l’implementazione di un sistema integrato ed efficace di rilevazione, misurazione, gestione e controllo del rischio fiscale. Si tratta di una scelta di lungo periodo, che implica un profondo cambio di paradigma per l’intera organizzazione: il passaggio da una logica prevalentemente reattiva a una logica preventiva, fondata su una maggiore responsabilizzazione del management e su una concezione della fiscalità come componente strutturale della governance aziendale. Una sfida tutt’altro che banale, soprattutto considerando che alla riduzione dei volumi di fatturato si accompagna, di regola, una minore dimensione organizzativa e, conseguentemente, una più limitata disponibilità di risorse e competenze interne da dedicare all’implementazione e alla gestione del TCF.

Un ulteriore elemento completa il quadro prospettico. A partire dal 2028, la soglia di fatturato per l’accesso al regime di adempimento collaborativo sarà ulteriormente ridotta a 100 milioni di euro, ampliando il bacino delle imprese potenzialmente interessate a oltre 11.000 realtà produttive. Ciò segnerà il definitivo passaggio del programma da regime “d’élite”, riservato a pochi grandi contribuenti, a vera e propria leva di sistema.

La sfida non riguarda solo le imprese, ma anche — e forse ancor prima — l’Agenzia delle Entrate, chiamata a dimostrare che la solidità dell’impianto regolamentare e il corretto funzionamento degli strumenti disegnati dal legislatore sono in grado di sostenere, in modo concreto ed efficace, un modello improntato al confronto preventivo, alla qualità della relazione e alla fiducia reciproca. In questa prospettiva, appare auspicabile che il percorso prosegua lungo la direttrice di una crescente standardizzazione e, per taluni aspetti, di una semplificazione degli strumenti — senza tuttavia comprometterne la sostanza e la funzione — nella consapevolezza che un Fisco efficace non deve ambire a essere “amico”, bensì equo.

La pronuncia è stata resa nell’ambito di un giudizio promosso da un primario operatore originato da un diniego di proroga ex art. 10-septies del D.L. n. 21/2022 (anche noto come “DL Ucraina”), motivato (i) dal mancato rispetto del termine di inizio lavori autorizzati in PAS e (ii) dalla non conformità del progetto al nuovo piano urbanistico adottato.

A valle della camera di consiglio, il Collegio ha chiarito che:

• in base all’art. 10 septies d.l. n. 21/2022, “la proroga costituisce atto dovuto e non richiede un atto di assenso formale da parte dell’autorità procedente” (cfr. TAR Campania, Salerno, Sez. II, 17 ottobre 2025 n. 1701) al verificarsi delle condizioni tassativamente previste, tra cui che il termine da prorogare non sia scaduto e che “i titoli abilitativi non risultino in contrasto, al momento della comunicazione del soggetto medesimo, con nuovi strumenti urbanistici approvati”;

• per l’intervento autorizzabile con la PAS (generalmente assimilata in giurisprudenza a una SCIA) non è previsto ex art. 6, d.lgs. 28/2011 un termine di inizio lavori mentre è previsto che debba essere completato entro tre anni dal relativo perfezionamento;

• la mera “adozione” di una variante urbanistica (non ancora approvata) che si ponga in contrasto con il titolo abilitativo già formatosi non è idonea a impedire la proroga ex lege del titolo stesso.

Si tratta con tutta evidenza di un provvedimento di notevole rilievo, soprattutto alla luce dei significativi riflessi pratici ed economici per gli attori del settore, in quanto chiarisce aspetti fondamentali – fino ad oggi ancora incerti – destinati ad aver un impatto concreto per i progetti in via di sviluppo. 

Si resta ora in attesa dell’udienza di merito che è stata fissata per il 18 giugno p.v. 

Contributo a cura di Giovanni Battista De Luca, Lorenzo Piscitelli e Ludovica Petrucci. 

In merito, si riporta di seguito un sintetico riepilogo schematico delle principali argomentazioni espresse dalla Consulta unitamente alle nostre considerazioni preliminari sui riflessi della pronuncia in commento.

* * *

Sull’applicazione della Legge anche ai procedimenti autorizzativi già conclusi 

La Consulta ha ritenuto fondata la questione di legittimità costituzionale avente ad oggetto l’art. 1, co. 2 della Legge laddove impone di applicare la stessa anche ai procedimenti già conclusi. 

Tale previsione violerebbe, infatti, i principi del legittimo affidamento e della libertà di iniziativa economica, oltre che quello di massima diffusione degli impianti FER.

Nel segno, ad avviso della Corte, la disposizione regionale “trasmoda in una disciplina irragionevolmente limitativa del legittimo affidamento, ponendosi in contrasto con il principio della certezza del diritto poiché determina una vanificazione di tutti i provvedimenti autorizzativi rilasciati per la costruzione e l’esercizio di impianti alimentati da fonti rinnovabili, senza che tale travolgimento sia motivato da ragioni di carattere tecnico o scientifico (ex plurimis, sentenza n. 88 del 2025)”.

In ordine al divieto di realizzazione degli impianti nelle aree qualificate come non idonee

Coerentemente con le coordinate ermeneutiche da tempo tracciate dalla Consulta è stato ribadito che “l’inidoneità non può mai equivalere a un divieto assoluto e aprioristico (sentenza n. 134 del 2025)”.

La qualifica di un’area come non idonea determina, tutt’al più, l’impossibilità di accedere ai procedimenti autorizzatori semplificati, previsti dal legislatore statale nelle aree idonee per velocizzare la diffusione delle fonti rinnovabili.

In tali aree, infatti, l’installazione di un impianto può essere autorizzata, ma sulla base di una idonea istruttoria e di una motivazione rafforzata.

Secondo i giudici “la decisione definitiva in merito alla realizzazione degli impianti FER, nelle aree indicate come non idonee, va assunta, in ogni caso, all’esito del singolo procedimento di autorizzazione concernente lo specifico progetto di impianto, all’interno del quale si potrebbero comunque evidenziare ragioni a favore della sua realizzazione”.

Ed infatti, è nel procedimento che dovranno emergere le obiettive ragioni ostative alla realizzazione dell’impianto in un’area non idonea. Ad avviso della Corte, il procedimento autorizzativo consente, infatti, di valutare in concreto il rapporto tra le aree idonee e non, nonché di bilanciare compiutamente la protezione della natura e la tutela dell’ambiente mediante la riduzione delle fonti di energia inquinanti.

Tale impostazione, in definitiva, permette di contrastare il fenomeno Nimby e, quindi, di evitare che vengano assecondate le volontà di alcuni organi politici regionali tese ad ostacolare la realizzazione degli impianti nei rispettivi territori.

Alla luce di tali argomentazioni, è stata, dunque, dichiarata costituzionalmente illegittima la disposizione che pone un divieto assoluto di installazione degli impianti FER nelle aree non idonee. 

Sui limiti per gli interventi di revamping e repowering

È costituzionalmente illegittima per violazione del riparto di competenze legislative, la norma regionale che introduce differenti tipologie di limiti alle attività di repowering e revamping, basati sia sull’estensione delle superfici interessate sia, di fatto, sul numero di aerogeneratori di nuova generazione autorizzabili, adottando così un criterio difforme e in contrasto con quello stabilito dal legislatore statale.

Impianti off-shore e competenza statale

La Corte ha chiarito che l’individuazione delle aree idonee per l’installazione di impianti FER off-shore è di competenza del Ministro delle infrastrutture e trasporti. 

Ne deriva che le regioni, ivi inclusa la Sardegna, non possono individuare autonomamente i siti idonei all’installazione di tali impianti.

* * *

La Corte ha accolto gran parte delle contestazioni avanzate dal Governo contro la legge regionale sarda, confermando e rafforzando l’orientamento nazionale ed europeo a sostegno della transizione energetica.

In merito, è auspicabile che alcuni spunti offerti dalla pronuncia in commento siano colti recepiti nell’ambito dell’attuale conversione in Legge del DL 175/2025.

Con tale decreto, come noto, è stata significativamente ridefinita la normativa in materia di aree idonee, lasciando perplessità di non marginale rilievo anche e soprattutto con riferimento a taluni profili approfonditi dai giudici costituzionali, tra tutti l’assenza di disposizioni transitorie e la disciplina dei progetti ricadenti solo parzialmente in aree non idonee.

L’obiettivo condiviso deve essere giungere ad un contesto normativo che sia quanto più possibile nitido ed univoco onde prevenire l’oramai costante ricorso da parte degli operatori alle sedi giudiziali per affermare principi che dovrebbero essere pacifici.

Approfondimento a cura di Giovanni Battista De Luca, Lorenzo Piscitelli e Ludovica Petrucci.

Sul piano normativo, tuttavia, permane un vuoto regolatorio a livello nazionale e regionale. La legislazione urbanistica vigente non contempla una disciplina specifica per le attività logistiche moderne, lasciando agli enti locali il compito di individuare soluzioni normative adeguate nell'esercizio della propria autonomia pianificatoria.

In questo contesto, il Comune di Verona ha adottato, con deliberazione n. 44 del 25 settembre 2025, la variante urbanistica n. 56 che introduce una disciplina organica e differenziata per le attività logistiche, basata sul principio del carico urbanistico effettivo.

La scelta veronese si pone in linea con l'orientamento giurisprudenziale del Consiglio di Stato che ha affermato che la logistica può costituire, a seconda dei casi, una sub funzione sia dell'attività commerciale che di quella industriale e che determinante, al riguardo, diviene l'analisi della tipologia di flusso di utenze correlata al “magazzino” che può comportare un differente carico urbanistico "se è funzionale all'esercizio di attività produttiva, venendo utilizzato per la gestione di materiali derivanti da un fabbricato industriale, ovvero se è strumentale all'esercizio di attività commerciale, fungendo da deposito di prodotti finiti pronti per essere immessi sul mercato” (Cons. Stato, Sez. II, n. 5297/2022).

Per questo motivo la variante adottata introduce nell’ambito della generale macrocategoria “UT3- direzionale e produttivo” una chiara distinzione tra la logistica produttiva tradizionale (UT3/2) e la c.d. “logistica distributiva” (UT3/3), a sua volta distinta in tre sotto-tipologie:

• UT3/3.1: attività di autotrasporto per conto terzi;

• UT3/3.2: attività di un operatore per rifornire la propria rete distributiva;

• UT3/3.3: attività di un operatore per distribuire direttamente al consumatore finale (e-commerce).

Oltre a tale aspetto definitorio e qualificatorio, già di per sé rilevante, per rendere le norme aderenti alla realtà operativa, il Comune ha anche distinto il carico urbanistico delle tre sottocategorie della logistica distributiva in funzione del loro impatto effettivo sul territorio:

• carico medio per UT3/3.1 e UT3/3.2: tipologie che generalmente gravitano sulla grande viabilità o sulla rete ferroviaria e che hanno un impatto più lineare e prevedibile;

• carico alto per la logistica dell'e-commerce: questa tipologia incide direttamente sulle aree urbane in termini di traffico, sosta, inquinamento atmosferico e acustico, organizzazione degli spazi pubblici.

In aggiunta a quanto precede la variante introduce anche standard territoriali più elevati rispetto al minimo normativo regionale, riconoscendo che verde pubblico e parcheggi svolgono una funzione di riequilibrio urbanistico fondamentale rispetto all’insediamento di immobili di logistica.

Tuttavia, il Comune non differenza gli standard in base al carico urbanistico di cui sopra, prevedendo per tutte le sottocategorie della logistica distributiva UT3/3 l’obbligo di recuperare le seguenti dotazioni standard:

• 6 mq/100 mq ST di parcheggi pubblici (P2);

• 9 mq/100 mq ST di verde pubblico.

Fermo restando quanto precede, un elemento di flessibilità è rappresentato dai parcheggi privati (P1), dimensionati tramite un criterio prestazionale: ossia calcolati in base ai flussi reali previsti di mezzi e persone, garantendo l'adattabilità necessaria in un settore in continua evoluzione. Un sistema di "doppia verifica" assicura comunque che la dotazione complessiva non sia inferiore a quella prevista per la destinazione produttiva tradizionale.

In conclusione, la tipizzazione dell'uso UT3/3 connesso alla logistica dell’e-commerce, la differenziazione interna delle funzioni logistiche e la definizione di carichi urbanistici coerenti con l'impatto effettivo rendono l'intervento veronese un modello che può orientare sia altre amministrazioni locali sia il legislatore nazionale. Del resto, non si può ignorare la nuova geografia del commercio – dominata dall'e-commerce, dalle esigenze di consegna rapida e dalla crescente frammentazione dei flussi distributivi – che impone alle città di dotarsi di strumenti normativi moderni, flessibili e aderenti alla realtà operativa.

Attendiamo, quindi, la scadenza del 29 dicembre 2025 per la presentazione delle osservazioni alla variante adottata e l’eventuale versione approvata.

Approfondimento a cura di Rossella Vaiano. 

Leggi il numero di  novembre 2025

Resta aggiornato! 

Il Tribunale di Verona ha omologato un concordato in continuità aziendale nonostante il voto contrario dell’Agenzia delle Entrate, applicando il meccanismo del cram down fiscale, anche ai fini della ristrutturazione trasversale ex artt. 88, co. 4, e 112, co. 2, CCII. Il giudice ha ritenuto che la proposta concordataria fosse più conveniente della liquidazione giudiziale, rispettosa dell’ordine dei privilegi (anche nella distribuzione della finanza esterna) e sorretta da un piano fattibile e coerente nelle sue previsioni economico-finanziarie. 

La decisione è innanzitutto significativa in quanto conferma l’applicabilità del cram down fiscale anche ai fini del raggiungimento delle maggioranze del cross-class cram down, successivamente alle modifiche sul punto intervenute con il Correttivo-per. 

La pronuncia è poi rilevante anche sotto il molto attuale e discusso profilo (cfr. App. Milano 24 marzo 2025) della c.d. ‘ultrattività moderata’ (o ‘privilegio attenuato’) del degrado erariale. La proposta omologata, infatti, se da un lato prevedeva una separata suddivisione in classi dei vari tributi incapienti, dall’altro lato prevedeva un soddisfacimento pari ai chirografi ab origine per due classi di privilegiati degradati a chirografo (accise e imposte comunali) ma che, secondo la teoria del privilegio attenuato, avrebbero invece dovuto ricevere un pagamento superiore.

Consulta la sentenza

Il Correttivo, pubblicato a distanza di soli sei giorni dalle recenti misure in materia di aree idonee (per i cui approfondimenti, si rimanda al nostro precedente contributo “Aree idonee: cambiano le regole del gioco. Novità ed impatti sulle future strategie di investimento”) e che entrerà in vigore il prossimo 11 dicembre 2025, va ulteriormente ad emendare il TU FER con potenziali riflessi di rilievo tutt’altro che marginale sulle attuali prassi di mercato. 

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. Impianti di accumulo

Per espressa richiesta delle associazioni di settore, il Correttivo modifica l’art. 1, comma 1 del TU FER introducendo un riferimento esplicito agli impianti di accumulo.

In tal modo, è chiarito definitivamente che i regimi amministrativi previsti dal TU FER si applicano anche con riguardo a tale tipologia di asset che, inoltre, per effetto del richiamo di cui all’art. 2, co. 2, devono essere considerati di pubblica utilità, indifferibili ed urgenti.

Come noto, in precedenza, gli allegati al TU FER già contemplavano interventi sugli impianti di accumulo elettrochimico, ma mancava una norma che confermasse in modo inequivocabile l’estensione dei regimi amministrativi anche a tali impianti. 

2. Titoli idonei ai fini della disponibilità delle aree

Con gli emendamenti introdotti agli art. 8 e 9 del TU FER (inerenti alle procedure PAS e AU) è definitivamente chiarito che i contratti preliminari rappresentano titolo idoneo a dimostrare la legittima disponibilità dell’area.

Si tratta, come evidente, della concreta trasposizione in sede normativa delle recenti pronunce giurisprudenziali sul tema.

Da ultimo, il TAR Palermo, con le sentenze nn. 2131 e 2133 del 30 settembre 2025, ha confermato che possono essere ritenuti idonei anche i contratti preliminari regolarmente registrati e trascritti ai sensi dell’art. 2645-bis c.c., poiché “riguardo al principio di proporzionalità, imporre la stipula e la produzione di contratti definitivi prima ancora del rilascio dell’autorizzazione determinerebbe un aggravio ingiustificato per l’operatore, costringendolo a sostenere costi e vincoli patrimoniali senza avere la certezza dell’esito favorevole del procedimento, con un sacrificio eccessivo rispetto alla tutela perseguita dal legislatore. In tal senso, […], il deposito dei contratti definitivi può essere rinviato alla fase successiva al rilascio dell’autorizzazione”.

Tali principi sono stati, inoltre, già recepiti sul versante regionale, dalla Circolare prot. 39593 del 14 novembre 2025 con cui la Regione Siciliana ha disposto l’adeguamento della check list della documentazione richiesta per i procedimenti autorizzativi alle succitate coordinate ermeneutiche.

3. Compensazioni ambientali

L’art. 7 del Correttivo apporta modifiche alla lett. m) del co. 4 dell’art. 8 del TU FER, prevedendo nuove modalità per determinare gli importi da destinare al finanziamento del programma di compensazioni territoriali al Comune nel cui territorio verrà installato l’impianto.

Come noto, il precedente impianto normativo (rappresentati dal DM 10 settembre 2010 e dal TU FER) prevedeva genericamente che tale percentuale fosse calcolata sulla base dei “proventi comprensivi degli incentivi vigenti, derivanti dalla valorizzazione dell'energia elettrica prodotta annualmente dall'impianto” senza, tuttavia, chiarire il perimetro di tale locuzione (e.g., se si trattasse, ad esempio, di proventi annui, di proventi sulla produzione di energia oppure di utile dell’impresa).

Per l’effetto delle modifiche introdotte dal Correttivo nel caso di progetti sottoposti al regime di PAS, si passa dal previgente “programma di compensazioni territoriali al comune interessato non inferiore al 2 per cento e non superiore al 3 per cento dei proventi” alle nuove soglie, non inferiori all’1% e non superiori al 3%, assumendo come benchmark il “valore della produzione attesa durante la vita utile dell’impianto, al netto del valore dell'energia eventualmente autoconsumata”.

Lo stesso vale per quanto riguarda i progetti soggetti al regime dell’Autorizzazione Unica con la differenza che la soglia percentuale massima è stata elevata al 4% (cfr. art. 9, co. 10, lett. d, TU FER).

Le modifiche introdotte dal Correttivo entreranno in vigore dall’11 dicembre 2025 ed ulteriori criteri in ordine all’applicazione delle misure di compensazione saranno specificati in sede di aggiornamento delle Linee Guida 2010 ai sensi dell’art. 14, co. 5, del TU FER. 

4. Sistema di risoluzione alternativa delle controversie

Con l’inserimento dell’art. 12-ter al TU FER, il Correttivo apporta una significativa innovazione in termini di deflazione del contenzioso giurisdizionale.

È stato infatti previsto un nuovo meccanismo di risoluzione delle controversie, la cui gestione è demandata all’Acquirente Unico, e che sarà oggetto di definizione da parte dell’ARERA con separati provvedimenti.

Tale meccanismo dovrebbe trovare applicazione con riferimento ai regimi amministrativi connessi agli interventi sugli impianti rinnovabili, risolvendo vertenze relative, a titolo esemplificativo e non esaustivo, all'accertamento circa la sussistenza di vincoli territoriali, la verifica della completezza della documentazione a corredo della PAS o dell'istanza di AU nonché l'applicazione della disciplina semplificata per gli interventi che insistano in aree idonee.

5. Applicazione del rito abbreviato ai sensi dell’art. 119 c.p.a.

Al fine di garantire una quanto più celere definizione dei giudizi riguardanti le controversie relative alle procedure e ai provvedimenti adottati dalla pubblica amministrazione in materia di impianti FER, il Correttivo introduce l’art. 10-bis nel Testo Unico FER. 

Tale articolo stabilisce che alle suddette controversie si applicano le disposizioni previste dall’art. 119 del c.p.a. (relativo al rito abbreviato dei giudizi amministrativi).

Per effetto di tale disposizione, tutti i termini processuali ordinari sono dimezzati salvo, nei giudizi di primo grado, quelli per la notificazione del ricorso introduttivo, del ricorso incidentale e dei motivi aggiunti, nonché quelli per la proposizione dell’appello cautelare.

6. Ulteriori novità

Tra gli ulteriori fattori di novità appaiono, inoltre, meritevoli di menzione:

• l’innalzamento da 10 a 12 MW della soglia per l’applicazione del regime di PAS con riguardo agli impianti solari fotovoltaici, ubicati in aree idonee ai sensi dell’art. 11-bis del TU FER, da sottoporre a PAS (Allegato B, Sezione I del TU FER) così da rendere il testo coerente con quanto già previamente previsto dall’art. 13 in materia di esenzione di tali progetti dalle procedure ambientali;

• l’introduzione della definizione di “opere connesse” da intendere come “le opere di connessione dell'impianto alla rete elettrica di distribuzione ovvero alla rete di trasmissione nazionale necessarie all'immissione nelle predette reti dell'energia prodotta o accumulata, nonché le opere di connessione alla rete di distribuzione del gas naturale o di idrogeno per gli impianti di produzione di biometano o di idrogeno, fatta eccezione per gli interventi edilizi”;

• La precisazione che la verifica di assoggettabilità a VIA, ove occorrente, debba precedere l’avvio del procedimento di AU e debba durare non più di 90 giorni dalla verifica di completezza documentale di cui all’art. 19, co. 2 del Codice dell’Ambiente.

Conclusioni

Le innovazioni introdotte dal Correttivo – seppur non alla pari di quelle recentemente discusse in materia di aree idonee – sembrerebbero poter produrre riflessi non indifferenti sul contesto normativo di settore e, di conseguenza, sui futuri investimenti nel comparto delle rinnovabili.

Sicuramente, possono essere viste positivamente le disposizioni volte a chiarire (una volta per tutte) che è possibile ricorrere ai contratti preliminari per la dimostrazione della disponibilità giuridica dell’area.

Lo stesso dicasi con riferimento all’innalzamento della soglia degli interventi assoggettabili alla PAS e alla definizione di opere connesse.

Di converso, lasciano perplessi:

• le modifiche peggiorative intervenute, rispetto all’ultima versione del Correttivo circolata le scorse settimane, in ordine alle misure di compensazione ambientale. Difatti, rispetto al testo precedente, su spinta dell’ANCI:

  • la soglia minima applicabile per i progetti autorizzati in PAS è stata innalzata dallo 0,5% all’1% e quella massima per i progetti in AU dal 3% al 4%. In merito, in assenza di chiare disposizioni transitorie, sarà da comprendere, in sede applicativa, se la nuova soglia del 4% per quanto riguarda l’AU sarà assunta come riferimento dalle amministrazioni comunali unicamente con riguardo ai futuri iter autorizzativi o, diversamente, anche con riferimento ai procedimenti già in corso nonché in merito ai procedimenti di revisione/rinegoziazione delle convenzioni aventi per oggetto esclusivamente misure di carattere patrimoniale in violazione della Legge n. 145/2018 (ritenuta poi legittima dalla Corte Costituzionale con sentenza n. 46 del 23 marzo 2021).

  • il parametro di riferimento è tornato ad essere “il valore della produzione attesa durante la vita utile dell’impianto” in luogo del precedente “valore della produzione attesa per i primi cinque anni dall’entrata in esercizio dell’impianto”;

• le novità introdotte sul versante giudiziale e stragiudiziale. Difatti, da un lato si prevede l’applicazione del rito abbreviato (fermo restando il termine di 60 giorni per la notifica del ricorso) e, financo, un meccanismo alternativo di risoluzione delle controversie, dall’altro, si conferma ancora una volta la possibilità di impugnare sia i provvedimenti amministrativi sia quelli dell’Acquirente Unico mediante ricorso straordinario al Presidente della Repubblica (a cui si applica un termine di 120 giorni dalla piena conoscenza dell’atto che si presume lesivo) con un notevole dispendio in termini di tempi e costi per gli operatori di settore;

• l’introduzione dei sistemi di accumulo tra quelli a cui si applica espressamente il TU FER senza tuttavia puntualizzare quali sono le aree idonee applicabili a tale tipologia di asset con notevoli incertezze applicative nell’ambito dello scouting dei terreni da dedicare a tali iniziative.

Senza voler trascurare le pur apprezzabili ambizioni di riordino normativo del legislatore e i menzionati potenziali effetti chiarificatori che potrebbero derivare dal Correttivo, in definitiva, per ora, sembra che sia stato fatto “troppo poco e troppo tardi”.

Difatti, nell’ottica degli ambiziosi obiettivi al 2030, il quadro normativo di settore appare ancora, contrassegnato dalla permanenza di plurime incongruenze e coni d'ombra che rischiano di continuare ad incidere negativamente sulle strategie di investimento degli operatori di mercato 

Ad ogni modo, per avere un quadro chiaro, completo ed esaustivo in merito alla futura nuova disciplina (e alle conseguenti reazioni dei player di mercato) sarà comunque necessario attendere se e come le amministrazioni locali andranno a recepire tali modifiche normative nonché, per quanto riguardo la nuova forma di ADR, i successivi provvedimenti attuativi dell’ARERA.

Approfondimento a cura di Giovanni Battista De Luca, Lorenzo Piscitelli e Ludovica Petrucci.

Il provvedimento introduce talune rilevanti modifiche alla legge 30 aprile 1999, n. 130 (la “Legge sulle Cartolarizzazioni”), con l’obiettivo di ampliare gli strumenti di accesso al credito per il tessuto imprenditoriale nazionale attraverso lo smobilizzo del magazzino.

L’intento dichiarato dal legislatore è quello di consentire alle imprese di valorizzare a fini finanziari il proprio capitale immobilizzato nelle scorte, favorendo l’uso più efficiente del magazzino e rendendo più flessibile la disciplina della cartolarizzazione, senza alterare la struttura patrimoniale o il controllo societario. 

1. Le modifiche ed innovazioni alla Legge sulle Cartolarizzazioni

L’intervento normativo si concentra su tre disposizioni centrali della Legge sulle Cartolarizzazioni — gli articoli 7, 7.1 e 7.2 — ridefinendone significativamente l’ambito applicativo e che quindi consentiranno a soggetti (anche diversi da banche e intermediari finanziari autorizzati a svolgere attività di finanziamento a soggetti commerciali) di finanziare lo smobilizzo di magazzino, sottoscrivendo note emesse dalla società di cartolarizzazione ai fini, a seconda del caso, di: 

(i) finanziare un patrimonio segregato (in forma di patrimonio destinato o di società veicolo di supporto) cui è stato destinato il magazzino; ovvero 

(ii) acquistare il magazzino stesso,

i cui proventi derivanti dalla vendita e gestione verranno utilizzati a titolo di remunerazione e rimborso delle note emesse.

In primo luogo, viene modificato l’articolo 7, comma 1, lettera a), specificando che la cartolarizzazione può riguardare «crediti, anche futuri». Si tratta di un chiarimento di natura sistematica che recepisce quanto già implicitamente previsto dall’articolo 1 della Legge sulle Cartolarizzazioni. Ciò premesso, tale modifica deve leggersi anche in combinato disposto con la natura “rolling” del magazzino, il cui smobilizzo mediante lo strumento della cartolarizzazione è oggetto delle ulteriori modifiche sotto sintetizzate.

Contestualmente, la lettera b-bis) del medesimo comma è integrata per estendere le cartolarizzazioni anche ai «beni mobili non registrati», con conseguente modifica della rubrica dell’articolo 7.2, ora intitolata «Cartolarizzazioni immobiliari e di beni mobili anche registrati». Questa modifica consente di replicare, per le scorte di magazzino e gli altri beni mobili non soggetti a registrazione, la struttura già prevista per gli immobili e per i beni mobili registrati, aprendo alla possibilità di cartolarizzazioni del magazzino industriale (destocking).

La modifica più sostanziale sembra tuttavia essere quella introdotta al comma 2-octies dell’articolo 7, che ridefinisce il concetto di patrimonio destinato.

2. La nuova concezione di “patrimonio destinato” nel contesto delle cartolarizzazioni

Nella formulazione originaria, il patrimonio destinato poteva includere soltanto i crediti e, in via accessoria, beni o diritti posti a garanzia di tali crediti. 

Con la nuova versione, il legislatore stabilisce che il soggetto finanziato può destinare non solo i crediti, ma anche i diritti e i beni riferibili a tali crediti, inclusi i prodotti derivanti dalla loro trasformazione o combinazione, nonché i beni sostitutivi. 

In questo modo, il patrimonio destinato assume una configurazione dinamica, idonea di rappresentare l’intero ciclo produttivo dell’impresa: dalle materie prime ai prodotti finiti, fino ai beni sostitutivi. Questa evoluzione permette di includere nel patrimonio segregato tutti gli elementi economici che concorrono alla generazione dei crediti, rendendo di fatto cartolarizzabile anche il magazzino in lavorazione o in trasformazione.

3. SPV d’appoggio e nuove opportunità operative

La norma introduce una rilevante innovazione procedurale: la possibilità di costituire il patrimonio destinato anche mediante cessione a una società veicolo d’appoggio (“SPV”), ai sensi dell’articolo 7.1, comma 4 (senza peraltro dover rispettare la condizione prevista dal comma 1 del medesimo articolo, che limitava tale facoltà ai crediti deteriorati ceduti da banche o intermediari finanziari aventi sede legale in Italia). 

In questo modo, anche le imprese non finanziarie — come le PMI — possono accedere a questo strumento per cartolarizzare crediti ordinari o attivi legati al magazzino. 

L’operazione può beneficiare delle agevolazioni fiscali previste dai commi 4-bis, 4-quater e 4-quinquies della Legge sulle Cartolarizzazioni, che prevedono, tra l’altro, l’esenzione da imposte sui trasferimenti e l’applicazione di regimi semplificati ai fini delle imposte dirette e indirette. 

La SPV può così essere utilizzata per gestire, valorizzare e segregare i beni oggetto dell’operazione, analogamente a quanto già previsto per le cosiddette ReoCo nelle cartolarizzazioni immobiliari, ma ora anche in operazioni ordinarie, rafforzando la flessibilità e l’efficienza del modello.

4. Chiarimento sull’ambito applicativo degli articoli 7.1 e 7.2

È opportuno evidenziare che la struttura di cui all’articolo 7.1 è particolarmente indicata nei casi in cui, oltre alle scorte di magazzino, siano presenti anche crediti (esistenti o futuri) da includere nell’operazione, consentendo così di combinare in un unico schema beni e crediti e di ottimizzare il profilo di segregazione e di deconsolidamento. 

Viceversa, l’articolo 7.2 ha ad oggetto esclusivamente beni mobili, come lo stock di magazzino, e rappresenta la soluzione più lineare per le imprese che intendano cartolarizzare solo le scorte. La scelta tra le due strutture dipenderà quindi dalla composizione degli attivi e dagli obiettivi di efficienza fiscale e regolamentare perseguiti.

5. Considerazioni finali

Nel complesso, l’intervento – una volta concluso l’iter di approvazione - amplierà in modo significativo il potenziale applicativo della Legge sulle Cartolarizzazioni e introdurrà un meccanismo specifico per lo smobilizzo del magazzino. 

Lo strumento in questione risulta sicuramente più efficiente delle strutture viste sino ad oggi sul mercato che prevedevano o il magazzino come mero “collateral” di un finanziamento ovvero la necessità di cedere il magazzino stesso ad un terzo soggetto, ma con degli accordi volti a consentire comunque la gestione da parte del cedente. Peraltro, la nuova struttura supera in maniera sostanziale alcune difficoltà operative legate allo spossessamento del pegno o altro tipo di garanzia reale sul magazzino, che spesso creavano limitazioni o eccessivi oneri gestionali sia per il soggetto finanziatore che per il proprietario del magazzino e che comunque anche l’introduzione del pegno mobiliare non possessorio non era riuscito a risolvere a pieno.

Le imprese potranno così ottenere risorse finanziarie attraverso la cartolarizzazione dello stock di magazzino, includendo non solo i crediti già sorti ma anche quelli futuri connessi alla produzione e alla vendita dei beni. D’altro canto, i finanziatori potranno beneficiare delle tutele previste dalla normativa sulle cartolarizzazioni in tema, inter alia, di segregazione del patrimonio finanziato a favore del soggetto finanziatore / sottoscrittore delle note, senza necessità di costituire garanzie ad hoc sul magazzino.

Approfondimento a cura di Roberto de Nardis di Prata, Matteo Gallanti e Luigi Dugato. 

Nelle ultime settimane è circolata una nuova bozza del citato decreto che, se da un lato, non è sembrata apportare consistenti modifiche sul versante della saturazione e dei DC, dall’altro, è andata arricchendosi, introducendo una consistente riorganizzazione delle c.d. “aree idonee” all’installazione di impianti rinnovabili.

Dal “Decreto Energia” le misure in questione sono ora formalmente migrate nel Decreto n. 175 del 21 novembre 2025 anche noto come “Decreto Transizione 5.0” e destinato originariamente, per l’appunto, a regolare i soli crediti d’imposta di cui al Piano Transizione 5.0 (il “Decreto”).

Il Decreto, pubblicato in Gazzetta Ufficiale il 21 novembre u.s., introduce plurimi emendamenti al Decreto Legislativo n. 190/2024 (anche noto come “TU Rinnovabili”) andando sostanzialmente ad abrogare le regole del gioco per come le conosciamo attualmente e, nel dettaglio:

• la disciplina delle aree idonee ope legis di cui all’art. 20, co. 8 del D.Lgs 199/2021 (e, per l’effetto, anche il DL Agricoltura, in pendenza, come noto, di scrutinio costituzionale);

• i criteri e i parametri di cui al DM del 2 luglio 2024 (il “DM Aree Idonee”) già parzialmente annullato dal TAR Lazio a maggio del corrente anno e attualmente sub judice dinanzi al Consiglio di Stato.

La nuova regolamentazione è ora rassegnata dagli artt. 11-bis e ss. del TU Rinnovabili. 

Segnatamente, alla pari di quanto era previsto dal D.Lgs 199/2021, sono considerate aree idonee:

• i siti ove sono già installati impianti della stessa fonte e in cui vengono realizzati interventi di modifica, anche sostanziale, che non comportino una variazione dell’area occupata superiore al 20%, con la precisazione (questa non presente nel previgente Art. 20 del D.Lgs 199/2021) che tale variazione dell’area non è consentita per gli impianti fotovoltaici installati a terra in aree agricole e che, per le nuove aree occupate, bisogna osservare quanto previsto dal D.Lgs 22/2004 in materia di autorizzazioni culturali e paesaggistiche (cfr. Art. 11-bis, co. 1, lett. a) del TU Rinnovabili);

• i siti oggetto di bonifica individuati ai sensi del D.Lgs 152/2006 (il “Codice dell’Ambiente”), le cave e le miniere cessate, non recuperate o abbandonate o in condizioni di degrado ambientale, o le porzioni di cave e miniere non suscettibili di ulteriore sfruttamento nonché (in aggiunta a quanto era previsto dal D.Lgs 199/2021) le discariche o i lotti di discarica chiusi ovvero ripristinati (cfr. Art. 11-bis; co. 1, lett. b), c) e d) del TU Rinnovabili);

• i siti e gli impianti nella disponibilità delle società del gruppo Ferrovie dello Stato, dei gestori di infrastrutture ferroviarie, delle concessionarie autostradali, delle società di gestione aeroportuale nonché i beni del demanio in uso al Ministero della Difesa o al Ministero dell’Interno e determinati beni immobili individuati dall’Agenzia del Demanio (cfr. Art. 11-bis, co. 1, lett. e), f), g), h) ed i)).

Impianti fotovoltaici 

Il Decreto prevede poi all’art. 11-bis, co. 1, lett. l) delle disposizioni ad hoc per gli impianti fotovoltaici.

In buona sostanza:

• sono confermate come aree idonee quelle adiacenti alla rete autostradale entro una distanza non superiore a 300 metri, gli edifici e le aree industriali (a cui si aggiungono le aree destinate all’insediamento di Data Center, le aree adibite a parcheggi, gli invasi idrici e le aree nel perimetro di competenza del servizio idrico integrato);

• appare confermato il divieto di installazione di impianti fotovoltaici nelle aree agricole entro 500 metri da zone a destinazione industriale, artigianale e commerciale (i.e., il previgente divieto introdotto per effetto del DL Agricoltura e relativo all’Art. 20, co. 8, lett. c-ter), 1) del D.Lgs 199/2021);

• sono rimodulate, in chiave restrittiva, le aree idonee di cui al previgente art. 20, co. 8, lett. c-ter, n. 2) (i.e., le aree interne agli stabilimenti di cui all’art. 268 del Codice dell’Ambiente e le zone agricole racchiuse in un perimetro di 500 metri dallo stabilimento) prevedendo quali condizioni: (a) che il relativo stabilimento non sia destinato alla produzione agricola e sia stato autorizzato con Autorizzazione Integrata Ambientale (“AIA”); (b) per le zone agricole una compressione della buffer zone da 500 a 350 metri;

• non appaiono più figurare tra le aree idonee quelle di cui al previgente Art. 20, co. 8, lett. c-quater (i.e., le aree non ricomprese nel perimetro dei beni sottoposti a tutela ai sensi del D.Lgs 42/2004).

Zone agricole e impianti agrivoltaici

Il Decreto appare prevedere (finalmente) una definizione volta a identificare i c.d. impianti agrivoltaici diversi da quelli avanzati (per i quali è stata prevista sin da principio un’illustrazione analitica ai fini dell’accesso alle misure PNRR).

Nello specifico, il nuovo art. 4, co. 1, lett. f-bis) definisce come “impianti agrivoltaici” gli impianti fotovoltaici che preservano la continuità delle attività colturali e pastorali sul sito di installazione e che, possono (non devono), prevedere la rotazione dei moduli collocati in posizione elevata da terra e l’applicazione di strumenti di agricoltura digitale e di precisione.

Si tratta di una novità di rilievo non marginale considerato che se, per un verso, la nuova disciplina conferma sostanzialmente all’art. 11-bis, co. 2, il divieto generalizzato di installazione di impianti fotovoltaici in aree agricole, per un altro, prevede una espressa deroga (oltre che per le CER e gli impianti agrivoltaici avanzati alla pari della previgente regolamentazione) anche per gli impianti agrivoltaici “standard” come sopra definiti purché i moduli siano “collocati in posizione adeguatamente elevata da terra”.

Impianti per la produzione di biometano

Con riferimento agli impianti per la produzione di biometano si conferma, essenzialmente, la disciplina previgente, benchè con alcune precisazioni. In particolare, continuano ad essere idonee:

• le aree agricole entro 500 metri da zone a destinazione industriale, artigianale e commerciale (i.e., il previgente all’Art. 20, co. 8, lett. c-ter), 1) del D.Lgs 199/2021);

• le aree interne agli impianti industriali e agli stabilimenti di cui all’art. 268 del Codice dell’Ambiente nonché le aree classificate agricole racchiuse in un perimetro i cui punti distino non più di 500 metri dal medesimo impianto o stabilimento con la specificazione, già menzionata per gli impianti fotovoltaici, che tali stabilimenti devono essere autorizzati in regime di AIA;

• le aree adiacenti alla rete autostradale entro una distanza non superiore a 300 metri.

Come visto per la tecnologia fotovoltaica, anche per i progetti in questione non appaiono più figurare tra le aree idonee quelle di cui al previgente art. 20, co. 8, lett. c-quater (i.e., le aree non ricomprese nel perimetro dei beni sottoposti a tutela ai sensi del D.Lgs 42/2004).

Parola alle Regioni

Sulla falsariga di quanto disposto dal previgente art. 20, co. 4 del D.Lgs 199/2021 in combinato disposto con il DM Aree Idonee, si prevede che entro 120 giorni dall’entrata in vigore del Decreto (i.e., indicativamente entro il 22 maggio 2026) le Regioni provvedano, con propria legge, all’individuazione delle aree idonee sulla base dei principi e criteri di cui al nuovo art. 11-bis, co. 4 del TU Rinnovabili, tra cui vale la pena menzionare i seguenti:

• le Regioni non possono qualificare come idonee le aree ricomprese nel perimetro dei beni sottoposti a tutela ai sensi del Codice dei beni culturali e del paesaggio né quelle incluse in una fascia di rispetto di tre chilometri, nel caso di impianti eolici, e di cinquecento metri, nel caso di impianti fotovoltaici, dal perimetro dei beni medesimi, né identificare aree idonee ove le caratteristiche degli impianti da realizzare siano in contrasto con le norme di attuazione previste dai piani paesaggistici (cfr. Art. 11-bis, co. 4, lett. m) del TU Rinnovabili);

• al fine di preservare la destinazione agricola dei suoli, le aree agricole qualificabili come aree idonee a livello regionale non devono essere inferiori allo 0,8% delle Superfici Agricole Utilizzate (SAU) né superiori al 3% delle SAU medesime e possono essere definite specifiche percentuali di sfruttamento delle SAU a livello comunale;

• impossibilità di prevedere divieti generali e astratti all’installazione di impianti a fonti rinnovabili, fermi restando i divieti e le limitazioni prescritte per l’installazione di impianti fotovoltaici in aree agricole ai sensi dell’art. 11-bis, co. 2 e di quanto dall’articolo 11-quinquies del Decreto (a mente del quale all’interno delle zone di protezione dei siti UNESCO è consentita unicamente l’installazione di impianti da fonti rinnovabili autorizzabili in edilizia libera ai sensi dell’All. A del TU Rinnovabili).

Al fine di agevolare l’individuazione delle aree idonee (nonché delle zone di accelerazione), con Decreto del MASE da adottare entro 60 giorni dall’entrata in vigore del Decreto, saranno regolate le modalità di funzionamento di una piattaforma digitale mirata alla qualificazione del territorio e alla classificazione delle aree e delle zone.

Per quanto riguarda, invece, gli obiettivi al 2030 di potenza da fonti rinnovabili da installare in ciascun territorio resta confermata la precedente ripartizione regionale di cui al DM Aree Idonee.

Aree idonee a mare

Il Decreto introduce il concetto di “aree idonee a mare” (cfr. art. 11-ter del TU Rinnovabili) disponendo che sono tali quelle individuate dai piani di gestione dello spazio marittimo nonché le piattaforme petrolifere in disuso e i porti (quest’ultimi, per impianti eolici di potenza fino a 100 MW e previa variante del piano regolatore portuale da approvarsi entro sei mesi dalla presentazione dell’istanza di autorizzazione unica).

Regime semplificato

Alla pari di quanto disposto dal previgente art. 22 del D.Lgs 199/2021, l’art. 11-quater del Decreto prevede che per gli interventi ricadenti (interamente e non parzialmente) su aree idonee si applichi un regime autorizzativo semplificato.

Segnatamente, per tali interventi non è necessaria l’acquisizione dell’autorizzazione paesaggistica (il parere dell’autorità competente, ove espresso, non è vincolante) e, in caso di progetti soggetti ad autorizzazione unica, i termini del procedimento sono ridotti di un terzo. 

Considerazioni preliminari ed impatti sul mercato

Dopo circa quattro anni trascorsi ad attendere un concreto cambio di paradigma unitamente ad indicazioni chiare, precise ed univoche su come e dove orientare le proprie strategie di investimento, è altamente probabile che il Decreto in questione si presti a molteplici critiche da parte degli operatori di mercato, alcune delle quali possono essere agevolmente anticipate da una piana lettura della disciplina in esame.

L’assenza di disposizioni transitorie e la scomparsa delle aree ex c- quater

Come noto, il TAR Lazio con la sentenza 9155/2025 ha parzialmente annullato il DM Aree Idonee per l’assenza di una disciplina transitoria mirata a salvaguardare i procedimenti in corso alla data di entrata in vigore del decreto e nelle more della promulgazione delle Leggi Regionali.

Il Decreto appare ripetere esattamente lo stesso errore, non prevedendo alcun regime di salvaguardia per le posizioni giuridiche consolidate e determinando un potenziale effetto retroattivo delle nuove limitazioni sui plurimi progetti in pipeline non in linea con i rinnovati criteri localizzativi (si pensi, a mero titolo esemplificativo, al numero significativo di progetti da installare in aree ex c-quater o ex c-ter, 2) i cui stabilimenti non sono autorizzati in regime di AIA).

La norma, inoltre, non appare prevede una espressa abrogazione delle previgenti disposizioni pur disponendo, di fatto, la loro evidente sostituzione con il nuovo regime.

È auspicabile che – onde prevenire il proliferare di contenziosi, passibili verosimilmente di accoglimento atteso anche il precedente del TAR Lazio –in sede di conversione in Legge (i.e., entro il 22 gennaio p.v.) sia corretto il tiro, introducendo la suddetta clausola salvaguardia; tuttavia, anche in tale (ottimistica) ipotesi, il risultato consisterebbe in 60 giorni di totale congelamento delle iniziative di sviluppo, con inevitabili riflessi negativi sugli investimenti ad oggi in corso di valutazione o attuazione da parte degli attori di mercato.

Lo stesso discorso vale per quanto riguarda le fasce di rispetto dei beni sottoposti a tutela. 

Il TAR Lazio, con la sentenza sopra citata, ha tacciato di illegittimità il DM Aree Idonee per un evidente difetto di proporzionalità nella parte in cui dava la possibilità alle Regioni di prevedere fasce di rispetto dei beni sottoposti a tutela fino a 7 chilometri dal relativo perimetro

Il Decreto sembra risolvere tale tematica in radice, depennando il previgente c)-quater e prevedendo, addirittura, l’impossibilità per le Regioni di qualificare come idonee le aree ricomprese nel perimetro dei beni sottoposti a tutela indipendentemente dalle fasce di rispetto che non rivestono più alcuna rilevanza.

In altri termini, è impedita una volta per tutte la realizzazione di progetti in prossimità di beni tutelati a prescindere da qualsivoglia fascia di rispetto.

Quanto sopra, sembrerebbe, salvo modifiche in sede di conversione, andare a compromettere considerevolmente le plurime iniziative previamente idonee ai sensi dell’art. 20, co. 8 lett. c)-quater attualmente in corso di valutazione e, financo, in assenza di disposizione transitorie, in corso di autorizzazione.

Il filtro dell’AIA 

Ai sensi del previgente art. 20, co. 8, lett. c-ter) era possibile installare impianti fotovoltaici o per la produzione di biometano su aree interne agli impianti industriali e agli stabilimenti nonché nelle aree classificate agricole racchiuse in un perimetro i cui punti distino non più di 500 metri dal medesimo impianto o stabilimento.

In ossequio al principio di massima diffusione delle energie rinnovabili, la disposizione in parola è stata oggetto di plurime interpretazioni estensive sia da parte dell’esecutivo sia in sede giudiziale, arrivando a classificare come “stabilimento” anche gli impianti fotovoltaici di potenza superiore a 20 kW nonché le centrali e sottostazioni elettriche (cfr. interpello MASE n. 130318 dell’8 agosto 2023; TAR Lazio, Roma, Sentenza n. 4994/2025; Tar Lecce, Sentenza n. 1113/2025).

Quanto sopra in virtù di un approccio sostanzialistico, mirato a considerare come idonee le aree a forte impatto urbanistico che, di converso, appare integralmente trascurato dal Decreto.

Il novello art. 11-bis, co. 1, lett. l), num. 1) del Decreto, infatti da, un lato, circoscrive il raggio di idoneità delle aree agricole per il fotovoltaico a 350 metri (anziché 500) e, dall’altro, richiede espressamente (sia per il fotovoltaico sia per il biometano) che il relativo impianto o stabilimento sia soggetto ad AIA, restringendo significativamente la platea dei siti utilizzabili rispetto alle precedenti letture estensive. 

Questa contraddizione normativa genera incertezza giuridica e rischia di vanificare gli sforzi interpretativi compiuti per ampliare le superfici sviluppabili, creando un evidente cortocircuito tra l'evoluzione ermeneutica favorevole alle rinnovabili e la nuova disciplina restrittiva. 

Si consideri, infatti, che molti impianti industriali, pur avendo un impatto territoriale significativo, non sono necessariamente soggetti ad AIA, la quale riguarda esclusivamente facilities di notevoli dimensioni e dedicate ad attività con elevato e significativo impatto ambientale, tra cui, a titolo esemplificativo, la produzione e trasformazione dei metalli o l’industria chimica.

Le aree agricole

Nonostante il DL Agricoltura sia attualmente in pendenza di giudizio costituzionale, il Decreto appare, purtroppo, riproporre essenzialmente il medesimo divieto generalizzato di realizzazione di impianti fotovoltaici a terra nelle aree agricole.

L’unica positiva differenza è rappresentata dall’introduzione della tanto attesa definizione di impianti agrivoltaici standard i quali, dovrebbero poter essere realizzati su aree agricole in deroga al predetto divieto.

Ciò nondimeno, anche in relazione a tale profilo appaiono permanere significativi margini di incertezza; difatti la deroga trova applicazione solo laddove i moduli siano “collocati in posizione adeguatamente elevata da terra”, il che lascia immensi spazi di discrezionalità alle relative amministrazioni locali su cosa si debba intendere per “posizione adeguatamente elevata”.

In sede di conversione è opportuno, se non necessario, che vengano forniti dei criteri e parametri tecnici nitidi e concreti volti a limitare l’alea dei procedimenti amministrativi e, al contempo, ad agevolare gli operatori nella pianificazione delle proprie strategie di investimento 

Lasciano particolarmente perplessi i paletti imposti alle Regioni in termini di aree agricole qualificabili come idonee nel proprio territorio che, come visto, non devono essere inferiori allo 0,8% né superiori al 3% delle SAU (i.e., la somma delle superfici aziendali destinate alla produzione agricola), prevedendo, inoltre, la possibilità per i comuni di definire specifiche percentuali di sfruttamento delle SAU.

Si tratta di un meccanismo che rischia di innescare, per ciascuna Regione, una vera e propria corsa all’avvio dei procedimenti autorizzativi su aree agricole al fine di prevenire eventuali rischi di diniego derivanti dall’avvenuta erosione della succitata soglia del 3%.

Conclusioni

La nuova regolamentazione appare chiudere il cerchio delle aree idonee tornando, essenzialmente, al punto di partenza con condizioni e criteri, purtroppo, ulteriormente restrittivi rispetto alla previgente normativa andando a disinnescare gli effetti positivi introdotti con il D. Lgs 199/2021.

Si tratta con tutta evidenza di una disciplina peggiorativa rispetto a quella previgente e che, in modo alquanto inatteso, appare non aver colto – diversamente dalla giurisprudenza nazionale – l’urgente necessità di adottare definitivamente un approccio coerente con i principi europei di massima diffusione delle fonti rinnovabili, proporzionalità e integrazione ambientale rendendo quasi impossibile il raggiungimento al 2030 degli obiettivi prefissati dal PNIEC.

Tale scenario consistente in un ennesimo cambiamento in peius della normativa di settore – in assenza di un consistente intervento riformatore in sede di conversione in Legge – rischia di alimentare ulteriormente l’attuale clima di incertezza normativa con inevitabili riflessi negativi sull’intero comparto nonché, in termini generali, sull’obiettivo comune di costruire progressivamente un sistema energetico solido ed indipendente.

Serviva un salto in avanti e, sfortunatamente, per ora, sembra che l’esecutivo, ignorando i segnali che arrivano dal mercato e dai giudici amministrativi, abbia fatto un inaspettato passo indietro.

Approfondimento a cura di Giovanni Battista De Luca, Piero Viganò e Lorenzo Piscitelli. 

Il Referente CSIRT, la cui designazione è prevista dalla Determinazione ACN n. 250916 del 19 settembre 2025, è colui o colei che ha il compito di gestire le interlocuzioni con il CSIRT Italia (Computer Security Incident Response Team nazionale) e di trasmettere le notifiche di incidenti significativi (come definiti dalla Determinazione ACN n. 164179) e le notifiche volontarie di informazioni rilevanti sulla cybersicurezza.

Le FAQ precisano che il Referente CSIRT può essere qualsiasi persona fisica che disponga di competenze di base in materia di cybersicurezza e gestione degli incidenti informatici, nonché di un’adeguata conoscenza dei sistemi e delle reti dell’organizzazione. 

In tale prospettiva, è ammessa anche la designazione di professionisti esterni, quali il responsabile di un SOC/CERT o il gestore di un’infrastruttura IT esternalizzata.

È inoltre previsto che, limitatamente alle organizzazioni di dimensioni contenute, i ruoli di Punto di Contatto e Referente CSIRT possano coincidere.

Le FAQ chiariscono anche che non esistono limitazioni relative alla cittadinanza del Referente CSIRT e che il dialogo con lo CSIRT Italia può avvenire anche in lingua inglese.

Un ulteriore chiarimento riguarda la natura della designazione: essa configura una delega esclusivamente operativa e non implica alcun trasferimento di responsabilità, che restano in capo agli organi di amministrazione e direzione del soggetto NIS. 

Inoltre, viene specificato che i Sostituti del Referente CSIRT devono essere in possesso dei medesimi requisiti del Referente CSIRT e sono soggetti alle medesime previsioni operative.

Le FAQ indicano poi che la notifica degli incidenti può essere effettuata, oltre che dal Referente CSIRT e dai suoi sostituti, anche dal Punto di Contatto e dal Sostituto Punto di Contatto.

Infine, con riferimento alla procedura di designazione, viene specificato che il Punto di Contatto deve inserire nel Portale dei Servizi ACN il codice fiscale e l’indirizzo e-mail del Referente CSIRT e degli eventuali sostituti. Successivamente, il Referente CSIRT (e i suoi sostituti) devono accedere al Portale tramite SPID o CIE e completare il censimento della propria utenza, senza necessità di caricare alcuna documentazione di supporto.

Tale struttura è stata recepita dal decreto n. 204 del 29 luglio 2025, pubblicato sul sito del MASE lo scorso 28 ottobre (“Decreto Correttivo”), a seguito dell’intervenuta registrazione della Corte dei Conti.

Da ultimo, il Decreto Direttoriale del MASE pubblicato il 19 Novembre 2025 ha approvato le attese regole operative e gli schemi di contratto predisposti e trasmessi dal GSE (“Regole Operative”). 

Tali fonti confermano che i clienti finali energivori - iscritti all’elenco CSEA alla data del 18 gennaio 2025 - avranno la possibilità di ricevere, per un periodo di trentasei mesi (“Periodo di Anticipazione”) decorrente dal 1 gennaio 2025, volumi di energia dal Gestore dei Servizi Energetici S.p.A. (“GSE”) per il tramite di un contratto per differenza a due vie con un prezzo di riferimento pari a 65 Euro/MWh sulla base di quote mensili del volume complessivamente aggiudicato dagli energivori all’esito della procedura di assegnazione, introducendo però alcune rilevanti disposizioni.

Tra queste spiccano la Procedura Competitiva, come di seguito definita, di aggiudicazione dei volumi da restituire al GSE  e la disciplina del c.d. Claw Back: il diritto del GSE a vedersi retrocesso dalla controparte il vantaggio residuo corrispondente al minore tra il valore attualizzato dei flussi finanziari durante il periodo di anticipazione e la differenza, se positiva, tra il valore attualizzato dei flussi finanziari durante il periodo di anticipazione e il valore attualizzato dei flussi finanziari durante il periodo di restituzione. 

Il periodo di restituzione ha ancora una durata di venti anni, ma a questo si aggiunge un ulteriore periodo della durata massima di 20 anni durante il quale potrà intervenire detta retrocessione.

Il Contratto e il relativo Addendum diretti a regolare il periodo di anticipazione ed il periodo di restituzione

L’energivoro (o l’aggregatore) è tenuto a sottoscrivere un contratto (corrispondente al precedente Contratto di Anticipazione) diretto a regolare il proprio rapporto con il GSE entro il termine ultimo del 31 gennaio 2026 (“Contratto”).

Tale contratto ha ad oggetto:

i. la regolazione del differenziale per l’anticipazione all’operatore dei volumi di energia elettrica e le relative garanzie di origine;

ii. l’obbligo di realizzare nuova capacità di generazione da fonti rinnovabili entro quaranta mesi dalla sottoscrizione del contratto unico;

iii. l’obbligo di restituzione dell’energia elettrica anticipata e delle relative Garanzie di Origine;

iv. l’obbligo di restituzione del vantaggio residuo.

Fatto salvo quanto previsto in alcuni casi di aggiudicazione ad esito della Procedura Competitiva, la nuova capacità di generazione dovrà essere entrata in esercizio non prima del 30 aprile 2025 e comunque non oltre il termine di quaranta mesi successivi alla data di sottoscrizione del Contratto, fatta salva la proroga per cause di forza maggiore o nei casi di ritardo nella conclusione dei procedimenti amministrativi. Resta comunque fermo il termine finale già individuato nel 31 dicembre 2030.

Gli adempimenti contrattuali relativi all’entrata in esercizio della nuova capacità e gli obblighi di restituzione potranno essere trasferiti dall’energivoro (o aggregatore), con relativa liberazione, al soggetto terzo delegato tramite sottoscrizione del c.d. Addendum anche successivamente allo svolgimento della Procedura Competitiva e comunque entro quaranta mesi dalla sottoscrizione del Contratto.

Con riferimento alla regolazione del differenziale nel periodo di restituzione è opportuno notare che per ogni mese del periodo di restituzione il GSE, in relazione all’Energia da Restituire Mensile, calcola la differenza tra il prezzo di cessione e il maggiore tra zero e il prezzo del Mercato del Giorno Prima, determinato nel periodo rilevante delle transazioni e nella zona di mercato in cui è localizzato l’impianto. È stato inserito un floor pari a zero per il calcolo del differenziale. In caso di prezzi negativi, il produttore riceverà il prezzo di cessione da parte del GSE e non è quindi più prevista la precedente disposizione secondo la quale “la regolazione è sospesa nei periodi rilevanti in cui si registrino sul MGP prezzi pari a zero o negativi”.

La regolazione anticipata dei rapporti relativi al periodo di anticipazione 

Con riferimento alla corresponsione degli importi relativi alle competenze del 2025, il GSE effettuerà un unico pagamento dopo l’emissione della prima fattura.

Le Garanzie di Origine annullate entro il 31 marzo dell’anno “n” potranno essere utilizzate per attestare i consumi dell’anno “n-1”, ma, per attestare i consumi dell’anno 2025, potranno essere utilizzate le Garanzie di Origine riconosciute nell’ambito del Contratto che siano annullate entro il 30 aprile 2026.

La prima garanzia relativa agli anni 2025 e 2026 dovrà essere costituita dall’energivoro (o dall’aggregatore) per un importo calcolato dal GSE sulla base degli importi anticipati con riferimento all’anno 2025 e sulla stima del 2026 e presentata entro il 28 febbraio dello stesso anno. 

Procedura Competitiva

Il GSE - entro novanta giorni dalla data di pubblicazione delle nuove Regole Operative e successivamente alla sottoscrizione, da parte dei clienti finali energivori o aggregatori, del Contratto - pubblicherà l’avviso per lo svolgimento della procedura competitiva di cui all’articolo 6-bis del Decreto Energy Release 2.0, così come modificato dal Decreto Correttivo, al fine di selezionare i soggetti terzi che assumeranno l’obbligo di realizzare la nuova capacità di generazione da fonti rinnovabili che consenta di soddisfare il requisito – già noto – della produzione di almeno il doppio dei volumi anticipati ai clienti finali energivori durante il periodo di anticipazione (“Procedura Competitiva”).

Il GSE avvierà la Procedura Competitiva quando saranno decorsi non meno di quindici giorni dalla data di pubblicazione dell’avviso. La procedura rimarrà aperta per i successivi trenta giorni e l’esito sarà pubblicato entro quarantacinque giorni dalla chiusura. 

Potranno partecipare i seguenti soggetti: (i) energivori (o aggregatori) che abbiano sottoscritto il Contratto (entro i limiti della quota di energia oggetto di anticipazione); (ii) soggetti terzi delegati (entro i limiti della quota di energia oggetto del Contratto per cui sono stati delegati); (iii) produttori terzi, energivori (o aggregatori) e delegati per una quota di energia ulteriore rispetto a quella oggetto del Contratto, i quali, ai fini della partecipazione, soddisfino i seguenti requisiti: a) disponibilità del titolo abilitativo alla costruzione e all’esercizio dell’impianto e concessori; b) disponibilità del preventivo di connessione alla rete elettrica accettato in via definitiva e registrazione dell’impianto sul sistema GAUDI di Terna validata dal gestore di rete;  c) conformità dell’impianto ai requisiti prestazionali e alle norme in materia di tutela ambientale necessari anche per rispettare il principio del “Do No Significant Harm” (DNSH). 

I partecipanti presenteranno offerte aventi ad oggetto il premio che saranno disposti a ricevere o a versare per la realizzazione della nuova capacità di generazione prevista per l’accesso al meccanismo, restando inteso che i partecipanti potranno quindi offrire anche premi negativi. E’ inoltre previsto che gli energivori (o gli aggregatori) e i delegati, con riferimento ai volumi oggetto del contratto di anticipazione sottoscritto possano, pur partecipando, evitare di presentare una offerta. In tal caso, ai fini della formazione della graduatoria, il GSE considererà anche tali volumi, assumendo che, con riferimento agli stessi, sia stata presentata un’offerta pari all’offerta minima ammessa.

La partecipazione, a sua volta, può avere due diversi trattamenti a seconda del soggetto partecipante e del volume per cui lo stesso presenta l’offerta.

Verranno incluse nel c.d. “Cluster A” le richieste di partecipazione presentate senza effettuare una offerta da (i) energivori, per tutta o solo una quota parte dell’energia oggetto del Contratto; (ii) energivori in forma aggregata, per tutta o solo una quota parte dell’energia oggetto del contratto; (iii) delegati, per tutta o solo una quota parte dell’energia oggetto del Contratto. 

Saranno inserite nel c.d. “Cluster B” le richieste di partecipazione presentate con intenzione di effettuare un’offerta da: (i) energivori, per tutta o solo una quota parte dell’energia oggetto del Contratto; (ii) energivori, per la quota parte dell’energia eccedente il Contratto; (iii) aggregatori, per tutta o solo una quota parte dell’energia oggetto del Contratto; (iv) aggregatori, per la quota parte dell’energia eccedente il Contratto; (v) delegati per la sola quota parte dell’energia eccedente il Contratto, (vi) produttori terzi senza alcun limite di quota. 

Formazione della graduatoria e conclusione del Contratto di Aggiudicazione

La graduatoria è pubblicata entro i quarantacinque giorni successivi alla data di chiusura della Procedura Competitiva. Risulteranno aggiudicate (i) tutte le richieste di partecipazione del Cluster A; (ii) tutte le offerte del Cluster B inferiori o pari al valore dell’ultima offerta accettata. 

Dopo la pubblicazione della graduatoria, saranno tenuti alla sottoscrizione del c.d. Contratto di Aggiudicazione solo i produttori terzi aggiudicatari oltre a energivori (o aggregatori) e delegati, ma solo per la sola quota parte dell’energia eccedente il Contratto. 

Entrata in esercizio degli impianti ad esito della Procedura Competitiva

Per gli energivori (o aggregatori) sui quali permane l’obbligo di realizzazione e restituzione rispetto alla quantità di energia oggetto del Contratto, la capacità dovrà entrare in esercizio entro il termine di quaranta mesi dalla sottoscrizione del Contratto.

Gli impianti relativi alle offerte del “Cluster B” e nella titolarità degli energivori (o aggregatori) o delegati, entrambi per la quota dell’energia eccedente il Contratto, o per i terzi, gli impianti dovranno entrare in esercizio obbligatoriamente entro 36 mesi dalla pubblicazione della graduatoria della Procedura Competitiva e comunque non oltre il termine del 31 dicembre 2030. 

Modalità di regolazione del Vantaggio Residuo 

Non oltre il diciannovesimo anno dall’inizio del Periodo di restituzione, Il GSE calcola il valore del Vantaggio Residuo. Se positivo sarà possibile adottare una delle seguenti soluzioni: 

i. liquidazione immediata dell’importo;

ii. cessione a titolo gratuito al GSE della proprietà degli impianti e delle aree su cui insistono gli stessi, previa presentazione di una perizia asseverata; 

iii. estensione degli obblighi contrattuali fino alla completa regolazione del Vantaggio residuo per un periodo, comunque, non superiore a ulteriori vent’anni ai sensi di un un ulteriore CfD a due vie.

Lo scenario e il possibile contesto competitivo tra Energy Release e Fer X

Anche nello scenario delineato dal nuovo complesso normativo il c.d. Claw Back continua ad essere un elemento di incertezza per i produttori, ma non è escluso che sia tale da pregiudicare l’interesse di tutti i produttori a concludere accordi con gli energivori e gli aggregatori.

Tenuto conto delle regole relative alla Procedura Competitiva e della possibilità di trasferire direttamente sul delegato tutte le responsabilità relative all’entrata in esercizio della nuova capacità, si potrebbero creare i presupposti per una frenetica fase di negoziazione diretta a concludere accordi tra energivori e aggregatori da una parte e produttori dall’altra per consentire ai primi di escludere ogni rischio e ai secondi di assicurarsi il volume da restituire, a fronte del rilascio di garanzie al GSE invece che agli energivori.

Resta da verificare se i produttori vorranno anche rinunciare ad una posizione utile nella graduatoria del FER X transitorio per accedere ai benefici della nuova versione dell’energy Release valutando le condizioni in presenza delle quali sarà possibile ottenere la restituzione della cauzione. 

Articolo a cura di Piero Viganò e Valentina Castelli. 

[1] A tal fine si rimanda al nostro articoloUn prezzo scontato per l'energia elettrica sarà offerto agli energivori ai sensi del decreto Energy Release del MASE

Nel concordato preventivo, stante la comune anteriorità alla domanda dei rispettivi fatti genetici, sono compensabili ex art. 56 e 169 l. fall. il credito di una società in concordato per canoni di locazione divenuti esigibili in corso di procedura e il controcredito della conduttrice per finanziamento bancario erogato prima della domanda di concordato. 

La pronuncia si inserisce nel solco del pacifico orientamento di legittimità (Cass. SU n. 775/1999, Cass. n. 18915/2010, Cass. n. 14418/2013, Cass. n. 10869/2020 e Cass. n. 2406/2025) confermando che la compensazione è ammessa anche quando uno dei crediti diventa liquido o esigibile in pendenza di una procedura concorsuale, purché il relativo fatto genetico sia anteriore all’apertura del concorso.

La Corte afferma però innovativamente che il diritto al pagamento dei canoni sorge unitariamente dal contratto di locazione, indipendentemente dalle scadenze previste, che attengono quindi solo all’esigibilità del credito del locatore.

Consulta la sentenza

Su questi temi è intervenuto Luca La Barbera, partner di ADVANT Nctm, intervistato da Italia Oggi Sette – Affari Legali, evidenziando sfide e opportunità per la professione forense.

«Affidare ai professionisti forensi il delicato ed importante compito di certificare o attestare i modelli TCF rappresenta allo stesso tempo una sfida e un'opportunità. Introducendo l'obbligo di certificazione come presupposto per l'ammissione al regime di adempimento collaborativo, il legislatore ha voluto affidare ad un professionista esterno ed indipendente il delicato compito di garantire la solidità e il buon funzionamento del modello di gestione del rischio fiscale. L'attività di certificazione, pertanto, presuppone capacità e competenze per inserirsi in modo utile ed efficace nella relazione già impostata tra l'azienda e il professionista che la assiste nella costruzione del TCF, senza creare duplicazioni e appesantimenti e allo stesso tempo, eseguendo in modo accurato ed attento l'attività di analisi e valutazione fino ad oggi svolta dall'Agenzia delle Entrate. 

Un compito delicato che richiede non solo conoscenza approfondita della materia giuridico-fiscale, ma anche dimestichezza con i meccanismi ed i processi che regolano il funzionamento di organizzazioni complesse. Ancor di più, in considerazione dell'imminente abbassamento delle soglie di entrata (500 milioni di euro di fatturato), che verosimilmente amplierà il novero delle istanti ad aziende con processi ed organigrammi più snelli, dove spesso la responsabilità per la gestione della fiscalità è, in tutto o in parte, affidata ad un consulente esterno.

Una sfida, certo, ma anche un'imperdibile opportunità per portare valore concreto, contribuendo a creare un nuovo contesto in cui contribuente e amministrazione lavorano insieme alla costruzione un rapporto fiduciario basato su interlocuzioni trasparenti, costanti e preventive».

L'articolo integrale su Italia Oggi Sette – Affari Legali, a cura di Antonio Ranalli.

Era tuttavia evidente che applicare in modo uniforme la tassazione climatica a tutti i segmenti di traffico marittimo avrebbe danneggiato interi comparti. In primo luogo, il transhipment di contenitori, le autostrade del mare e collegamenti con le isole maggiori.  Ma, ancora una volta, la politica di quel quinquennio europeo tirò dritto introducendo l’ETS senza adeguati correttivi.

Poi è arrivato il conto e pure abbastanza salato. Così, anche i paladini dell’oltranzismo climatico hanno cominciato a misurare le parole. Più che altro perché, nel frattempo, è arrivato il rumoroso fallimento del tentativo da parte dell’IMO di varare una misura globale per la decarbonizzazione marittima.

In questo contesto possiamo ora registrare alcuni timidi segnali di un cambio di passo a Bruxelles. La settimana scorsa, il collegio dei Commissari UE ha approvato il Sustainable Transport Investment Plan (STIP). Quest’ultimo stima il fabbisogno di risorse necessario a sviluppare i carburanti alternativi e delinea diversi strumenti per soddisfarlo includendo forme di compensazione per coprire, nel marittimo, il differenziale di prezzo tra i carburanti alternativi e quelli convenzionali, come avviene in aviazione. Da ultimo, nell’ambito delle negoziazioni sul target ambientale climatico 2040, il Consiglio europeo ha concordato di posticipare di un anno l’entrata in vigore dell’ETS2 al settore stradale e agli edifici.

Tutto questo va nella direzione suggerita da oltre due anni dal Governo italiano, ovvero la necessità di aprire un negoziato vero e credibile per arrivare alla revisione del regime ETS quanto meno nei servizi internazionali e nelle autostrade del mare.

Al parlamento europeo prevedo l’intensificarsi delle interrogazioni rivolte alla Commissione per comprendere il pensiero di chi, all’interno della stessa, tiene da sempre le posizioni più oltranziste (la DG CLIMA). Molto, se non moltissimo, dipende dall’atteggiamento della burocrazia di vertice su cui si può sperare possano incidere i recenti accadimenti internazionali (in primis il fallimento del progetto di tassazione globale dello shipping proposto dall’IMO).

Sarà un confronto duro e travagliato quello che si avvicina tra l’apparato della Commissione e la politica industriale patrocinata da alcuni Commissari e dai Governi più interessati tra cui l’Italia, la Grecia la Spagna, il Portogallo, Cipro e Malta.

Dalla parte del mercato e dei cittadini europei v’è la novità, del tutto apprezzabile, che gli impatti deteriori sul nostro sistema logistico sono oggi più che evidenti, perché misurati senza margine di errore, e difficilmente giustificabili in un contesto profondamente cambiato. Sono infatti sotto gli occhi di tutti il ritorno alla gomma dei traffici conquistati con immane fatica dalle imprese armatoriali, l’impatto sul trasporto marittimo da e verso le isole maggiori e i nuovi porti di transhipment in Nord Africa che hanno cominciato ad accogliere i traffici intercontinentali già appannaggio dei nostri scali.

La buona notizia è che, nel secondo semestre del prossimo anno, la regola europea prevede la revisione della Direttiva ETS. Sarà un’occasione unica per correggere la rotta e quasi sicuramente sarà l’unica finestra temporale disponibile che avremo per farlo prima che le conseguenze sul mercato, già evidenti, diventino irreversibili.

*Questo articolo è stato pubblicato originariamente sull'inserto Blue Economy de Il Secolo XIX di lunedì 10 novembre 2025.

Nell’ambito della definizione di un giudizio con sentenza semplificata, il Collegio ha colto l’occasione per chiarire come, al fine della proposizione di apposito ricorso innanzi agli organi della giustizia amministrativa,  la pubblicazione di una determinazione sul Bollettino Ufficiale Regionale non è idonea a privare dell’effetto legale di integrazione del dies a quo la pregressa comunicazione individuale che della medesima determinazione è garantita mediante comunicazione digitale effettuata ai sensi dell’art. 47 del Codice dell’Amministrazione digitale, nonché ai sensi dell’art. 14 bis, della L. n. 241/1990, determinante per il raggiungimento della “piena conoscenza” della determinazione e, di conseguenza, dell’avvio del termine previsto per l’impugnazione della stessa. 

Nel caso di specie, il Collegio, a seguito dell’opposizione alla trattazione del ricorso in sede straordinaria presentata dalla controinteressata, passando così alla decisione del ricorso in sede giurisdizionale, ha dichiarato irricevibile il ricorso straordinario al Presidente della Repubblica presentato dal Comune di Corropoli (TE), notificato in data 18 luglio 2025, per l’annullamento dell’autorizzazione unica rilasciata dalla Regione Abruzzo per la costruzione e l’esercizio di un impianto di produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili e le relative opere di connessione. 

La determinazione contenente la predetta autorizzazione unica era, tuttavia, stata notificata via PEC al proponente e al Comune di Corropoli (TE) in data 3 marzo 2025, data a partire dalla quale, per il Collegio giudicante, il ricorrente ha avuto piena conoscenza della determinazione discussa e, pertanto, dies a quo per il decorso del termine di centoventi giorni previsto per il ricorso al Presidente della Repubblica, ai sensi dell’art. 9, comma 1, del d.P.R. 24 novembre 1971, n. 1199, per il quale “il ricorso deve essere proposto nel termine di centoventi giorni dalla data della notificazione o della comunicazione dell'atto impugnato o da quando l'interessato ne abbia avuto piena conoscenza”.

Per l’Ente ricorrente, pertanto, a nulla rileva la conseguente pubblicazione sul BURAT della determinazione, tantomeno in termini di posticipazione del dies a quo previsto per la presentazione del ricorso al Presidente della Repubblica per l’annullamento dell’autorizzazione unica: tale pubblicazione, precisa quindi il Collegio, non supera la precedente comunicazione PEC mediante la quale, il Comune di Corropoli (TE), era stato già posto nella condizione di conoscere della lesività del provvedimento impugnato, nonché delle ragioni sottese all’adozione del medesimo.

La decorrenza dei termini di impugnazione a partire dalla data di pubblicazione del provvedimento sul BUR vale, quindi, per i soli Enti o controinteressati che non abbiano già ricevuto la notifica del provvedimento stesso. Resta, invece, valido, per tutti i soggetti (pubblici e privati) destinatari della notifica, il principio di cui all’art. 41 del Codice del processo amministrativo, ai sensi del quale “il ricorso deve essere notificato, a pena di decadenza, alla pubblica amministrazione che ha emesso l'atto impugnato […] entro il termine previsto dalla legge, decorrente dalla notificazione, comunicazione o piena conoscenza, ovvero, per gli atti di cui non sia richiesta la notificazione individuale, dal giorno in cui sia scaduto il termine della pubblicazione se questa sia prevista dalla legge o in base alla legge”.

Approfondimento a cura di Giovanni Battista De Luca, Lorenzo Piscitelli e Elisa Tunno. 

Street art, by its very nature ephemeral and located in public space, forces a balancing of competing interests: on the one hand, the author’s moral right to the integrity of the work; on the other, the prerogatives of the property owner, who may decide to remove, cover, or even destroy the work. Italian copyright law (Law No. 633/1941) protects the artist from the very moment of creation, yet unauthorized execution on another’s property may constitute an infringement of ownership rights and limit protection.

Part of the scholarship invokes the doctrine of accessione (Article 936 Civil Code), whereby the mural becomes an integral part of the building; others refer to commistione (Article 939 Civil Code) or to the dicatio ad patriam, namely the dedication of the work to collective use. In any event, the act of removal introduces an element of transformation: the work, conceived as site-specific, loses part of its original meaning once detached.

The debate is not confined to Italy. From a comparative perspective, Germany adopts an approach similar to the Italian one, generally recognizing the primacy of property rights – and treating unauthorized street art as damage to the property – while nonetheless preserving copyright protection where the requirements of originality are met. Consequently, if the property owner decides to remove the portion of the wall and sell it, such conduct may conflict with the author’s exclusive right of “distribution,” unless the artist has implicitly accepted the prospect of future alienation. Equally noteworthy is the French system, which, much like the Italian and German models, grants copyright protection to all works reflecting the artist’s personality, regardless of the medium. Original street art thus falls within the creations protected by the Intellectual Property Code, without prejudice to the fact that its unauthorized execution may amount to a criminal offence of degradation.

The Venetian case illustrates this tension well: the collective interest in preserving an artistic language born on the margins of legality clashes with the dominical prerogatives of the property owner, who may perceive removal as a form of protection or as an economic opportunity. Nor are precedents lacking.

In the absence of ad hoc legislation, the issue remains entrusted to evolving interpretations of long-standing civil law doctrines, conceived for very different contexts. The removal of The Migrant Child demonstrates how urgent a systematic reflection on street art has become: who may truly dispose of it? And how can cultural value, public interest, and individual rights be reconciled, regardless of the artist’s fame?

Il Tribunale di Bologna ha respinto la richiesta di sospensione cautelare dell’addebito di rate di mutuo, rilevando che ciò avrebbe comportato un’anticipazione degli effetti degli accordi in corso di negoziazione, alterando l’equilibrio negoziale tra le parti nella trattativa. Le misure cautelari, infatti, possono essere ammesse solo per preservare (anche indirettamente) l’integrità dei valori aziendali e non per incidere sui rapporti obbligatori: salvo, rileva il Tribunale, per sterilizzare gli effetti di inadempimenti a fronte di minaccia dei creditori di avvalersi di rimedi contrattuali, in violazione dell’obbligo di partecipare in buona fede alle trattative.

La decisione afferma che le misure cautelari non possono incidere sull’oggetto stesso delle trattative (nel caso di specie, proprio la moratoria dei crediti bancari anteriori). Resta quindi la necessità per il debitore di negoziare la sospensione del pagamento dei debiti in scadenza, rispetto alla quale le banche sono di regola disponibili a una moratoria di fatto, mentre una formalizzazione dell'impegno spesso non è fattibile per via dei tempi e delle complessità di delibera delle banche. Un'eventuale disapplicazione cautelare potrebbe discendere, secondo il Tribunale, solo da una valutazione caso per caso di coerenza e funzionalità con le trattative e le prospettive di risanamento.

Il Tribunale ha invece concesso la sospensione cautelare delle azioni sui beni dei soci garanti, messi a disposizione per sostenere il percorso di risanamento, secondo l’orientamento ormai diffuso nella giurisprudenza di merito.

Il Tribunale di Terni ha dichiarato il non luogo a provvedere su un’istanza di autorizzazione alla stipula di un contratto di affitto d’azienda nell’ambito di una composizione negoziata, ritenendola non ricompresa tra gli atti soggetti al regime autorizzativo di cui all’art. 22, co. 1, lett. d), CCII. Il “trasferimento d’azienda” contemplato dalla norma – anche se “in qualunque forma” – andrebbe quindi inteso come riferito ai soli atti a effetti traslativi (e non di mero godimento). L’operazione deve dunque essere ricondotta tra gli atti di straordinaria amministrazione disciplinati dall’art. 21 CCII, con il solo obbligo di preventiva informativa all’esperto.

La pronuncia (in linea con il precedente del Trib. Piacenza 1° giugno 2023) conferma la tassatività delle ipotesi dell’art. 22 CCII e consolida l’orientamento volto a mantenere il pieno presidio gestorio in capo all’imprenditore nel corso della composizione negoziata. Del resto, come noto, il Tribunale non è chiamato a una vera e propria autorizzazione, ma solo a concedere il beneficio dell’esenzione dell’acquirente dalla responsabilità solidale ex art. 2560 c.c.: si tratta di una norma, peraltro, che non è applicabile all’affitto di azienda, e non vi è quindi necessità di provvedimento del Tribunale anche per questo motivo.

Tutto ciò rappresenta un incentivo per un ricorso alla composizione negoziata, rispetto alle procedure di ristrutturazione giudiziali, nelle quali invece l'affitto ponte, a percorso già avviato (e salvo particolari casi di motivata ed eccezionale urgenza), viene sottoposto a gara: ciò che determina complicazioni e tempi non brevi, così imponendo, nei fatti, di stipulare l’affitto nei soli casi ‘pre-packed’ ante procedura.

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Through Draft Legislative Decree No. 317/2025, Italy introduces a new Chapter I-bis in the Criminal Code on “Crimes against the Common Foreign and Security Policy of the European Union” and extends corporate criminal liability under Legislative Decree 231/2001.

The contribution examines the key features of the reform — including new offences, liability extensions, and coordination mechanisms — and highlights the compliance implications for companies, emphasizing the need for robust risk assessment, due diligence, and an integrated trade compliance culture.

Read the full article by Ornella Belfiori.  

Il contributo a cura di Daniele Griffini, pubblicato su Il Giornale Giuridico – 22 ottobre 2025. 

 Il Tribunale di Roma - nel disporre il non luogo a provvedere sull’istanza di conferma delle misure protettive, stante l’intervenuta archiviazione della composizione negoziata, a fronte del parere negativo dell’Esperto e del deposito della sua relazione finale - ha confermato la non sindacabilità, da parte del giudice ordinario, del provvedimento con il quale il Segretario generale della Camera di Commercio ne dispone l'archiviazione, in quanto espressione di una funzione amministrativa.

Se da un lato non v’è dubbio che il Giudice concorsuale non abbia poteri di sindacato sulla chiusura della CNC decisa dall’Esperto, dall’altro lato – e di qui il rilievo della pronuncia in commento – resta il problema dell’assenza di un rimedio, da parte del debitore, anche nei casi in cui la relazione ex art. 17, co. 5, CCII si presti a contestazioni.

Il che può limitare l’efficacia dello strumento della CNC. Una possibile soluzione ‘evolutiva’ sembra rinvenirsi in una decisione della CCIIAA di Trieste dell’11 luglio 2025, la quale, a seguito di istanza della debitrice, ha disposto in autotutela la sostituzione dell’Esperto e la riapertura della CNC archiviata, sebbene non per ragioni di merito (che restano insindacabili anche in questa sede), bensì per l'eccessiva compressione dei tempi posti dall’Esperto per riscontrare alcune richieste e, quindi, a presidio della garanzia del contraddittorio.

Il Tribunale di Vasto, nel solco di altri precedenti analoghi (cfr. Trib. Ancona 27 marzo 2025) ha emesso un peculiare provvedimento di autorizzazione alla cessione d’azienda ex art. 22, comma 1, lett. d) CCII, disponendo altresì l’utilizzo di un doppio escrow account per l’incasso del prezzo e il pagamento dei creditori, vincolato all’ordine dell’Esperto, in modo da garantire da eventuali aggressioni dei creditori le somme derivanti dalla cessione, anche in assenza di misure protettive.

Come ben noto, la disciplina delle cessioni d’azienda ex art. 22 CCII è per certi versi lacunosa e manchevole, tanto da rendere spesso disincentivante il ricorso allo strumento ai fini delle operazioni di dismissione aziendale. Si pensi ad esempio alla limitata esenzione da passività fiscali pregresse, o all’assenza di effetti purgativi delle iscrizioni pregiudizievoli.

Sono quindi da accogliere favorevolmente le pronunce che, “dettando le misure ritenute opportune” ex art. 22 co. 2 lett. d) CCII e interpretando elasticamente la norma, consentono di preservare gli interessi cardine alla celere conservazione della continuità e al miglior soddisfacimento dei creditori.

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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.

La novità più rilevante è l’introduzione della figura del Referente CSIRT.

Ma chi è il Referente CSIRT? 

Il Referente CSIRT è colui o colei che ha il compito di gestire le interlocuzioni con il CSIRT Italia (Computer Security Incident Response Team nazionale) e di trasmettere le notifiche di incidenti significativi (come definiti dalla Determinazione ACN n. 164179) e le notifiche volontarie di informazioni rilevanti sulla cybersicurezza.

Per assicurare tempestività e continuità alle comunicazioni con il CSIRT, la normativa prevede la possibilità di nominare uno o più sostituti del Referente CSIRT, che lo affiancano nello svolgimento delle sue funzioni e che possono operare in sua vece in caso di assenza o impedimento.

A differenza del Punto di Contatto e del Sostituto Punto di Contatto, può essere designata quale Referente CSIRT (e come suo sostituto) anche una persona fisica esterna all’organizzazione (un consulente, ad esempio).

In ogni caso, è richiesto che le persone designate possiedano competenze di base in materia di sicurezza informatica e gestione degli incidenti e una conoscenza approfondita dei sistemi informativi e delle reti del soggetto NIS per il quale operano.

La designazione deve essere effettuata dal Punto di Contatto tramite una procedura apposita. La procedura di designazione sarà attiva dal 20 novembre 2025 e dovrà essere completata entro il 31 dicembre 2025, attraverso il portale dei servizi accessibile tramite il sito web dell’ACN.

A prima vista, l’introduzione della figura del Referente CSIRT rappresenta per i soggetti NIS un importante strumento di supporto, in quanto consente di affidare la gestione delle notifiche di incidenti anche a persone esterne all’organizzazione, dispensando i soggetti NIS da attività particolarmente gravose, time consuming e per cui è preferibile ricorrere alle competenze di consulenti esterni. 

Ciò risulta utile, in particolare, per:

• quei soggetti NIS che non dispongono di strutture o risorse interne adeguate per fare fronte agli adempimenti connessi alla notifica degli incidenti;

• le organizzazioni estere soggette alla giurisdizione nazionale (ad esempio, i fornitori di reti pubbliche di comunicazione elettronica e i servizi di comunicazione elettronica accessibili al pubblico) che possono incontrare difficoltà legate a barriere linguistiche o differenze di fuso orario.

Se hai bisogno di assistenza e supporto nell’adempimento degli obblighi previsti dalla disciplina NIS clicca qui

Leggi il numero di Ottobre 2025

Resta aggiornato! 

Il Tribunale di Milano, a fronte della denuncia di gravi irregolarità ex art. 2409 c.c. presentata dai sindaci di una società per azioni , ha respinto il ricorso in considerazione dell’intervenuto accesso dell’impresa al percorso di composizione negoziata della crisi, ritenendo che l’adozione dell’eventuale ordine di ispezione avrebbe potuto compromettere il percorso di risanamento intrapreso.  

Per la prima volta un decreto si pronuncia sul rapporto tra composizione negoziata della crisi e denuncia ex art. 2409 c.c., sottolineando la necessità per i Tribunali di esercitare la massima prudenza prima di intervenire sugli assetti gestionali e sulle dinamiche interne della società, durante l’utilizzo di tale strumento di regolazione della crisi.

Un’espressione di favor per la procedura, ritenendosi che il relativo accesso, con i presidi in essa contemplati, quali la nomina dell’Esperto, possa sostanzialmente superare la necessità di attivazione dei rimedi societari.

Consulta la sentenza

Come noto, la norma primaria ha introdotto uno strumento innovativo che consente di evitare l’irrogazione della sanzione amministrativa, a fronte dell’assunzione, da parte del presunto trasgressore, di impegni idonei a neutralizzare gli effetti pregiudizievoli della presunta violazione.

Nel definire le regole procedurali per l’accesso all’istituto, la Consob ha chiarito che gli impegni sono “astrattamente ammissibili” rispetto a qualsiasi illecito di propria competenza, indipendentemente dalla materia coinvolta e dalla natura o dalla qualifica soggettiva dell’autore (persona fisica o giuridica). 

L’accoglimento della proposta del soggetto interessato resta, tuttavia, subordinato al ricorrere di due condizioni cumulative: (a) la non particolare gravità della condotta; e (b) l’effettiva idoneità delle misure proposte a rimuovere gli effetti pregiudizievoli per il mercato e per gli investitori. 

Le prime soluzioni adottate da Consob si risolvono in contribuzioni di somme a favore del fondo per la tutela stragiudiziale dei risparmiatori e degli investitori, nell’assunzione di obblighi di risarcimento e nella partecipazione a corsi formativi, lasciando, quindi, intravedere un’interpretazione piuttosto elastica del requisito di effettività riparatoria,  specie nei casi di illeciti di market abuse anche qualora addebitati a persone fisiche (v. Delibere n. 23629/2025; 23620/2025; 23621/2025; 23622/2025; 23619/2025; 23444/2025; 23445/2025). 

Il provvedimento attuativo ha poi accolto alcune osservazioni emerse durante la fase di consultazione pubblica. I principali miglioramenti apportati a valle della consultazione riguardano: 

(i) la facoltà di integrare la proposta entro i successivi trenta giorni su specifici aspetti che necessitano di maggiori approfondimenti; 

(ii) l’estensione del termine per la presentazione di chiarimenti e precisazioni da 20 a 30 giorni, con possibilità di ulteriore proroga a seguito di motivata istanza; 

(iii) la possibilità di audizione del proponente al fine di meglio definire i chiarimenti e le precisazioni da fornire; e 

(iv) alcune precisazioni relative alla fase (eventuale) di consultazione con gli operatori di settore, volte a rafforzare le garanzie in tema di anonimato al ricorrere di determinati presupposti. 

Le prime applicazioni da parte di Consob dell’istituto, applicabile a tutti i procedimenti sanzionatori avviati successivamente alla sua entrata in vigore (ossia dopo il 27 marzo 2024), fa prevedere un ampio ricorso all’istituto così come auspicato dal mercato.

La presentazione di proposte “rimediali” non viene, infatti, riservata - come si poteva ipotizzare – ai casi di violazione da parte degli intermediari di misure di carattere organizzativo e procedurale, ma – e ciò si apprende con favore – risulta, altresì, possibile in caso di presunte violazioni commesse da persone fisiche, anche per ipotetiche condotte di abusi di mercato. L’effetto deflattivo di tale orientamento è certamente da lodare nello spirito di una Autorità di Vigilanza market friendly, soprattutto considerato che l’Italia risulta, purtroppo, ai primi posti nell’Unione Europea per irrogazioni di sanzioni amministrative, che spesso colpiscono condotte di lieve gravità che non creano alcun pregiudizio all’integrità del mercato. 

Proprio in relazione a presunte violazioni della disciplina in tema di market abuse che si riscontrano i primi casi di utilizzo della normativa in tema di impegni. 

Interessanti in proposito risultano gli impegni considerati idonei dalla Consob: si va dal versamento di un importo – di entità variabile – a favore del Fondo per la tutela stragiudiziale dei risparmiatori e degli investitori alla partecipazione a corsi di formazione in tema di abusi di mercato; a tali misure si aggiungono, soprattutto in caso di contestazioni per insider trading, obblighi di astensione dalle negoziazioni sui mercati o di condurre un’operatività limitata per un determinato lasso di tempo, con eventuale liquidazione del portafoglio detenuto, o impegni di reportistica periodica alla Consob sull’operatività che verrà realizzata. 

L’istituto promette quindi di rappresentare un vero punto di svolta in materia di sanzioni amministrative comminate dalla Consob e assumere notevole rilevanza soprattutto in relazione ai procedimenti per market abuse, da sempre connotati da sanzioni particolarmente afflittive e conseguenze rilevanti – anche sotto il profilo reputazionale – per i soggetti sanzionati.

Segnaliamo che l’accoglimento degli impegni proposti da parte di Consob importa la pubblicazione del provvedimento e degli impegni. 

La Consob, peraltro, in occasione della valutazione delle prime proposte, non ha ritenuto di far ricorso allo strumento della consultazione con gli operatori di settore, fase eventuale della procedura che aveva destato qualche dubbio nel corso delle consultazioni, soprattutto in ragione della platea non chiaramente definita dei soggetti potenzialmente coinvolti. 

In definitiva, possiamo archiviare – quanto meno per ora – le perplessità sorte nell’iter di definizione della disciplina, in attesa di conferma se le future applicazioni dell’istituto confermino le prime (positive) impressioni finora maturate. 

Il Tribunale di Padova ha concesso le misure cautelari, aventi il medesimo contenuto delle misure protettive tipiche non più rinnovabili dopo il decorso del termine massimo di 240 giorni, richieste della debitrice in composizione negoziata nei confronti di taluni creditori. 

Dopo una recente pronuncia in senso contrario (Trib. Roma 14 maggio 2025), riprende vigore l’orientamento che ritiene invece ammissibili le misure cautelari, secondo l'interpretazione più ragionevole a tutela del debitore. A sostegno di questa interpretazione va ricordato che l'efficacia delle misure cautelari presuppone sempre l'accertamento in contraddittorio con il creditore della necessità delle misure richieste per addivenire alla soluzione della crisi e, inoltre, che le misure cautelari, per propria natura, sono atipiche nel contenuto e devono poter rispondere alle esigenze del caso di specie, senza rigide limitazioni.

Consulta la sentenza

Segnaliamo che nella Gazzetta Ufficiale dell’8 agosto 2025, n. 183 è stato pubblicato il Decreto-Legge 8 agosto 2025, n. 116 (“Decreto-Legge” o “d.l. 116/2025”), recante “Disposizioni urgenti per il contrasto alle attività illecite in materia di rifiuti, per la bonifica dell’area denominata Terra dei fuochi, nonché in materia di assistenza alla popolazione colpita da eventi calamitosi”.

Il provvedimento introduce importanti novità in materia ambientale modificando, inter alia, il decreto legislativo 3 aprile 2006, n. 152 (c.d. “Testo Unico Ambientale” e, di seguito, “TUA”), il codice penale e l’art. 25-undecies (“Reati Ambientali”) del decreto legislativo 8 giugno 2001, n. 231 (“d.lgs. 231/2001”). 

Per quanto d’interesse, il Decreto-Legge inasprisce l’apparato sanzionatorio dei reati ambientali, modifica alcune fattispecie già richiamate dall’art. 25-undecies del d.lgs. 231/2001[2] ed introduce ulteriori fattispecie tra i reati presupposto previsti dallo stesso 25-undecies.

Occorre, dapprima, menzionare le due ipotesi di reato di seguito compendiate, in quanto il loro subingresso nel catalogo dei reati presupposto ex d.lgs. 231/2001 assume un importante rilievo sistemico, ponendo fine a un'anomalia normativa lungamente stigmatizzata in dottrina[3]. 

• “impedimento del controllo” (art. 452-septies c.p.) che sanziona chiunque, negando l'accesso, predisponendo ostacoli o mutando artificiosamente lo stato dei luoghi, impedisce, intralcia o elude l'attività di vigilanza e controllo ambientali, di sicurezza e igiene del lavoro, ovvero ne compromette gli esiti; 

• “omessa bonifica” (art. 452-terdecies c.p.) che punisce chiunque, obbligato per legge o per ordine dell’autorità, non provvede volontariamente alla bonifica o al ripristino di un sito. 

  Giova rammentare che il reato in parola si distingue dalla contravvenzione di cui all’art. 257 TUA (“Bonifica dei siti”) – ipotesi storicamente presupposta alla responsabilità degli enti ai sensi dell’art. 25-undecies d.lgs. 231/2001 - in quanto fattispecie di natura speciale, che punisce una condotta omissiva all'interno di uno specifico e strutturato procedimento amministrativo . Il reato si configura solo quando il soggetto che ha causato l'inquinamento (con superamento delle c.d. “CSC”[4]/”CSR”[5]) non adempie all'obbligo di bonificare il sito in conformità al progetto operativo approvato dall'autorità competente, come previsto dalla procedura degli artt. 242 e ss. del TUA

  L’art. 452-terdecies c.p., invece, ha una portata più ampia e sussidiaria, accedendo ad una pretesa punitiva senz’altro maggiore. La ratio legis è quella di sanzionare l'inadempimento di un obbligo di ripristino ambientale a prescindere dalla sua fonte specifica[6]; 

Particolare attenzione andrebbe prestata anche all’introduzione nel catalogo 231 delle seguenti ulteriori fattispecie in materia di rifiuti:

• “abbandono di rifiuti non pericolosi in casi particolari” e “abbandono di rifiuti pericolosi” (artt. 255-bis e 255-ter TUA). Il d.l. 116/2025 opera una profonda revisione della materia, trasformando l'abbandono di rifiuti da illecito amministrativo (o contravvenzionale) a delitto, anche qualora si tratti di rifiuti non pericolosi, laddove i casi particolari richiamati nell’art. 255-bis TUA siano integrati[7]. Qualora la condotta sia posta in essere da titolari di imprese o responsabili di enti le sanzioni sono aggravate. Di cruciale impatto operativo, per entrambe le previsioni, è la connessione con l'istituto del deposito temporaneo (art. 183, comma 1, lett. bb), TUA).

  Come noto, infatti, il superamento dei limiti temporali e volumetrici previsti per il “deposito temporaneo prima della raccolta” [8] dei rifiuti può integrare le fattispecie di cui sopra dando, ora, luogo anche alla responsabilità dell’ente ex d.lgs. 231/2001.

• “combustione illecita di rifiuti” (art. 256-bis del TUA). La norma, anch'essa elevata al rango di delitto e attratta nel perimetro della responsabilità 231, è volta a reprimere la prassi della c.d. "gestione termica" abusiva dei rifiuti. Si tratta di una fattispecie di reato a condotta libera e di pericolo astratto, che si distingue dal delitto comune di incendio (art. 423 c.p.), il quale richiede il sorgere di un pericolo per la pubblica incolumità. La sua introduzione nel catalogo mira a contrastare quelle condotte che, pur non raggiungendo la soglia del disastro ambientale (art. 452-quater c.p.), costituiscono una modalità particolarmente dannosa di smaltimento illegale, spesso finalizzata a una drastica riduzione dei costi aziendali.

In attesa della conversione in legge del d.l. 116/2025 (prevista entro il 7 ottobre 2025), è essenziale che le imprese non sottovalutino la portata delle modifiche introdotte. Le nuove disposizioni determinano, come visto, un innalzamento della soglia di rilevanza penale per condotte, specie in materia di rifiuti, che in precedenza potevano costituire illeciti minori e non presupposti alla responsabilità dell’Ente. 

L'impatto sul d.lgs. 231/2001 è, in questa occasione, diretto e immediato scaturendo, per le imprese, un’importante occasione per valutare l’adeguatezza preventiva dei propri sistemi di controllo interno in materia ambientale. Tale attività potrebbe accedere alla necessità di procedere ad aggiornamenti mirati del dei modelli di organizzazione, gestione e controllo (“Modelli 231”).

L’assessment dovrebbe proiettarsi, in primis, sui processi a maggior rischio, come, ad esempio, la gestione del ciclo dei rifiuti. A tal proposito risulterebbe particolarmente utile verificare la “tenuta” degli strumenti normativi e organizzativi aziendali relativi alla gestione del rifiuto, con particolare attenzione alle implicazioni connesse al deposito temporaneo.

L'adeguamento del Modello 231 e dei relativi protocolli interni costituisce, infatti, il presupposto tecnico per allineare il sistema di compliance alle nuove fattispecie presupposto. Tale aggiornamento, unitamente alle conseguenti attività di effettiva attuazione del Modello 231 (come vigilanza dell’OdV, audit e formazione), risulta pertanto funzionale a preservarne i requisiti di idoneità ed efficace attuazione richiesti dal d.lgs. 231/2001 ai fini del potenziale riconoscimento dell'efficacia esimente della responsabilità dell'ente in sede giudiziaria.

Restiamo a Vostra disposizione al fine di svolgere i necessari approfondimenti per comprendere i concreti impatti delle norme in esame sulla Vostra realtà aziendale.

[1] Il contenuto di questo articolo ha valore solo informativo e non costituisce un parere professionale.

[2] Il Decreto Legge è intervenuto, in particolare, sulle seguenti fattispecie, innalzando il trattamento sanzionatorio e prevedendo nuove circostanze aggravanti: (i) “Traffico e abbandono di materiale ad alta radioattività” (art. 452-sexies c.p.); (ii) “Reati in materia di attività di gestione di rifiuti non autorizzata” (art. 256 del d.lgs. n. 152/2006); (iii) “Spedizione illegale di rifiuti” (art. 259, comma 1, d.lgs. n. 152/2006); (iv) “Attività organizzate per il traffico illecito di rifiuti” (art. 452-quaterdecies c.p.).

^[3] Esclusione che era apparsa particolarmente problematica e foriera di criticità con riferimento al delitto di omessa bonifica (art. 452-terdecies c.p.), in quanto la sua mancata inclusione ha alimentato un intenso dibattito circa la coerenza del sistema repressivo. Autorevole dottrina aveva più volte sottolineato come tale lacuna vanificasse la ratio stessa della Legge 22 maggio 2015 n. 68, che era quella di rafforzare il presidio penale a tutela dell'ambiente anche attraverso il coinvolgimento delle persone giuridiche. C. Ruga Riva, I nuovi delitti contro l'ambiente, in G. L. Gatta (a cura di), La riforma dei reati ambientali. Commento alla legge 22 maggio 2015, n. 68, Dike Giuridica, Roma, 2015, p. 115 ss. L'intervento del d.l. 116/2025 ha finalmente ricomposto questa frattura sistematica, riallineando il catalogo dei reati presupposto alla reale offensività delle condotte e alla necessità di sanzionare non solo le azioni inquinanti, ma anche le omissioni che ne perpetuano gli effetti dannosi nell'interesse dell'impresa.

[4] Concentrazioni Soglia di Contaminazione

[5] Concentrazioni Soglia di Rischio

[6] In questo senso, tra gli altri, G. Gallone, L’individuazione del responsabile della bonifica: giudice amministrativo e giudice penale a confronto, in Urb. e App. 4/2020 p. 449 e ss..

Si veda, altresì, la Relazione n. III/04/2015 del settore penale dell’ufficio del Massimario della Corte di Cassazione ove, proprio in relazione alla fattispecie di cui all’art. 257 TUA, si specifica che “l’introduzione della clausola di riserva «Salvo che il fatto costituisca più grave reato», fa in modo [..] che essa possa operare solo nelle ipotesi di un superamento delle soglie di rischio che non abbia raggiunto (quanto meno) gli estremi dell’inquinamento, ossia che non abbia cagionato una compromissione o un deterioramento significativi e misurabili dei beni (acque, aria, etc.) elencati indicati dall’art. 452-bis”.

^[7] «Se dal fatto deriva pericolo per la vita o l'incolumità delle persone ovvero pericolo di compromissione o deterioramento:

1) delle acque o dell'aria, o di porzioni estese o significative del suolo o del sottosuolo;

2) di un ecosistema, della biodiversità, anche agraria, della flora o della fauna;

b) se il fatto è commesso in siti contaminati o potenzialmente contaminati ai sensi dell'articolo 240 o comunque sulle strade di accesso ai predetti siti e relative pertinenze».

[8] In estrema sintesi, ai sensi dell’art. 185-bis TUA, il deposito temporaneo dei rifiuti è consentito solo se (i) avviene nel luogo di produzione (oppure, per gli agricoltori, presso cooperative o consorzi) e, in casi specifici, anche presso i punti vendita (per rifiuti con responsabilità estesa del produttore o da costruzione/demolizione); (ii) sono rispettate le norme di sicurezza per i rifiuti pericolosi e contenenti inquinanti (stoccaggio, imballaggio ed etichettatura); (iii) i rifiuti vengono raccolti almeno ogni 3 mesi o al raggiungimento di 30 m³ complessivi (di cui max 10 m³ pericolosi), e in ogni caso entro un anno; (iv) i rifiuti sono raggruppati per categorie omogenee.La giurisprudenza di legittimità è costante nell'affermare che il superamento dei limiti quantitativi o temporali ivi previsti comporta la dequalificazione dell'attività, che degrada a "deposito incontrollato" o "abbandono".

Il Tribunale di Milano ha concesso le misure protettive nella composizione negoziata avviata da un fondo insolvente, in persona della SGR, con ciò riconoscendo esplicitamente la relativa soggettività giuridica al fine dell’accesso a strumenti di risanamento alternativi alla liquidazione giudiziale speciale ex art. 57 co. 6-bis TUF.

Si tratta di pronuncia importante sul tema della disponibilità di strumenti di risanamento per i fondi in crisi o insolventi, questione discussa in dottrina, ma che emerge raramente in giurisprudenza. L’unico precedente edito, richiamato anche in questa decisione, era sempre del Trib. Milano, 10 novembre 2016, che aveva omologato un accordo di ristrutturazione dei debiti ex art. 182-bis l.fall., sul presupposto che non si trattasse di procedura concorsuale. Il Tribunale nella motivazione del recente provvedimento esclude invece quello stesso strumento (oggi art. 57 CCII) dal novero degli strumenti accessibili ai fondi, dovendosi oggi qualificare come procedura concorsuale. Restano quindi esclusi anche il concordato preventivo e il PRO.

Le Linee Guida perseguono una duplice finalità: da una parte, garantire la certezza del diritto e la prevedibilità del quadro normativo applicabile ai fornitori di servizi intermediari ai sensi del DSA e; dall’altra, salvaguardare i diritti e le libertà delle persone fisiche con particolare riguardo al diritto alla protezione dei dati personali, sancito dall'art. 8 della Carta dei Diritti Fondamentali dell'Unione Europea e dall'art. 16 del Trattato sul Funzionamento dell'Unione Europea (“TFUE”).

In via preliminare, l’EDPB chiarisce che il DSA non deroga né prevale sul GDPR, non configurandosi quale lex specialis ai sensi dell’art. 2(4) del DSA. In conformità alla consolidata giurisprudenza della Corte di Giustizia dell'Unione Europea, i due regolamenti devono essere interpretati e applicati in modo da garantirne la reciproca compatibilità e coerenza sistemica, costituendo due atti giuridici di pari rango gerarchico.

Rimozione di contenuti illegali

L’EDPB entra quindi nel merito affrontando innanzitutto il regime giuridico applicabile alle attività di indagine volontaria (voluntary own-initiative investigations) finalizzate all'individuazione e rimozione di contenuti illegali, poste in essere dai fornitori di servizi intermediari ai sensi dell'art. 7 del DSA. In relazione al trattamento di dati personali connesso allo svolgimento di questa attività, le Linee Guida individuano nell'art. 6(1)(f) del GDPR (e cioè nel legittimo interesse del titolare del trattamento o di terzi) la base giuridica del trattamento (almeno nella generalità dei casi). L'EDPB precisa, tuttavia, che spetta al fornitore di servizi intermediari dimostrare la sussistenza delle condizioni che legittimano il ricorso al legittimo interesse, segnatamente: la legittimità dell'interesse perseguito, la necessità del trattamento per il conseguimento di tale interesse e la prevalenza dello stesso rispetto ai diritti e alle libertà dell'interessato. Questa valutazione deve essere documentata attraverso un Legitimate Interest Assessment (LIA) che fornisca evidenza del bilanciamento effettuato dal titolare tra gli interessi contrapposti, conformemente ai principi di necessità e proporzionalità. Va da sé che qualora la rimozione dei contenuti non derivi dall'esercizio di facoltà discrezionali del fornitore di servizi intermediari ma costituisca adempimento di un obbligo di legge, la base giuridica del trattamento è quella prevista dall'art. 6(1)(c) del GDPR (e cioè adempimento di obblighi di legge). 

Meccanismi di notice and action

Le Linee Guida esaminano, poi, le implicazioni dei meccanismi di notifica e azione (notice and action) di cui agli artt. 16 e 17 del DSA, con particolare riguardo al trattamento dei dati personali del soggetto segnalante (notifier) e del destinatario del servizio interessato dal provvedimento restrittivo. Con riguardo al trattamento dei dati del segnalante, l'EDPB stabilisce che i fornitori di servizi di hosting devono applicare il principio di minimizzazione di cui all'art. 5(1)(c) del GDPR, limitando la raccolta alle sole informazioni strettamente necessarie per l'espletamento della procedura (segnatamente le generalità e l’indirizzo e-mail del segnalante). Il meccanismo di notifica deve in particolare essere configurato in modo tale da consentire (ma senza imporre obbligatoriamente) l'identificazione del soggetto segnalante, fatta salva l'ipotesi in cui tale identificazione risulti indispensabile per la valutazione dell'illegittimità del contenuto oggetto di segnalazione. Quanto alla comunicazione dell'identità del segnalante al destinatario del servizio, l'art. 17(3)(b) del DSA prescrive che tale comunicazione possa avvenire esclusivamente se strettamente necessaria per l'esercizio dei diritti di difesa. In tal caso, il fornitore dei servizi intermediari è tenuto ad adempiere preventivamente agli obblighi informativi di cui all'art. 13 del GDPR nei confronti del segnalante, specificando le finalità e la base giuridica della comunicazione a terzi dei suoi dati personali.

Processi decisionali automatizzati

L'EDPB rileva poi che le determinazioni relative alla rimozione di contenuti possono configurare, ricorrendone i presupposti, un processo decisionale automatizzato ai sensi dell'art. 22 del GDPR. Qualora tale processo si svolga in assenza di intervento umano, trovano applicazione le condizioni, i requisiti e gli obblighi previsti dall’art. 22 del GDPR, compresi il diritto dell'interessato di ottenere l'intervento umano, esprimere la propria opinione e contestare la decisione assunta, nonché l'obbligo per il titolare di attuare misure appropriate per tutelare i diritti e le libertà dell'interessato.

Reclami e sospensione

Con riguardo alle disposizioni di cui agli artt. 20 e 23 del DSA, relative rispettivamente ai meccanismi interni di gestione dei reclami (internal complaint-handling systems) e i provvedimenti di sospensione per utilizzo manifestamente illegale o abusivo dei servizi offerti attraverso le piattaforme online, l'EDPB chiarisce che l'operatività di tali strumenti procedurali lascia impregiudicato l'esercizio dei diritti e l'esperimento dei rimedi riconosciuti agli interessati dal GDPR. Le Linee Guida evidenziano, inoltre, la necessità inderogabile di conformarsi ai principi generali sanciti dall'art. 5 del GDPR e, in particolare, ai principi di minimizzazione dei dati, esattezza, trasparenza e limitazione della conservazione. I fornitori di piattaforme online sono pertanto tenuti a garantire che le attività di trattamento effettuate nell'ambito delle procedure di reclamo e sospensione rispettino integralmente tali principi, documentando adeguatamente le misure tecniche e organizzative adottate a tal fine. Con specifico riferimento all'art. 23 del DSA, l'EDPB specifica che l'adozione di misure sospensive nei confronti di un destinatario del servizio non può in alcun modo compromettere o limitare l'esercizio dei diritti riconosciuti dal GDPR. In particolare, rimane pienamente azionabile il diritto alla portabilità dei dati di cui all'art. 20 del GDPR, atteso che il fornitore della piattaforma online mantiene la qualifica di titolare e continua a trattare i dati personali dell'interessato anche durante il periodo di vigenza della sospensione. 

Dark patterns

Un ulteriore profilo di particolare rilevanza concerne la disciplina dei modelli di progettazione ingannevoli (deceptive design patterns o dark patterns). L'art. 25 del DSA introduce un divieto generale per i fornitori di piattaforme online e di motori di ricerca online di progettare, organizzare o gestire le proprie interfacce online in modo tale da ingannare o manipolare i destinatari dei loro servizi, ovvero da compromettere o limitare in misura sostanziale la capacità degli stessi di assumere decisioni libere e informate. A questo riguardo, le Linee Guida delineano con precisione i criteri sulla base dei quali trovi applicazione il regime sanzionatorio previsto dal DSA ovvero quello previsto dal GDPR, stabilendo che una pratica di progettazione ingannevole ricade nell'ambito di applicazione del GDPR, con conseguente attribuzione della competenza sulla vigilanza e sulle sanzioni alle autorità per la protezione dei dati personali, qualora sussistano cumulativamente i seguenti presupposti: (i) la pratica in questione comporti il trattamento di dati personali e; (ii) il comportamento dell'utente che il modello di progettazione intende influenzare, manipolare o compromettere riguardi specificamente decisioni relative al trattamento dei propri dati personali. Tale seconda condizione ricorre tipicamente nelle ipotesi in cui l'interfaccia ingannevole sia finalizzata a indurre l'interessato a fornire dati personali ulteriori rispetto a quelli necessari per l'erogazione del servizio, ovvero a prestare un consenso al trattamento non genuinamente libero e informato.

Pubblicità online e profilazione

Merita particolare attenzione anche l'interpretazione fornita dall'EDPB in ordine alla portata applicativa dell'art. 26(3) del DSA, che vieta la presentazione di pubblicità basata su profilazione realizzata mediante l'utilizzo di categorie particolari di dati personali di cui all’art. 9(1) del GDPR. L'EDPB sottolinea che tale disposizione introduce un divieto assoluto e incondizionato che opera ancora una volta in via complementare rispetto al regime del GDPR, precludendo tale attività di trattamento anche in presenza del consenso esplicito dell'interessato ex articolo 9(2)(a) del GDPR.

Sistemi di raccomandazione dei contenuti

Con riferimento alla disciplina dei sistemi di raccomandazione, l'EDPB fornisce un'interpretazione qualificatoria di particolare rilievo, stabilendo che la presentazione di contenuti personalizzati agli utenti mediante algoritmi di raccomandazione integra profilazione ai sensi dell'articolo 4(4) del GDPR. Le Linee Guida evidenziano inoltre che la presentazione algoritmica di contenuti specifici può costituire una “decisione che incide in modo analogo significativo” sull'interessato ai sensi dell'articolo 22(1) del GDPR. Questa qualificazione trova applicazione segnatamente nelle ipotesi in cui i contenuti raccomandati possano produrre conseguenze significative per gli individui, quali effetti economici o sociali rilevanti, ovvero influenzare in modo duraturo o permanente le loro scelte comportamentali. Per le piattaforme online di dimensioni molto grandi ("VLOPs") e i motori di ricerca online di dimensioni molto grandi ("VLOSEs"), l'art. 38 del DSA impone l'obbligo di fornire almeno un sistema di raccomandazione non basato sulla profilazione. L'esercizio di tale opzione da parte dell'utente comporta il divieto assoluto per i VLOPs e VLOSEs di procedere alla raccolta e al trattamento dei dati personali dell’utente medesimo per finalità di profilazione.

Tutela dei minori

Anche per quanto riguarda la tutela dei minori, le Linee Guida riaffermano l'applicabilità integrale dei principi fondamentali sanciti dal GDPR, con particolare riguardo all'implementazione dei sistemi di verifica e accertamento dell'età (age assurance mechanisms). L'EDPB sottolinea che tali meccanismi devono essere progettati e implementati nel rispetto dei principi di necessità, minimizzazione, proporzionalità e protezione dei dati fin dalla progettazione (privacy by design) di cui all'art. 25 del GDPR. In concreto, le Linee Guida consigliano l’adozione di quei sistemi che non comportino l'identificazione univoca degli utenti né la conservazione permanente dei dati relativi all'età o alla fascia d'età degli interessati.

Rischi sistemici

Con riguardo alla gestione dei rischi sistemici, gli artt. 34 e 35 del DSA introducono per i fornitori di VLOPs e VLOSEs obblighi specifici di valutazione e mitigazione che presentano significative interconnessioni con il quadro normativo in materia di protezione dei dati personali. Le Linee Guida chiariscono che, allorquando vengano identificati rischi sistemici concernenti i diritti fondamentali di protezione dei dati personali che non siano limitati a singoli utenti, l'effettuazione di una valutazione d'impatto sulla protezione dei dati (DPIA) ai sensi dell'art. 35 del GDPR risulterà con ogni probabilità necessaria.

Cooperazione tra autorità

Infine, l’EDPB conclude la sua analisi con alcune indicazioni generali in materia di governance e di enforcement del quadro normativo integrato DSA-GDPR. In applicazione del principio di leale cooperazione di cui all'articolo 4(3) del TFUE, le Linee Guida stabiliscono l'obbligo per le autorità competenti per l'applicazione del DSA e le autorità per la protezione dei dati Personali di istituire meccanismi strutturati di consultazione e cooperazione reciproca nelle materie di competenza concorrente, anche per la promulgazione di appositi codici di condotta. Nell'ordinamento italiano, tale modello cooperativo ha trovato già parziale applicazione mediante strumenti di coordinamento quali il Protocollo d'Intesa sottoscritto in data 12 aprile 2023 tra l'Autorità per le Garanzie nelle Comunicazioni e il Garante per la Protezione dei Dati Personali, nonché tramite l'istituzione di tavoli tecnici congiunti permanenti.

Il 17 settembre 2025, il Senato, con 77 voti favorevoli, 55 contrari e 2 astenuti, ha approvato in via definitiva la legge sull'intelligenza artificiale (di seguito, la “Legge”).

L'Italia diventa, dunque, il primo Paese dell’UE a integrare la disciplina dettata dall’AI Act con una normativa nazionale in materia di intelligenza artificiale. L’obiettivo del legislatore nazionale è quello di rafforzare ulteriormente il livello di tutela dai rischi connessi all’impiego dell’intelligenza artificiale in taluni ambiti e settori. 

La struttura della Legge

La Legge si compone di 28 articoli suddivisi in sei capi.

Il Capo I, di stampo programmatico, stabilisce i principi da rispettare e le finalità che l'intelligenza artificiale dovrebbe soddisfare.

Il Capo II detta disposizioni specifiche in relazione all’impiego di sistemi di intelligenza artificiale in determinati settori come il settore sanitario, la ricerca scientifica, il mondo del lavoro, le professioni intellettuali, la pubblica amministrazione e l’amministrazione della giustizia.

Il Capo III stabilisce le modalità per la redazione e l'aggiornamento della strategia nazionale per l'intelligenza artificiale, che dovrà favorire le collaborazioni pubblico-privato e promuovere ricerca e formazione.

Il Capo IV è dedicato alla tutela del diritto d’autore e il Capo V alla tutela penale.

Infine, il Capo VI contiene le disposizioni finanziarie e finali.

Le autorità competenti

Con l’approvazione della Legge, sono state ufficialmente individuate quali autorità nazionali competenti in materia di intelligenza artificiale l’Agenzia per l’Italia Digitale (AgID) e l’Agenza per la Cybersicurezza Nazionale (ACN).

L’AgID, in qualità di autorità di notifica, provvederà a definire le procedure e a esercitare le funzioni e i compiti in materia di notifica, valutazione, accreditamento e monitoraggio dei soggetti incaricati di verificare la conformità dei sistemi di intelligenza artificiale ad alto rischio.

Mentre l’ACN, in qualità di autorità di vigilanza, sarà responsabile per la vigilanza sui sistemi di intelligenza artificiale, con poteri ispettivi e sanzionatori.

Entrambe le autorità contibuiranno, inoltre, alla definizione e all’aggiornamento della strategia nazionale per l’intelligenza artificiale d’intesa con il Dipartimento per la trasformazione digitale.

Inoltre, presso la Presidenza del Consiglio, vengono istituiti:

• il Comitato di Coordinamento delle attività di indirizzo, con funzioni di coordinamento dell'azione di indirizzo e promozione delle attività di ricerca, sperimentazione, sviluppo, adozione e applicazione di sistemi e modelli di intelligenza artificiale;

• il Comitato di coordinamento tra le autorità, con il compito di assicurare il coordinamento e la collaborazione tra autorità nazionali competenti, le altre pubbliche amministrazioni e autorità indipendenti.

Le principali novità settore per settore

Sanità e ricerca. L'art. 8 della Legge autorizza l'uso secondario di dati personali (anche appartenenti a categorie particolari) per finalità di ricerca, purché privi di elementi identificativi e fermo restando l’obbligo di informativa verso l’interessato. L'utilizzo dell'intelligenza artificiale in ambito sanitario sarà consentito come supporto ai processi di prevenzione, diagnosi, cura e trattamento, a condizione che la decisione finale resti in capo al medico.

Lavoro. Viene istituito un osservatorio ministeriale sull'intelligenza artificiale per monitorare rischi e le opportunità dell'intelligenza artificiale nel mondo del lavoro. Si vieta ogni valutazione automatizzata delle performance dei lavoratori senza possibilità di contestazione, mentre ai datori di lavoro viene fatto obbligo di informare e formare il personale sull'uso degli strumenti tecnologici.

Professioni intellettuali. L'art. 13 della Legge limita l'utilizzo di sistemi di intelligenza artificiale nelle professioni intellettuali alle sole attività strumentali e di supporto all'attività professionale, con prevalenza del lavoro intellettuale oggetto della prestazione d'opera. Inoltre, i professionisti sono tenuti a comunicare al cliente le informazioni relative ai sistemi di intelligenza artificiale utilizzati con un linguaggio chiaro, semplice ed esaustivo.

Giustizia. L'art. 15 della Legge vieta l'uso di sistemi di intelligenza artificiale per l’adozione di decisioni giudiziarie in maniera automatizzata; potranno invece essere impiegati per l’analisi e il supporto alla redazione degli atti, ferma restando la responsabilità dei magistrati.

Come cambia il codice penale

Il Capo V introduce talune modifiche al codice penale. In particolare, la Legge introduce una nuova fattispecie di reato e una nuova circostanza aggravante comune.

La nuova figura delittuosa, che trova collocazione all’art. 612-quater c.p., punisce la diffusione di contenuti falsificati, idonei aeh trarre in inganno (i cd. deep fake), tramite sistemi di intelligenza artificiale.

D’altro lato, la Legge allestisce un articolato sistema di aggravanti, il cui fulcro è l'introduzione di una circostanza aggravante comune all’art. 61, n. 11-decies c.p, che dispone un aumento di pena nel caso in cui l’uso di un sistema di intelligenza artificiale costituisca mezzo insidioso per facilitare il reato, ostacolare la difesa o aggravare le sue conseguenze.

L’attuazione della Legge

Per l’entrata in vigore della Legge non resta che attendere la promulgazione da parte del Presidente della Repubblica e la relativa pubblicazione sulla Gazzetta Ufficiale, da cui decorreranno i 15 giorni di vacatio legis.

In ogni caso, una volta che la Legge sarà entrata in vigore, spetterà al Governo completare la disciplina attraverso l’adozione, entro dodici mesi, di uno o più decreti legislativi. Questi regoleranno aspetti di particolare rilevanza, tra cui:

• la definizione una disciplina organica relativa all'utilizzo di dati, algoritmi e metodi matematici per l'addestramento di sistemi di intelligenza artificiale;

• l’attribuzione alle autorità competenti dei poteri di vigilanza, ispettivi, sanzionatori e gli altri poteri amministrativi previsti dall’AI Act;

• la disciplina delle misure per l'aggiornamento della normativa vigente sui servizi bancari, finanziari, assicurativi e di pagamento;

• la definizione di regole in materia di responsabilità civile per i danni derivati dall’utilizzo dell'intelligenza artificiale;

• la definizione dei criteri di imputazione della responsabilità penale delle persone fisiche e della responsabilità amministrativa degli enti, tenendo conto del livello effettivo di controllo sui sistemi.

Le questioni ancora aperte

Restano nel testo della Legge approvato in via definitiva dal Senato alcune criticità evidenziate durante l'iter parlamentare. 

In particolare, nel suo parere circostanziato C(2024)7814, la Commissione aveva “bocciato” la prima bozza della Legge per tre ordini di motivi:

1. le definizioni non possono distaccarsi da quelle utilizzate nell’AI Act;

2. i settori sanitario, delle professioni intellettuali e dell’amministrazione giudiziaria rischiano di essere soggetti a obblighi eccessivi;

3. AgID e ACN sono autorità governative e, per questo, non assicurano piena indipendenza.

Mentre il primo rilievo era già stato risolto attraverso il rinvio alle definizioni dell’AI Act, le altre due aree di potenziale incompatibilità con la normativa europea non risultano essere state affrontate.

La sfida è ora

L'approvazione definitiva della Legge rappresenta un traguardo importante per l'Italia, che dà il passo agli altri paesi europei con riguardo all’intelligenza artificiale. Ma la vera sfida inizia ora con l'attuazione della normativa.

Il successo della Legge, infatti, dipenderà in larga misura dalla qualità dei decreti legislativi che il Governo dovrà adottare entro il prossimo anno; un banco di prova cruciale per tradurre gli obiettivi programmatici in regole operative che possano adeguatamente bilanciare le esigenze degli operatori, il progresso tecnologico e la tutela di diritti e libertà fondamentali.

La pronuncia è stata resa nell’ambito del giudizio instaurato a seguito dell’archiviazione, da parte della Provincia di Mantova, dell’istanza per il rilascio del provvedimento autorizzatorio unico regionale (PAUR), ai sensi dell’art. 27 bis del D. Lgs. n. 152/2006, per la realizzazione nel Comune di San Giorgio Bigarello (MN) di un impianto agrivoltaico avente potenza pari a 13,56 MWp e delle relative opere di connessione.

Il Collegio, con la summenzionata pronuncia, ha ritenuto illegittima la previsione di cui all’Allegato A, paragrafo 6, lettera D), della Delibera in quanto introduttiva di “limitazioni non previste dalla normativa nazionale, restringendone il campo di applicazione in assenza di qualsivoglia presupposto legittimante contemplato dalla disciplina di riferimento e dunque con essa in contrasto”. 

Si ricorda, difatti, come la gravata previsione di cui alla Delibera prevedeva che, innanzitutto, “il terreno agricolo (l’insieme delle particelle catastali) su cui verrà installato l’impianto agrivoltaico, deve essere in conduzione ad una impresa agricola con un valido titolo (proprietà, affitto, comodato) per tutto il periodo di esercizio dell’impianto agrivoltaico stesso”, oltre a sancire che “possono presentare richiesta di titolo abilitativo:

1. impresa agricola singola o associata da certificato camerale, che realizza il progetto al fine di contenere i propri costi di produzione. Il requisito è verificato attraverso il fatturato dell’energia prodotta (che si configura come attività connessa, cioè complementare ed accessoria alla produzione agricola principale) che non deve superare il valore della produzione agricola, affinché venga mantenuto lo status di imprenditore agricolo, nel rispetto della normativa vigente in tema di definizione della figura dell’imprenditore agricolo e delle attività agricole (D. Lgs. 18 maggio 2001, n. 228 - Orientamento e modernizzazione del settore agricolo);

2. società a partecipazione congiunta con i produttori di energia elettrica alle quali è conferita l'azienda o il ramo d’azienda da parte degli stessi imprenditori agricoli ai quali è riservata l'attività di gestione imprenditoriali, salvo che per gli aspetti tecnici di funzionamento dell'impianto e di cessione dell'energia”.

Nulla di tutto ciò, come correttamente ha segnalato il Collegio (richiamando una recente pronuncia del TAR Lombardia, Milano, del 20 febbraio 2025, n. 1825) è prescritto dalla legislazione nazionale, che non introduce alcun requisito soggettivo in capo al proponente con riferimento alla forma giuridica o all’oggetto dell’impresa, né tantomeno impone particolari modelli di aggregazione tra operatori economici. Né rileva l’introduzione di appositi requisiti soggettivi introdotti dal DM del 22 dicembre 2023, n. 436 (c.d. “Decreto Agrivoltaico”) che, però, sono previsti “unicamente ai fini dell’accesso agli incentivi per la realizzazione dei sistemi agrivoltaici”, oltre ad essere, in ogni caso, meno gravosi rispetto ai requisiti soggettivi di cui alla Delibera. Le stesse considerazioni, come ha evidenziato il Collegio, valgono anche per i requisiti soggettivi di cui alle Linee Guida pubblicate dal MASE il 27 giugno 2022, rilevanti, anch’esse, “unicamente come fattori premiali o criteri di selezione prioritaria”, concludendo che alcun requisito soggettivo ulteriore è prescritto ai fini della richiesta di rilascio dei titoli autorizzativi per la realizzazione dell’impianto.

In conclusione, dunque, la pronuncia del TAR Lombardia in commento si inserisce nel novero giurisprudenziale in forza del quale, volta per volta, si rilevano – e auspicabilmente annullano – le limitazioni, gli ostacoli ed i vincoli che, irragionevolmente, le Regioni intendono introdurre rispetto all’installazione di impianti FER e, come nel caso di specie, rispetto alla realizzazione di impianti agrivoltaici in area agricola.

Approfondimento a cura di Giovanni Battista De Luca, Ernesto Rossi Scarpa Gregorj e Elisa Tunno.  

L'intelligenza artificiale (AI) sta rapidamente trasformando tutti i settori economici, ma pone anche nuove sfide giuridiche complesse: dalla privacy al diritto d’autore ma anche sul fronte della responsabilità penale e delle tutele contro gli usi illeciti. Dopo la recente introduzione nel panorama europeo del Regolamento UE 2024/1689 (AI Act), il recente Disegno di Legge sull’Intelligenza Artificiale (DDL AI) rappresenta il primo tentativo organico del Legislatore italiano di disciplinare le implicazioni penalistiche di queste tecnologie, introducendo nuovi reati e aggravanti specifiche. Tuttavia, emergono profili critici e lacune normative, soprattutto riguardo alla responsabilità degli enti giuridici e alla coerenza del quadro sanzionatorio. Questo articolo mira ad analizzare le principali novità del DDL AI, le sue ricadute pratiche e le prospettive future, offrendo un punto di vista di supporto per stakeholder interessati a comprendere come meglio prepararsi a un contesto normativo ancora in evoluzione dopo l’implementazione dei primi adempimenti relativi all’AI Act. 

***

Il diritto penale vive una perenne tensione tra la sua necessaria stabilità, presidio delle libertà fondamentali, e la spinta a inseguire un divenire tecnologico e sociale che ne erode costantemente i confini. 

In questo scenario si colloca il DDL AI, nel testo approvato dal Senato e successivamente emendato dalla Camera, il quale, al netto dei tempi incerti di approvazione parlamentare, merita un’analisi puntuale, scevra da facili entusiasmi o aprioristiche critiche. 

Siamo quantomeno al cospetto del primo tentativo del Legislatore nazionale di dare forma giuridica a un fenomeno che rischia, altrimenti, di travolgere categorie e principi consolidati.

Il presente contributo si prefigge di analizzare, in via preliminare, le principali innovazioni di natura penalistica e di delinearne le potenziali ricadute sistemiche sul microsistema della responsabilità degli enti, la cui tenuta dogmatica è sempre più minacciata dall’avvento di agenti decisionali non umani.

1. Le modifiche al Codice Penale

L’architettura sanzionatoria ipotizzata dal DDL si muoverebbe lungo una duplice direttrice codicistica: da un lato, la creazione di una nuova fattispecie incriminatrice; dall’altro, l’introduzione di una circostanza aggravante comune.

1.1. Il Delitto di Illecita Diffusione di Contenuti Manipolati

La nuova figura delittuosa, destinata a trovare collocazione nel corpo del codice all'art. 612-quater, punirebbe la diffusione di contenuti falsificati tramite sistemi di IA, idonei a trarre in inganno. 

Di particolare interesse risulterebbe la scelta di strutturare il reato attorno al dolo specifico del cagionare un "danno ingiusto", opzione che, se per un verso disvela l’intenzione del Legislatore di procedere ad una delimitazione del disvalore penale delle condotte, dall’altro affiderà agli interpreti un non agevole compito di esegesi.

Non meno rilevante appare la disciplina della procedibilità. Il Legislatore opterebbe per un regime differenziato: la regola generale sarebbe quella della procedibilità a querela della persona offesa. 

Tale scelta, se da un lato affida alla vittima la valutazione circa l'opportunità di attivare la pretesa punitiva, dall'altro potrebbe depotenziare la tutela in contesti in cui la persona offesa si trovi in una posizione di debolezza o soggezione. A temperare tale impostazione interverrebbero, tuttavia, due eccezioni per casi particolarmente sensibili che renderebbero il delitto procedibile d'ufficio: qualora il fatto sia connesso con un altro delitto procedibile d'ufficio, o se commesso nei confronti di persona incapace o di una pubblica autorità a causa delle funzioni esercitate.

1.2. L'Aggravante Comune: l'AI come Possibile Indice di Accresciuto Disvalore Penale

Di impatto sistemico ancora maggiore apparirebbe l'introduzione di una circostanza aggravante comune all'art. 61, n. 11-decies c.p: detta norma prevederebbe un aumento di pena nel caso in cui l’uso di un sistema di AI costituisca mezzo insidioso per facilitare il reato, ostacolare la difesa o aggravare le sue conseguenze. Questa norma riconosce l’oggettiva pericolosità legata all’impiego dell’intelligenza artificiale come amplificatore d’offesa.

In altre parole, l'inasprimento della pena sarebbe subordinato alla valutazione che l'impiego del sistema di AI abbia costituito "mezzo insidioso", ovvero abbia "ostacolato la pubblica o la privata difesa" o "aggravato le conseguenze del reato", connotando in senso prevalentemente oggettivo – con tutte le conseguenze sistemiche che ne deriverebbero – l’aggravante in parola. 

Si tratterebbe, in definitiva, di una qualificazione normativa di un'accresciuta pericolosità della condotta, legata alla sua capacità di amplificare l'offesa o di indebolire le difese della vittima.

2. La pretermissione della responsabilità dell’Ente 

Ad una prima lettura del testo normativo, sembrerebbe emergere una significativa lacuna: la nuova fattispecie di cui all'art. 612-quater c.p. non risulta, allo stato, esplicitamente inclusa nel catalogo dei reati presupposto della responsabilità degli enti. 

Tale assenza solleva un interrogativo ineludibile: dimenticanza o scelta consapevole del Legislatore? Se fosse una scelta, essa genererebbe un vuoto normativo non ignorabile, se si considera quanto i fenomeni di manipolazione digitale possano concretamente interessare la criminalità d’impresa.

Senza in questa sede addentrarsi nella complessa esegesi dei rapporti – in termini di potenziale concorso formale ovvero apparente – tra la nuova figura delittuosa e le fattispecie già vigenti, segnatamente quelle a presidio dei mercati regolamentati, è tuttavia possibile, in mera e approssimativa esemplificazione, ipotizzare alcuni scenari la cui plausibilità renderebbe evidente della lacuna normativa.

Si potrebbe, ad esempio, immaginare la diffusione di un video artefatto in cui l'amministratore delegato di una società quotata annuncia un inesistente profit warning, al solo fine di provocare un crollo del titolo e consentire operazioni speculative al ribasso. 

Né meno plausibile apparirebbe, specie in contesti non regolamentati come quello delle cripto-attività, la creazione di un deepfake di un noto influencer che elogia una valuta digitale a bassa capitalizzazione, al fine di orchestrarne un pump-and-dump a danno di piccoli investitori. 

Allo stesso modo, la fattispecie potrebbe trovare applicazione in contesti di concorrenza sleale, ove un ente diffondesse un audio, generato artificialmente ma del tutto realistico, di una conversazione in cui i vertici di un'impresa concorrente sembrano ammettere pratiche illegali, al fine di sabotarne la reputazione.

3. Diritto d'Autore nell'Era dell'IA Generativa e l'Automatica Espansione della Responsabilità 231

Di converso, un'analisi sistematica del DDL AI rivela un esito opposto per quanto concerne le nuove tutele in materia di diritto d'autore. 

L'art. 26, comma 3, del testo modificherebbe l'art. 171 della Legge n. 633/1941, introducendo la nuova lettera a-ter), che punirebbe la riproduzione o l'estrazione di testi o dati in violazione delle nuove norme sul text and data mining .

Qui la conseguenza sul piano della responsabilità dell'ente appare diametralmente diversa. 

Poiché l'art. 25-novies del D.Lgs. 231/2001 già richiama, tra i reati presupposto, le violazioni previste dall'art. 171 della legge sul diritto d'autore, la nuova fattispecie vi rientrerebbe automaticamente, in forza del rinvio operato dalla norma.

Si paleserebbe, dunque, una asimmetria sanzionatoria: un ente potrebbe essere chiamato a rispondere ex D.Lgs. 231/2001 per aver addestrato il proprio sistema di IA con dati protetti da copyright in modo illecito, ma potrebbe non rispondere ai sensi del medesimo decreto per aver utilizzato quello stesso sistema al fine di creare e diffondere un deepfake dannoso per un concorrente. 

Tale trattamento differenziato interroga la coerenza del legislatore e meriterebbe un'attenta riflessione nel prosieguo dei lavori parlamentari.

4. Le Deleghe al Governo

A rendere il quadro ancor più complesso e fluido interviene l'ampia delega che l'art. 24 del DDL AI conferirebbe al Governo per "adeguare e specificare la disciplina dei casi di realizzazione e di impiego illeciti di sistemi di intelligenza artificiale".

I principi e criteri direttivi delineati dal comma 5 appaiono di portata quantomai vasta e potenzialmente idonei a ridisegnare interi settori del diritto penale e processuale.

Il Governo verrebbe infatti delegato a: 

• precisare i criteri di imputazione della responsabilità penale delle persone fisiche e amministrativa degli enti, tenendo conto del "livello effettivo di controllo dei sistemi";

• introdurre autonome fattispecie di reato, anche colpose, per l'omessa adozione di misure di sicurezza; 

• regolare l'utilizzo dell'IA nelle indagini preliminari ; e, infine, 

• modificare la normativa sostanziale e processuale vigente a fini di coordinamento. 

Una delega di eccezionale ampiezza, che di fatto posticipa a una futura decretazione legislativa la definizione di nodi dogmatici centrali. 

La disciplina penale dell'AI si configura, dunque, non come un punto d'arrivo, ma come un cantiere aperto, la cui architettura definitiva dipenderà in larga misura dalle scelte che verranno operate in sede governativa.

Considerazioni Conclusive

Il Disegno di Legge sull’Intelligenza Artificiale, nella sua attuale formulazione, si presenta come il primo, organico tentativo del legislatore nazionale di governare un fenomeno tecnologico dalle pervasive implicazioni penalistiche. 

L'analisi del testo, tuttavia, rivela non solo l'intento di approntare nuove difese, ma anche profili di criticità, possibili disarmonie e un ampio ricorso allo strumento della delega legislativa, che rimette a un momento successivo la definizione di aspetti cruciali della materia, che, probabilmente, dovrebbero conoscere un diverso approfondimento nell’economia di un iter legislativo ordinario. 

Emerge, allo stato, la potenziale lacuna derivante dalla mancata inclusione del nuovo delitto di illecita diffusione di contenuti manipolati nel catalogo dei reati presupposto; mancanza che dischiude interrogativi sulla piena consapevolezza delle implicazioni criminologiche della fattispecie nelle dinamiche dell’organizzazione economica. 

Sarebbe pertanto auspicabile un intervento più attento a intercettare la reale portata offensiva dei fenomeni, attraverso un'opera di tipizzazione delle fattispecie più rigorosa e meditata. 

Un compito, questo, che necessariamente dovrà attingere a nozioni metagiuridiche, poiché non è possibile incriminare efficacemente ciò che non si comprende a fondo nelle sue implicazioni tecniche e operative. 

Proprio in questo risiede, in definitiva, la tensione che attraverserà sempre di più il diritto penale del futuro: il difficoltoso, costante, affinamento delle categorie normative -se non, addirittura, dogmatiche - a fronte dell'incessante e convulsa accelerazione del progresso tecnologico.

¹ Cfr. Cass. Pen., Sez. Unite, 24 aprile 2014, n. 38343 (ThyssenKrupp), che ha consolidato il concetto di "colpa di organizzazione" come fondamento della responsabilità dell'ente. Sul punto, per una riflessione critica, A. ALESSANDRI, Diritto penale e attività economiche, il Mulino, 2018.

² Per un'analisi della nozione di "interesse o vantaggio" dell'ente, si veda Cass. Pen., Sez. Unite, 30 gennaio 2014, n. 10561 (Espenhahn).

³ Sul tema della soggettività penale degli agenti artificiali, si vedano, tra gli altri, G. L. GATTA, "Intelligenza artificiale e diritto penale: un primo quadro d'insieme", in Diritto Penale Contemporaneo, Fasc. 3/2023, e F. MANTOVANI, "Machina Sapiens. L'intelligenza artificiale e la sfida al diritto penale", in Rivista Italiana di Diritto e Procedura Penale, 2021.

⁴ Sulle problematiche legate al text and data mining e al diritto d'autore, si veda M. R. MARELLA, "Diritto d'autore e intelligenza artificiale. Note a margine dell'AI Act", in Diritto dell'informazione e dell'informatica, 2023.

⁵ Per una visione d'insieme sulle sfide poste dalla tecnologia al diritto penale, si rinvia a E. MUSCO, I nuovi orizzonti del diritto penale dell'economia, Giuffrè, 2022.

1.Premessa

Con la sentenza n. 2624 depositata in data 29 gennaio 2024, la Cassazione Civile si è pronunciata in merito a due temi che intersecano tanto il diritto societario quanto il diritto successorio: da un lato, la circolazione mortis causa delle partecipazioni di società a responsabilità limitata; dall’altro lato, la legittimazione degli eredi del socio defunto ad esercitare i diritti sociali connessi alle medesime partecipazioni. 

La pronuncia in commento suscita interesse perché, combinando tra loro i princìpi del diritto societario e processuale con quelli del diritto delle successioni, chiarisce, in caso di decesso del socio di s.r.l., quale sia il momento a partire dal quale gli eredi acquisiscono il diritto a proseguire l’azione sociale di responsabilità ai sensi dell'art. 2476 c.c. precedentemente promossa dal de cuius. 

2. Il caso di specie

In primo grado l’attore, socio di una s.r.l., esperiva l’azione di responsabilità ai sensi dell'art. 2476, comma 3, c.c., nei confronti dell’amministratore unico. Nelle more del giudizio, quest’ultimo convenuto, e la società, litisconsorte nel giudizio, dichiaravano la morte dell’attore (non rilevata dal legale di parte attrice) onde provocare l’interruzione del processo ai sensi dell’art. 300, comma 1, c.p.c. 

Senonché, all’udienza successiva si costituivano in prosecuzione, ai sensi dell’art. 300, comma 2, e art 302 c.p.c., le eredi universali del socio deceduto, benché a tale data non avessero ancora provveduto all’iscrizione presso l’ufficio del Registro delle Imprese ai sensi dell'art. 2470 c.c. dell’acquisto mortis causa delle quote del de cuius. 

In ragione di tale mancata iscrizione alla data della costituzione, i convenuti eccepivano l’inammissibilità e l’inefficacia dell’atto di impulso delle eredi, a loro dire compiuto in carenza di legittimazione attiva perché non (ancora) aventi la qualità di “socie”, acquisibile solo con l’incombente di cui all’art. 2470 c.c. (ottemperato dalle stesse solo mesi dopo, allorché la causa era, però, ormai stata trattenuta – e poi rimessa – in decisione). 

Il Tribunale riteneva, invece, sussistente la legittimazione processuale attiva delle eredi a proseguire il processo (appunto, non dichiarato interrotto) e, infine, condannava l’amministratore unico a pagare le somme di cui alle domande attore.

La sentenza veniva, allora, impugnata dinanzi alla Corte d’Appello di Milano nella sola parte del rigetto delle eccezioni attinenti alla legittimazione delle eredi a proseguire il giudizio, appello che la Corte territoriale rigettava ritenendo: (i) che l’azione di responsabilità nei confronti degli amministratori costituisce un diritto esclusivo della società che può esser fatto valere dal socio in qualità di sostituto processuale della società; (ii) che le eredi, sulla base dell’accettazione dell’eredità, con efficacia retroattiva al momento dell’apertura della successione, avevano acquistato la qualità di soci  e, pertanto, potessero promuovere l’azione di responsabilità ai sensi dell’art. 2476, comma 3, c.c. in detta qualità, quali sostitute processuali straordinarie della società.

L’amministratore soccombente, pertanto, presentava ricorso per cassazione.

3. Tra il diritto societario e il diritto successorio: l’art. 2476, comma 3, c.c. e l’art. 459 c.c. Il quesito sottoposto alla Suprema Corte.

L’art. 2476, comma 3, c.c. consente a ciascun socio di proporre l’azione sociale di responsabilità secondo uno schema che, in rito, è riconducibile alla figura della sostituzione processuale ai sensi dell'art. 81 c.p.c., per cui il socio assume la posizione di sostituto processuale straordinario della società stessa.

Viene, inoltre, in rilievo l’art. 2470 c.c., il quale dispone che il trasferimento delle partecipazioni ha effetto di fronte alla società dal momento del deposito dell’atto di trasferimento presso l’Ufficio del Registro delle Imprese.

Ne deriva che, se, da un lato, l’acquisto mortis causa della qualità di socio presuppone il solo trasferimento iure haereditario della titolarità della partecipazione mediante delazione e successiva accettazione dell’eredità da parte del delato (che così acquista la qualità di erede), dall’altro lato, affinché tale erede acquisti anche la qualità di socio “di fronte alla società” occorre altresì che l’atto successorio di trasferimento sia depositato presso l’Ufficio del Registro delle Imprese ai sensi dell'art. 2470 c.c.

Ma come si coordina, allora, l’art. 2470 c.c. con gli assiomi del diritto successorio e, in particolare, con l’art. 459 c.c. secondo cui: «l’eredità si acquista con l’accettazione. L’effetto dell’accettazione risale al momento nel quale si è aperta la successione»? Se è vero che, con una fictio iuris, l’erede diventa titolare delle sostanze ereditarie retroattivamente, sin dall’istante in cui si è aperta la successione, allora accettando in eredità una quota societaria egli diventa senz’altro “socio” con la medesima efficacia retroattiva? Se sì, è nel medesimo momento che egli acquista (retroattivamente) anche la legittimazione ad esercitare i diritti sociali, tra cui la legittimazione all’azione ex art. 2476, comma 3, c.c.?

4. Il principio di diritto

Con la sentenza in epigrafe, la Suprema Corte ha risposto enunciando il seguente principio di diritto: «i chiamati all'eredità del de cuius acquistano (retroattivamente) la partecipazione sociale al momento dell'accettazione dell'eredità, ma sono legittimati all'esercizio dei diritti sociali solo a seguito del deposito per l'iscrizione del loro acquisto nel registro delle imprese: ed in definitiva, prima di tale momento, gli eredi non possono nemmeno interferire con l'operato dell'amministratore, in quanto terzi rispetto alla società. Anche il diritto ad agire per responsabilità nei confronti degli amministratori, tra gli altri diritti sociali, pur nella sua peculiarità, si concretizza in capo all'erede del socio, dunque, solo con l'adempimento delle formalità di cui si è detto».

Quindi il trasferimento iure haereditario della titolarità della quota è condizione necessaria, ma non sufficiente per l'esercizio dei diritti sociali in capo agli eredi: essi da un lato acquistano retroattivamente la partecipazione sociale al momento dell’apertura della successione, dall’altro, divengono legittimati all’esercizio dei diritti sociali – tra cui le azioni contro l’amministratore – solo a seguito dell’iscrizione del loro acquisto nel registro delle imprese di cui all’art. 2470 c.c.: prima di tale momento, gli eredi non possono nemmeno interferire con l’operato dell’amministratore, in quanto terzi rispetto alla società e come tali privi anche del “potere” di sostituirsi ad essa ex art 81 c.p.c.

 Il principio enunciato muove anzitutto dal tenore letterale dell’art. 2470 c.c. che – a ben vedere – nel disporre che «il trasferimento delle partecipazioni ha effetto di fronte alla società dal momento del deposito», non distingue tra trasferimenti inter vivos o mortis causa. Esso trova comunque la sua ratio in un’inderogabile esigenza di certezza delle situazioni giuridiche, esigenza che – del resto – neppure pare collidere con l'operatività dell'art. 459 c.c. Le due norme operano infatti su piani diversi, che non si escludono tra loro: l’art. 459 c.c., determina il momento in cui il delato diviene erede (ed eventualmente “socio”) mentre l’art. 2470 c.c. si limita a regolare il momento (ben diverso) in cui tale qualità di erede-socio diviene anche “opponibile” alla società e suscettibile di una proiezione sul piano processuale ai sensi dell’art. 2476, comma 3, c.c. e dell'81 c.p.c.

Il D.lgs. n. 116/2024 (il “Decreto”) ha recepito in Italia la Direttiva UE/2021/2167 (la “Direttiva”) in materia di gestori e acquirenti di crediti, il cui obiettivo era uniformare le norme che disciplinano i gestori e gli acquirenti di crediti deteriorati nonché favorire la crescita di un mercato secondario dei crediti deteriorati all’interno dell’Unione Europea. I principali contenuti e le prime considerazioni sullo schema di recepimento della Direttiva in Italia sono stati oggetto di approfondimento nella nostra precedente newsletter del 19 febbraio 2024. 

In particolare, il Decreto è intervenuto modificando il D.lgs. 1° settembre 1993, n. 385 (Testo unico delle leggi in materia bancaria e creditizia, “TUB”) con l’introduzione del nuovo Capo II del Titolo V (articoli dal 114.1 al 114.10) denominato «Acquisto e gestione di crediti in sofferenza e gestori di crediti in sofferenza», apportando alcune novità legislative rispetto a quanto previsto dalla Direttiva.

A livello di legislazione secondaria, l’articolo 3, comma 1, del Decreto ha attribuito alla Banca d’Italia il compito di emanare le ulteriori disposizioni di recepimento della Direttiva e attuative del nuovo Capo II, Titolo V, del TUB. In ottemperanza a tale mandato, il 13 febbraio 2025 la Banca d’Italia ha pubblicato sul proprio sito web le nuove disposizioni di vigilanza (le “Disposizioni Attuative”) che includono specifiche previsioni per la gestione dei crediti in sofferenza, disciplinando in particolare la figura del gestore di crediti in sofferenza, quale nuovo soggetto vigilato dalla Banca d’Italia. 

Il presente approfondimento concerne le principali novità introdotte dal Decreto e dalle Disposizioni Attuative, con particolare riferimento alla nuova figura del gestore di crediti in sofferenza.

2. Ambito di applicazione

Il Decreto circoscrive l’ambito di applicazione della nuova normativa ai “crediti in sofferenza”, definiti dalle Disposizioni Attuative come “il complesso delle esposizioni creditizie per cassa e “fuori bilancio” nei confronti di un soggetto in stato di insolvenza (anche non accertato giudizialmente) o in situazioni sostanzialmente equiparabili, indipendentemente dalle eventuali previsioni di perdita formulate dalla banca. Sono escluse le esposizioni la cui situazione di anomalia sia riconducibile a profili attinenti al rischio Paese”[1]. 

Diversamente da quanto previsto nella Direttiva, devono pertanto ritenersi esclusi non solo tutti i crediti che rientrano nelle categorie performing, ma anche gli UTP (Unlikely to Pay), e past due, oltre che i crediti c.d. commerciali (e.g. utilities, crediti derivanti dall’attività di impresa etc.).

Inoltre, il legislatore nazionale ha deciso, conformemente a quanto consentito dalla Direttiva, di estendere l’ambito di applicazione del Decreto anche ai crediti finanziari in sofferenza originati da soggetti non bancari iscritti all’albo ex articolo 106 del TUB, da fondi di investimento o da società veicolo di cartolarizzazione (SPV).

La nuova normativa non trova, invece, applicazione con riferimento all’acquisto e alla gestione di crediti in sofferenza effettuata da: (i) gestori di organismi di investimento collettivo del risparmio in relazione ai fondi da essi gestiti; (ii) banche (anche con riferimento ai crediti da esse concessi o acquistati); (iii) intermediari iscritti nell’albo previsto dall’articolo 106 del TUB (anche con riferimento ai crediti dagli stessi sia concessi sia acquistati), se svolta in Italia[2].

Infine, la Banca d’Italia ha chiarito che le operazioni di cartolarizzazione caratterizzate da segmentazione del rischio (ad esempio, operazioni con tranche subordinate/senior) sono escluse dall’ambito applicativo delle nuove regole sulla gestione dei crediti deteriorati: la decisione di mantenere l’attività di servicing riservata a soggetti vigilati e qualificati (i.e. banche e intermediari ex art. 106 del TUB) ha lo scopo di tutelare la solidità e la trasparenza delle operazioni, a beneficio sia degli investitori sia dell’intero sistema finanziario.

3. Gli acquirenti di crediti in sofferenza

Il Decreto e le Disposizioni Attuative, in recepimento della Direttiva, chiariscono che gli acquirenti di crediti in sofferenza possono essere sia persone fisiche sia persone giuridiche, purché diverse dalle banche[3], che acquistino i crediti in sofferenza nell’ambito di un’attività commerciale o professionale, e non a titolo personale o occasionale.

La normativa non richiede che gli acquirenti rispettino requisiti patrimoniali minimi o siano in possesso di autorizzazioni preventive, ma tali soggetti devono comunque operare nel rispetto delle regole generali di trasparenza, correttezza e diligenza.

4. L’informativa agli acquirenti di crediti in sofferenza 

A far data dal 19 ottobre 2023 trova applicazione il Regolamento di esecuzione (UE) 2023/2083 della Commissione Europea del 26 settembre 2023 (il “Regolamento”), che stabilisce norme tecniche di attuazione per l'applicazione dell'articolo 16, paragrafo 1, della Direttiva per quanto riguarda i modelli che devono essere usati dagli enti creditizi per la trasmissione agli acquirenti di informazioni sulle esposizioni creditizie nel portafoglio bancario.

L’art. 3 del Il Regolamento prevede le categorie di informazioni che devono essere fornite (controparte; contratto di credito, garanzie e cronologia della riscossione dei rimborsi), il cui dettaglio è poi contenuto negli allegati, i quali prevedono criteri, tabelle, definizioni, dati e istruzioni da seguire per fornire le informazioni. Sotto il profilo della riservatezza, il Regolamento prevede che siano gli enti creditizi a (i) individuare le informazioni che devono essere considerate riservate a norma del diritto dell’Unione applicabile e (ii) garantire un’adeguata protezione di tali informazioni, anche concludendo appositi accordi di riservatezza con i cessionari prima di condividere i dati personali prima della conclusione del contratto.

Il Regolamento non si applica a:

(i) compravendite di crediti che fanno parte di vendite di succursali, aree di attività o vendite di portafogli dei clienti che non sono limitate ai contratti di credito deteriorati e ai trasferimenti di contratti di credito deteriorati nell’ambito di un’operazione di ristrutturazione in corso dell’ente creditizio che vende nel quadro di procedure di insolvenza, risoluzione o liquidazione; 

(ii) compravendite di crediti deteriorati mediante cartolarizzazione laddove si applichi il Regolamento (UE) 2017/2402 e la comunicazione delle relative informazioni sia disciplinata dal regolamento delegato (UE) 2020/1224 e dal regolamento di esecuzione (UE) 2020/1225;

(iii) compravendite di crediti deteriorati in forza di credit default swap, total return swap e altri contratti derivati, contratti di assicurazione e contratti di sub-partecipazione; 

(iv) compravendite di crediti deteriorati in forza di un contratto di garanzia finanziaria o di un’operazione di finanziamento tramite titoli.

5. I gestori di crediti in sofferenza e l’autorizzazione a svolgere l’attività di gestione

Una delle principali novità del Decreto è rappresentata dall’introduzione della figura del gestore di crediti in sofferenza, che si aggiunge a banche e intermediari ex art. 106 del TUB quale soggetto legittimato a gestire i crediti in sofferenza per conto degli acquirenti di crediti in sofferenza. 

Gli acquirenti di crediti in sofferenza non possono, infatti, gestire direttamente i crediti oggetto di acquisizione, ma devono affidarsi a un soggetto vigilato da individuarsi tra banche, intermediari ex art. 106 del TUB o appunto gestori iscritti nell’albo speciale istituito ai sensi dell’art. 114.5 del TUB e autorizzati dalla Banca d’Italia[4].

A differenza di quanto disposto dalla Direttiva[5] che prevede l’obbligo di nominare un soggetto che svolga attività di gestione di crediti solamente con riferimento all’acquisto di crediti in sofferenza vantati nei confronti dei consumatori, il Decreto ha previsto che l’acquirente di crediti in sofferenza sia sempre tenuto a nominare un gestore di crediti in sofferenza (ovvero una banca o un intermediario finanziario ex art. 106 del TUB), indipendentemente, dunque, dalla tipologia di soggetti verso i quali tali crediti in sofferenza sono vantati. 

Le Disposizioni Attuative[6] prevedono che la gestione dei crediti in sofferenza comprenda la riscossione e il recupero dei pagamenti dovuti dal debitore, la rinegoziazione dei termini e delle condizioni contrattuali con il debitore ceduto[7], la gestione dei reclami dei debitori ceduti e l’informativa al debitore relativa a ogni variazione dei tassi di interesse e degli oneri o a ogni pagamento dovuto.

Inoltre, ai sensi della Parte Prima, Capitolo 4, Sezione II, delle Disposizioni Attuative, l’attività del gestore autorizzato può includere l’acquisto a titolo definitivo e la gestione per conto proprio di crediti in sofferenza, purché la stessa avvenga “in via subordinata rispetto alla gestione di crediti in sofferenza per conto di acquirenti terzi”. 

La ragione di tale limitazione risiede nella volontà del legislatore di assicurare che l’oggetto sociale del gestore di crediti in sofferenza (i.e. la gestione per conti di terzi acquirenti) sia coerente con l’attività in concreto svolta (anche in considerazione dell’assenza di requisiti prudenziali di tipo quantitativo in capo ai gestori, che si basa sul presupposto che il recupero di crediti venga svolto per conto di terzi)[8].

Ai fini dell’iscrizione all’albo dei gestori, è richiesta un’adeguata struttura organizzativa, l’adozione di procedure operative efficaci e un sistema di controlli interni idoneo a garantire la corretta gestione dei crediti in sofferenza. Il gestore deve inoltre essere in grado di svolgere direttamente una parte significativa delle attività di gestione, evitando di delegarla integralmente a terzi senza assicurare una supervisione interna. 

La Banca d’Italia verifica la solidità patrimoniale e gestionale del richiedente, valutando la capacità dello stesso di operare in modo sostenibile nel lungo periodo, nonché il piano d’impresa presentato dal gestore, che deve illustrare le strategie operative e le modalità di gestione dei crediti.

La domanda per ottenere l’iscrizione all’albo dei gestori da parte di nuovi soggetti deve essere presentata alla Banca d’Italia, la quale ha 90 giorni dalla ricezione della documentazione per pronunciarsi. 

6. La tutela dei debitori ceduti

Tra gli obiettivi della Direttiva, vi è senz’altro garantire un’adeguata e rafforzata tutela dei debitori ceduti. Questo principio, fatto proprio dal legislatore nazionale, si sostanzia in specifici obblighi informativi individuali. In particolare, il gestore di crediti in sofferenza, oppure la banca o l’intermediario finanziario ex art. 106 del TUB incaricati dall’acquirente per la gestione di tali crediti, devono comunicare in modo diretto e personale al debitore l’avvenuta cessione del credito. 

L’obbligo di informare il debitore sorge subito dopo la cessione del credito e, comunque, sempre prima che vengano avviate eventuali azioni di recupero nei suoi confronti. 

L’informativa da fornire al debitore ceduto deve rispettare precisi requisiti di contenuto, così da garantire piena trasparenza e tutela del debitore.

7. Il ruolo dei soggetti titolari di licenza ex art. 115 TULPS

La nuova disciplina introdotta dal Decreto e dalle Disposizioni Attuative ridefinisce anche il ruolo dei soggetti autorizzati ex art. 115 del Testo Unico delle Leggi di Pubblica Sicurezza (“TULPS”).

Queste società, tradizionalmente attive nel recupero stragiudiziale dei crediti, possono ora scegliere se richiedere l’autorizzazione come gestori di crediti in sofferenza ai sensi dell’art. 114.6 del TUB oppure limitarsi a svolgere attività di recupero per conto terzi o come fornitori di servizi specialistici sotto la responsabilità di un gestore di crediti in sofferenza nell’ambito di accordi di outsourcing, fermo restando che il gestore deve comunque garantire il rispetto delle regole di governance e vigilanza previste dalle Disposizioni Attuative.

Secondo le indicazioni della Banca d’Italia, nel caso in cui la classificazione in stato di sofferenza avvenga successivamente all’affidamento dell’attività di recupero stragiudiziale ad un soggetto provvisto della licenza di cui all’articolo 115 del TULPS, quest’ultimo potrà continuare a gestire tali crediti senza chiedere l’autorizzazione ai sensi dell’articolo 114.6 del TUB. Viceversa, ove detto credito venga successivamente ceduto a un acquirente di crediti in sofferenza, l’attività di recupero rientra nel campo di applicazione del Capo II del Titolo V del TUB. L’acquirente sarà quindi tenuto a nominare per la gestione una banca, un intermediario 106 ovvero un gestore di crediti in sofferenza autorizzato.

Inoltre, nel contesto di operazioni di cartolarizzazione aventi ad oggetto esclusivamente crediti in sofferenza realizzate ai sensi della Legge 130/1999 e prive di segmentazione del rischio, il master servicer (banca, intermediario finanziario o gestore di crediti in sofferenza) potrà, nel rispetto della disciplina settoriale applicabile e sulla base di un contratto di esternalizzazione, avvalersi per il recupero stragiudiziale dei crediti in sofferenza cartolarizzati di soggetti titolari di licenza ex art. 115 TULPS.

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Riferimenti normativi

• Direttiva (UE) 2021/2167 del Parlamento europeo e del Consiglio del 24 novembre 2021, relativa ai gestori di crediti e agli acquirenti di crediti e che modifica le direttive 2008/48/CE e 2014/17/UE).

• Regolamento di esecuzione (UE) 2023/2083 del 26 settembre 2023, che stabilisce norme tecniche di attuazione per l'applicazione dell'articolo 16, paragrafo 1, della direttiva (UE) 2021/2167 per quanto riguarda i modelli che devono essere usati dagli enti creditizi per la trasmissione agli acquirenti di informazioni sulle esposizioni creditizie nel portafoglio bancario.

• Decreto legislativo 1° settembre 1993, n. 385 (Testo unico delle leggi in materia bancaria e creditizia), Capo II del Titolo V (articoli dal 114.1 al 114.10).

• Decreto legislativo 30 luglio 2024, n. 116 recante il recepimento della direttiva (UE) 2021/2167, del Parlamento europeo e del Consiglio, del 24 novembre 2021, relativa ai gestori di crediti e agli acquirenti di crediti e che modifica le direttive 2008/48/CE e 2014/17/UE.

• Documento di consultazione contenente le disposizioni della Banca d’Italia per l’attuazione della Direttiva.

• Disposizioni della Banca d’Italia per il recepimento della Direttiva (UE) 2021/2167 sugli acquirenti e sui gestori di crediti deteriorati.

• Tavola di resoconto alla consultazione pubblicata avviata il 24 luglio 2024 dalla Banca d’Italia, pubblicata sul sito della Banca d’Italia.

• Workshop per gli operatori interessati alla presentazione della domanda di autorizzazione come “gestori di crediti in sofferenza”, 6 marzo 2025, slides pubblicate sul sito della Banca d’Italia.

Approfondimento a cura di Matteo Gallanti e Stefano Padovani. 

[1] Le Disposizioni Attuative, in linea con le previsioni del TUB, individuano il perimetro delle “sofferenze” la cui definizione coincide con quella contenuta nella Circolare n. 272 del 30 luglio 2008 (Matrice dei Conti).

[2] Art. 114.2, comma 1, del TUB.

[3] Art. 114.1 del TUB.

[4] Art. 114.3, comma 2 del TUB.

[5] Art. 17, par. 1, lett. a) della Direttiva.

[6] Si veda la definizione di “Gestione dei crediti in sofferenza” prevista dalla Disposizioni Attuative.

[7] Tale rinegoziazione non deve costituire attività di concessione di finanziamenti ai sensi dell’articolo 106 del TUB; a tali fini non costituiscono attività di concessione di finanziamenti l'estinzione anticipata e la posticipazione dei termini di pagamento.

[8] Come emerso in sede di consultazione da parte della Banca d’Italia, il criterio di subordinazione si considera rispettato se il valore lordo (gross book value) dei crediti gestiti per conto di terzi supera il 50% del gross book value totale dei crediti in sofferenza gestiti, inclusi quelli acquistati in proprio. Ai fini di tale calcolo, sono da includersi sia i crediti in sofferenza acquistati prima dell’entrata in vigore della normativa sia quelli acquisitati in una fase successiva, purché ancora nel portafoglio del gestore; sono invece esclusi dal calcolo i crediti non in sofferenza gestiti in via stragiudiziale. I gestori di crediti in sofferenza devono verificare trimestralmente il rispetto del criterio di subordinazione, segnalando eventuali scostamenti alla Banca d’Italia.

Il Regolamento (UE) 2023/1115, noto come “EUDR”, è entrato in vigore il 29 giugno 2023 e sarà applicabile dal 30 dicembre 2025 per la maggior parte degli operatori, mentre le micro e piccole imprese avranno tempo fino al 30 giugno 2026. 

La normativa mira a ridurre al minimo la deforestazione e il degrado forestale a livello globale, contenere le emissioni di gas a effetto serra e proteggere la biodiversità. Oltre agli obiettivi ambientali, l’EUDR integra considerazioni sociali, imponendo il rispetto della legislazione del Paese di produzione, inclusa quella ambientale, agricola, forestale, e in materia di diritti umani e dei popoli indigeni.

E’ opportuno segnalare che si tratta di una normativa speciale rispetto a quella, “orizzontale”, prevista in materia di due diligence con la Direttiva 2024/1760 relativa al dovere di diligenza delle imprese ai fini della sostenibilità (c.d. “CSDDD”); pertanto, in caso di contrasto, l’EUDR prevale sulla CSDDD.

Di recente, la Commissione Europea ha pubblicato (in G.U.U.E. C del 12 agosto 2025) un nuovo documento di orientamento (C/2025/4524), volto a chiarire le previsioni dell’EUDR (nel proseguo, la “Comunicazione”). La Comunicazione – peraltro giuridicamente non vincolante – fornisce infatti indicazioni operative su aspetti chiave come le differenze tra gli obblighi in capo ai diversi operatori, la due diligence, la presentazione della dichiarazione di dovuta diligenza (“DDS”), il ruolo delle certificazioni e le tempistiche di entrata in vigore dell’EUDR.

Il campo di applicazione dell’EUDR comprende sette materie prime considerate a rischio: bovini, cacao, caffè, olio di palma, soia, legno e gomma naturale, oltre a numerosi prodotti derivati elencati nell’Allegato I, tra cui cuoio, cioccolato, carta, mobili e pneumatici. 

La disciplina interessa, in particolare, operatori e commercianti, distinguendo tra PMI e non-PMI. In sintesi, l’operatore è chi immette per primo un prodotto rilevante sul mercato UE o lo esporta, mentre il commerciante è chi lo mette a disposizione sul mercato dopo l’immissione iniziale. 

Gli operatori non-PMI devono implementare un processo di due diligence strutturato in tre fasi: raccolta di informazioni dettagliate sul prodotto (descrizione, quantità, Paese di produzione, geolocalizzazione degli appezzamenti, dati di fornitori e acquirenti, prove di conformità); valutazione del rischio di non conformità, considerando elementi quali il rischio Paese, la presenza di deforestazione o degrado forestale, i diritti delle popolazioni locali, la complessità della filiera e il rischio di mescolamento con prodotti di origine sconosciuta; e, se necessario, adozione di misure di mitigazione per ridurre il rischio a un livello nullo o trascurabile, come richieste di informazioni aggiuntive, audit indipendenti o controlli in loco.

La conclusione positiva della due diligence è possibile solo se il rischio residuo è nullo o trascurabile. In caso contrario, il prodotto non può essere immesso sul mercato o esportato. 

L’operatore deve presentare, attraverso il Sistema Informativo previsto dall’articolo 33, la DDS e conservare la relativa documentazione per almeno cinque anni. 

È inoltre tenuto a dotarsi di un sistema interno di due diligence, con procedure e controlli formalizzati, nonché revisione periodica almeno annuale.

La legislazione pertinente ai sensi dell’EUDR include le norme del Paese di produzione relative all’uso del suolo, alla tutela ambientale, alla gestione forestale, ai diritti di terzi e dei lavoratori, ai diritti umani e indigeni, nonché alle disposizioni fiscali, anticorruzione, commerciali e doganali.

La normativa prevede una classificazione dei Paesi di origine in base al livello di rischio: basso, standard o alto. Per i Paesi a basso rischio, gli operatori possono applicare una due diligence semplificata, limitandosi alla raccolta delle informazioni di base e alla presentazione della DDS, senza analisi e mitigazione approfondite. Nei Paesi ad alto rischio, invece, le verifiche e i controlli sono più rigorosi e frequenti.

Le autorità competenti effettuano controlli documentali e fisici, anche in dogana. In caso di non conformità possono essere adottate misure correttive come il ritiro o il richiamo immediato dei prodotti, la sospensione della loro immissione sul mercato, la donazione per fini caritatevoli o lo smaltimento. Le sanzioni possono arrivare ad almeno il 4% del fatturato annuo realizzato nell’UE, oltre alla confisca dei prodotti o dei proventi, all’esclusione temporanea da appalti e fondi pubblici e, nei casi più gravi o in caso di recidiva, al divieto di immissione o esportazione di prodotti rilevanti.

La Comunicazione riconosce l’utilità di schemi volontari di certificazione ambientale e tracciabilità; tuttavia, essi possono integrare – e non sostituire – la due diligence obbligatoria. In particolare, certificazioni basate su modelli di equilibrio di massa o su percentuali miste di prodotto non garantiscono di per sé la conformità all’EUDR. Solo prodotti completamente conformi ai criteri di legalità e deforestazione zero in tutti i loro componenti possono essere immessi sul mercato UE. L’operatore deve dunque verificare la conformità della certificazione all’EUDR.

Per prepararsi alla scadenza del 30 dicembre 2025, le aziende dovrebbero mettere in atto quanto prima una serie di azioni: mappare le proprie filiere, identificando fornitori e aree a rischio; istituire un database centralizzato per la gestione delle informazioni; nonché adeguare i contratti di fornitura con clausole specifiche sulla conformità alla normativa. 

È altresì essenziale formare il personale coinvolto, in particolare negli uffici acquisti, qualità e sostenibilità, e implementare un sistema di due diligence interno strutturato, eventualmente integrato nel Modello 231. 

È infine imprescindibile mantenere un monitoraggio costante dell’evoluzione normativa e delle best practices, per garantire un adeguamento tempestivo e prevenire rischi legali e reputazionali.

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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 Valentina Cavanna all’indirizzovalentina.cavanna@advant-nctm.com.

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Il riferimento è, principalmente, agli Edge DC (aventi una dimensione tra 400 e 1.800 mq e consumi energetici <5MW) che si distinguono dai Medium DC (tra 2.000 e 9.000 mq con consumi >5MW) e dagli Hyperscale DC (oltre 9.000 mw con consumi >100MW).

In tale contesto, le ultime settimane sono state caratterizzate da novità di non marginale rilievo per la futura diffusione dei DC sul territorio nazionale. 

Il riferimento è, in particolare:

• al “nuovo” procedimento unico per la realizzazione di DC disciplinata dalla bozza del c.d. “Decreto Energia”, circolata il 24 luglio u.s. e che dovrebbe entrare in vigore entro la fine del corrente mese;

• alla strategia per l’attrazione in Italia degli investimenti industriali esteri in DC resa pubblica dal MIMIT il 16 luglio e che sarà in consultazione sino al 16 agosto p.v. (la “Strategia”).

Il procedimento unico per l’autorizzazione dei DC

Al fine di accelerare gli iter amministrativi correlati al rilascio dei titoli abilitativi volti a garantire l’operatività dei DC, l’articolo 3 del Decreto Energia introduce un procedimento autorizzativo unico.

Sulla scia delle semplificazioni implementate negli ultimi anni per gli impianti alimentati da fonti energetiche rinnovabili, ora, anche per i DC si prevede, dunque, una sorta di autorizzazione unica o PAUR, mirata snellire e velocizzare l’ottenimento di tutti i permessi e le autorizzazioni preordinate e connesse a vario titolo alla costruzione ed esercizio dell’intervento.

Segnatamente, ai sensi di quanto disposto dall’articolo 3 del Decreto Energia:

• l’autorizzazione, sia per la realizzazione sia per l’ampliamento, dei DC (aziendali, in co-ubicazione, in co-hosting o relativi campus) e delle relative reti connesse di utenza (di qualunque tensione nominale), è rilasciata nell’ambito di un procedimento autorizzativo unico da parte dell’autorità competente al rilascio dell’autorizzazione integrata ambientale. Per l’effetto, nel caso di DC con potenza fino a 300 MW, l’autorità competente sarà la relativa Regione (o Provincia delegata) e, nel caso di potenze superiori, il MASE;

• in virtù del principio di adeguatezza, nel caso di procedimenti di competenza Regionale o Provinciale, la funzione di autorità competente non può essere a sua volta delegata o attribuita ad altri enti di livello sub-provinciale;

• l’istanza di autorizzazione unica deve includere tutta la documentazione e gli elaborati progettuali previsti dalle normative di settore per il rilascio delle autorizzazioni, intese, licenze, pareri, concerti nulla osta e assensi ivi inclusi, ove necessari, quelli per l’autorizzazione integrata ambientale, la valutazione di impatto ambientale, l’autorizzazione paesaggistica o culturale, per l’utilizzo delle acque e per le emissioni atmosferiche:

• l’autorizzazione unica è rilasciata in esito ad apposita conferenza di servizi e il relativo procedimento deve avere una durata non superiore a dieci mesi decorrenti dalla verifica della completezza della documentazione allegata all’istanza. Tale termine non è prorogabile se non per circostanze eccezionali e, comunque, per un massimo di tre mesi;

• nel caso in cui il progetto sia sottoposto a screening a VIA e lo stesso si concluda prevedendo la necessità di attivare il procedimento di VIA, la relativa istanza dovrà essere presentata entro il termine perentorio di 90 giorni, decorsi i quali l’istanza si intende come rinunciata ed il procedimento archiviato;

• per i progetti di DC dichiarati dal Consiglio dei ministri di preminente interesse strategico nazionale, la relativa autorizzazione unica è rilasciata da un commissario straordinario di governo in coerenza con le disposizioni dettate dal DL 104/2023;

• per i DC che, alla data di entrata in vigore del Decreto, abbiano già ottenuto i titoli abilitativi (ivi inclusi i provvedimenti ambientali) necessari alla realizzazione dell’iniziativa ma non anche l’autorizzazione per le opere connessione, la stessa deve essere rilasciata dalla Regione competente. Tale norma fa espresso riferimento alle opere di connessione con tensione superiore a 220 kV e non anche alle opere con tensioni inferiori. 

Meccanismi di attrazione di nuovi investimenti

Con la Strategia il MIMIT ha avviato una analisi di settore per individuare punti di forza e di debolezza del sistema Italia e attuare tutte quelle azioni ritenute necessarie per attrarre investimenti esteri, velocizzando le procedure di installazione e creare un ecosistema attrattivo per potenziali stakeholder interessati.

In quest’ottica, i principali campi di azione individuati consistono:

• nell’identificazione del segmento industriale dei DC, già iniziata con l’introduzione dal 1° gennaio 2025 del codice ATECO 63.10.10 tra quelli relativi alle “infrastrutture informatiche, elaborazione dati, hosting e attività connesse” (ATECO 63.10), in attesa di un codice ATECO specifico e unitario con la pubblicazione nel 2027 dei nuovi Codici;

• nell’introduzione di una specifica destinazione d’uso per i DC;

• nella semplificazione dei processi autorizzativi (da attuare, si assume, tramite il sopra citato Decreto Energia);

• nell'identificazione delle migliori aree di sviluppo, mediante potenziamento del SINFI (Sistema Informativo Nazionale Federato delle Infrastrutture), con georeferenziazione multilivello di approdi sottomarini, reti elettriche, aree industriali dismesse, cablaggi e fonti rinnovabili;

Il documento è attualmente in consultazione pubblica e tutti i soggetti interessati possono avanzare le proprie proposte o osservazione entro il 16 agosto p.v. 

In parallelo a tali iniziative, appare quanto mai opportuno promuovere e incentivare lo sviluppo delle reti e delle fonti energetiche rinnovabili, in connessione con l’incremento della domanda energetica atteso nei prossimi anni, considerando eventualmente un riconoscimento formale dei DC come “soggetti energivori”, obbligati, da un lato a rispettare le c.d. condizionalità green, ma dall’altro beneficiari di agevolazioni sugli oneri di sistema e, in generale, sul prezzo dell’energia. 

Considerazioni preliminari

Con particolare riferimento al Decreto Energia (che a differenza della Strategia non ha contenuto meramente programmatico), la bozza attualmente disponibile appare presentare molteplici punti aperti che necessiteranno di essere chiariti nelle successive fasi di entrata in vigore ed applicazione della normativa di settore. 

Tra gli altri:

• non è specificato se la relativa autorizzazione possa costituire, ove occorra, variante allo strumento urbanistico. Tale omissione appare mal conciliarsi con il termine massimo di conclusione del procedimento (10 mesi) che appare difficilmente osservabile laddove si renda necessario richiedere ed ottenere la relativa variazione urbanistica;

• tranne che per i progetti già autorizzati e che debbano ottenere i titoli abilitativi per le opere di connessione con tensione superiore a 220 kW, non è prevista alcuna disposizione transitoria o clausola di salvaguardia con riguardo alle iniziative già avviate o in fase di avviamento, con la conseguenza che si dovrebbe applicare agli stessi il c.d. principio del tempus regit actum non senza rilevanti problemi di coordinamento e di competenza tra i vari enti preposti;

• non v’è alcun riferimento a provvedimenti attuativi (e.g., linee guida) volte a fornire maggiori dettagli in ordine alla documentazione da produrre, ai contenuti minimi dell’istanza, ai vincoli eventualmente ostativi alla realizzazione degli interventi, alla possibilità o meno di classificare le opere come di pubblica utilità, indifferibili ed urgenti ai fini dell’eventuale attivazione di procedure espropriative ecc.;

• non sono presenti riferimenti concreti ad eventuali sistemi di incentivazione e meccanismi di attrazione mirati a promuovere in concreto la realizzazione dei DC.

I DC rappresentato uno snodo essenziale verso l’effettiva transizione digitale del Paese e, se, da un lato, gli operatori di settore si mostrano disponibili a sopportare i tradizionali rischi di mercato, dall’altro, non sono altrettanto disponibili ad assumersi i rischi tipicamente legati alla discrezionalità delle pubbliche amministrazioni.

In tale prospettiva, la Strategia e il Decreto Energia appaiono idonei a rappresentare un primo lieve impulso verso la progressiva valorizzazione dei DC nel panorama nazionale; tuttavia, da una prima analisi della bozza attualmente in circolazione, per un concreto cambio di paradigma è auspicabile che siano introdotte delle disposizioni integrative e correttive o, quantomeno, dei provvedimenti attuativi da adottare in tempi rapidi.

Quanto sopra con l’obiettivo di mitigare i medesimi ostacoli e situazioni di incertezza che negli ultimi anni hanno caratterizzato lo sviluppo di altri impianti strategici (i.e., i progetti rinnovabili) per i quali i c.d. “procedimenti autorizzativi unici” sono stati negli ultimi anni sovente interpretati dai player di mercato non come un incentivo bensì come una barriera agli investimenti come è stato d’altro canto testimoniato dallo stesso legislatore con il progressivo ampliamento del perimetro applicativo dei c.d. regimi semplificati quali l’attività libera e la PAS. 

Approfondimento a cura di Piero Viganò, Giovanni Battista De Luca, Lorenzo Piscitelli, Ernesto Rossi Scarpa Gregorj e Paola Putignano. 

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Sulla base delle informazioni ad oggi disponibili, il Decreto dovrebbe giungere in Consiglio dei Ministri a fine agosto subito dopo la pausa estiva.

L’attuale bozza del Decreto

Ai fini che qui rilevano, il Decreto prevede l’introduzione di un articolo 10-bis nel D.Lgs. n. 190/2024 (c.d. TU FER) volto a regolare le soluzioni di connessione alla rete elettrica degli: (i) impianti a fonti rinnovabili (con l’esclusione degli eolici offshore); (ii) impianti di storage (BESS e pompaggio idroelettrico).

Sulla base dell’attuale bozza:

• è previsto che ARERA disciplini entro 180 giorni dall’entrata in vigore del Decreto le modalità e le condizioni tecniche ed economiche per la connessione delle suddette tipologie di impianti. In particolare, da un lato, Terna e, dall’altro i distributori di rete locali, dovranno allocare sia la capacità di rete disponibile che eventualmente quella in eccesso rispetto a quella disponibile tramite procedure trasparenti e non discriminatorie;

• a decorrere dall’adozione della suddetta disciplina da parte di ARERA, perdono efficacia le soluzioni di connessione afferenti a progetti di impianti a fonti rinnovabili (con l’esclusione degli eolici offshore) e storage non autorizzati e il cui progetto definitivo delle opere di rete non sia stato già validato/benestariato dal distributore o da Terna;

• la perdita dell’efficacia della soluzione di connessione non può costituire motivo di sospensione del procedimento autorizzativo o ambientale in corso relativo al progetto di impianto;

• in deroga a quanto procede, restando efficaci le soluzioni di connessione relative ai progetti che hanno ottenuto già un provvedimento di esclusione dall’assoggettabilità a VIA (c.d. Screening VIA) o quelli che hanno già ottenuto un provvedimento di VIA, purché tali provvedimenti abbiano avuto ad oggetto anche le opere di rete;

• anche se le relative soluzioni di connessione conservano efficacia, ai fini dell’assegnazione definitiva della capacità di rete è in ogni caso necessario che il progetto ottenga l’autorizzazione alla costruzione e all’esercizio.

Considerazioni preliminari

Dalla bozza di Decreto appare emergere – con l’eccezione degli impianti off-shore che appaiono esclusi dall’ambito oggettivo di applicazione della norma – un quadro regolatorio in materia di connessione alla RTN pressoché rivoluzionato rispetto a quello vigente con impatti, quantomeno nel breve periodo, sulle iniziative già avviate o in fase di prossimo avviamento.

Ed infatti, laddove le attuali disposizioni fossero integralmente confermate, è verosimile che per le iniziative in stato più avanzato si assista nei prossimi mesi ad una vera e propria corsa all’ottenimento dello Screening VIA, della VIA o del benestare onde tentare di prevenire il rischio di decadenza delle STMG ottenute.

In merito, vale la pena evidenziare, in via preliminare, che la deroga disciplinata dal Decreto rischia di rivelarsi discriminatoria, consentendo ai progetti che – in ragione delle loro caratteristiche – sono sottoposti a procedimenti ambientali, di “conservare” la STMG nonostante non abbiano ottenuto la validazione/benestare del progetto definitivo delle opere di rete.

Ulteriori coni d’ombra riguardano, poi, la prossima declinazione delle sopra citate procedure “trasparenti e non discriminatorie” (le quali, teoricamente ed in linea con l’obbligo di connessione di terzi alla RTN, non dovrebbero essere “competitive” nel verso senso della parola) nonché gli iter autorizzativi relativi alle iniziative le cui STMG saranno decadute.

Bisognerà, infatti, comprendere come l’ente competente al rilascio dell’autorizzazione alla costruzione e all’esercizio, potrà essere nella posizione di pronunciarsi su un progetto di connessione che non è più attuale, tenuto conto che sia la PAS che l’autorizzazione unica hanno ad oggetto di norma sia l’impianto di generazione che le opere di rete.

Emerge inoltre con chiarezza che diventerà ancora più dirimente accelerare e snellire le procedure autorizzative connesse allo sviluppo delle rinnovabili visto che 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 non autorizzati.

Questi, anche se prossimi al termine dell’iter autorizzativo, vedranno aumentare il rischio di perdere la capacità assegnata nel contesto della procedura indetta da Terna in caso di saturazione definitiva della relativa micro-zona con potenziali aggravi economici in termini di maggiori costi da sostenere per la relativa connessione (e.g., qualora la sottostazione previamente identificata fosse stata nel mentre saturata e sia necessario optare per una soluzione più distante e più onerosa). 

In merito, è verosimile che si assisterà all’instaurazione di molteplici contenziosi da parte degli operatori interessati, a causa dell’improvviso venir meno del loro diritto acquisito sulla capacità di rete previamente prenotata. 

Per avere un quadro chiaro, completo ed esaustivo in merito alla futura nuova disciplina (e alle conseguenti reazioni dei player di mercato) sarà comunque necessario attendere l’entrata in vigore della normativa e dei successivi provvedimenti attuativi dell’ARERA (che, orientativamente dovrebbero, essere pubblicati entro febbraio 2026 laddove fosse confermata l’entrata in vigore del Decreto entro la fine del corrente mese).

Il presente articolo, a cura di Piero Viganò, Giovanni Battista De Luca, Lorenzo Piscitelli e Ernesto Rossi Scarpa Gregorj, è il terzo di una serie di articoli pubblicati sulla saturazione virtuale della rete. I precedenti sono:

Saturazione virtuale della rete: microzone e procedure trasparenti. I potenziali impatti sulle attuali e future iniziative di sviluppo

Italia, rete elettrica sotto pressione: la sfida della saturazione tra immissione e prelievo

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La Corte, dopo aver dato preliminarmente atto della differenza tra gli impianti a biomasse e gli altri impianti da fonti rinnovabili[1] – la cui realizzazione e operatività si pone, normalmente, in minore conflitto con la tutela dell’ambiente – ha rilevato come la legge calabrese, pur non stabilendo un divieto generalizzato di realizzazione di impianti FER sul territorio regionale[2], si ponga comunque in violazione dell’art. 117, comma 3, Cost. in relazione alla materia “produzione, trasporto e distribuzione nazionale dell’energia” di competenza concorrente (i.e. congiunta di Stato, che fissa i principi, e Regioni, che legiferano nel rispetto di tali principi)[3].

Se è vero, infatti, che la nuova disciplina nazionale ha assegnato alle Regioni un ruolo fondamentale nell’individuazione delle aree idonee e inidonee all’installazione degli impianti FER[4], ad avviso della Corte, tale dichiarazione di inidoneità, non può tradursi in un divieto assoluto stabilito a priori, ma equivale a indicare le aree in cui l’installazione dell’impianto può essere egualmente autorizzata ancorché sulla base di una idonea istruttoria e di una motivazione rafforzata. 

Secondo la Consulta, interpretare diversamente i limiti del potere riconosciuto alle Regioni, si porrebbe in palese contrasto con l’esigenza dello sviluppo di energie rinnovabili cruciale proprio rispetto all’obiettivo di tutela dell’ambiente nell’interesse delle future generazioni.

È la prima volta che la Corte si è espressa sulla base dei principi del DM Aree Idonee (decreto ministeriale 21 giugno 2024) che, attuando l’art. 20, comma 1, del d.lgs. n. 199 del 2021, ha stabilito i nuovi principi e criteri omogenei per l’individuazione da parte delle Regioni delle superfici e delle aree idonee e non idonee all’installazione degli impianti FER con la precisazione, però, che l’inidoneità non può mai equivalere a un divieto assoluto e aprioristico.

In buona sostanza la nuova normativa, se da un lato da risalto alla autonomia regionale al contempo vuole scongiurare il rischio che anche quando non sussistano evidenti ragioni di salvaguardia del territorio e degli ecosistemi introducano dei divieti il che si porrebbe in palese contrasto con la pressante esigenza dello sviluppo di energie rinnovabili la quale è «di cruciale rilievo» proprio «rispetto al vitale obiettivo di tutela dell’ambiente, anche nell’interesse delle future generazioni» (cfr.sentenza n. 216 del 2022).

Tutto questo in attesa della pronuncia sulla Legge della Regione Sardegna (L.R. n. 20/2024) che, ricordiamo, ha sostanzialmente vietato l’installazione di impianti di produzione di energia da fonte rinnovabile sul 99% del territorio sardo.

Approfondimento a cura dei nostri professionisti Giovanni Battista De Luca, Paola Putignano e Ernesto Rossi Scarpa Gregorj.

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[1] Sono note le criticità ambientali legate all’installazione degli impianti termici a biomasse stigmatizzate nello stesso Piano nazionale integrato per l’energia e il clima (PNIEC) che, a pag. 58, prevede che la relativa installazione sia “guidata in modo da favorire gli impianti ad alta qualità ambientale e ad alta efficienza, considerando anche la possibilità che siano introdotte limitazioni a installazioni ex-novo nelle aree caratterizzate da situazioni critiche sotto il profilo della qualità dell’aria”.

[2] La legge ha ad oggetto i soli impianti alimentati da biomasse, in contesti in cui l’esigenza della protezione dell’habitat naturale è particolarmente forte – ovvero i parchi nazionali e regionali – e individua il limite di potenza dei 10 MW termici.

[3] Per completezza, si segnala che la Corte costituzionale ha dichiarato l’illegittimità costituzionale dell’art. 14, comma 2, della legge regionale anche per violazione degli artt. 3 e 41 Cost. Secondo la Corte, tale disposizione normativa assume il carattere di legge provvedimento, poiché è riferibile unicamente alla centrale del Mercure (il solo impianto a biomasse oggi collocato in un parco nazionale o regionale calabrese) e risulta, quindi, destinata a incidere su una singola posizione giuridica, intervenendo così il legislatore regionale su questioni normalmente affidate all’autorità amministrativa.

[4] La disciplina previgente consentiva l’individuazione delle aree inidonee esclusivamente “attraverso un’apposita istruttoria” e, quindi, non con legge ma all’esito di un procedimento amministrativo (paragrafo 17 delle Linee guida di cui al DM 10 settembre 2010).

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.

Leggi il numero di Luglio 2025

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Secondo la Corte bresciana il cram down fiscale determina un’assimilazione in toto delle agenzie fiscali e previdenziali ai creditori aderenti agli accordi e non invece un fenomeno assimilabile agli accordi a efficacia estesa di cui all’art. 60 CCII. In quest’ultimo caso, a seguito del correttivo ter, restano salvi i diritti dei creditori nei confronti dei fideiussori e dei coobbligati (così come da sempre nel concordato preventivo). Questa disposizione non si applica quindi ai creditori pubblici, che conseguentemente non possono agire nei confronti di eventuali coobbligati a seguito dell’omologazione degli accordi.

Si tratta di una decisione coerente con l’impostazione del Codice, che prevede due distinti istituti, ognuno dei quali ha una propria ratio, diversi caratteri, presupposti ed effetti.

Si segnala il richiamo, quale obiter dictum nella motivazione, alla circostanza che lo scopo della norma sarebbe la conservazione, ove possibile, della continuità aziendale: gli accordi di ristrutturazione possono avere anche carattere liquidatorio, ma certamente l’interpretazione è funzionale anche a questa finalità, ove ne sia il caso.

• 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”);

• definito i criteri e le condizioni in base ai quali il Gestore dei Servizi Energetici S.p.A. (“GSE”) assume il ruolo di garante di ultima istanza dei PPA negoziati sul MPPA.

Il contesto europeo e nazionale di riferimento

Il Decreto si inserisce in un contesto normativo europeo in continua evoluzione, volto a favorire gli investimenti in energia rinnovabile e a garantire stabilità ai prezzi. A partire dal Regolamento (UE) 2024/1747, l’Unione Europea, infatti, incoraggia gli Stati membri a eliminare gli ostacoli esistenti per la negoziazione e sottoscrizione dei PPA, promuovendo, tra gli altri, strumenti di garanzia a supporto degli operatori, in particolare PMI e soggetti con limitato accesso ai mercati.

In ambito nazionale, il decreto si colloca nell’ambito del PNIEC e della Missione 7 del REPowerEU del PNRR, che mira a ridurre la dipendenza dalle fonti fossili, accelerare lo sviluppo delle rinnovabili e favorire la diffusione dei contratti a lungo termine (5–10 anni) tra produttori e acquirenti di energia rinnovabile.

Più nel dettaglio, la principale finalità del MPPA e del ruolo del GSE, quale garante di ultima istanza, è di ridurre le principali barriere esistenti per l’accesso e lo sviluppo dei PPA tra cui l’elevato costo finanziario degli strumenti di garanzia richiesti per gestire il rischio associato alle posizioni delle parti nel PPA. 

Nelle scorse settimane GME e GSE hanno avviato due consultazioni aventi ad oggetto, rispettivamente (i) la proposta di modello di funzionamento del MPPA e (ii) la proposta di regole operative per la qualifica dei soggetti che intendono partecipare al MPPA e per la disciplina di garanzia di ultima istanza del GSE (“Regole Operative”), così come previsto dall’art. 8 del Decreto. La consultazione del GME si è conclusa il 24 luglio 2025, mentre il termine per la consultazione del GSE è in scadenza il prossimo 4 agosto 2025. 

La struttura del MPPA ai sensi del Decreto e del documento per la consultazione del GME 

Il MPPA sarà una nuova piattaforma di negoziazione facente parte del più ampio mercato elettrico gestito dal GME (“Mercato Elettrico”) e, in particolare, sarà integrato funzionalmente con il mercato a termine (“MTE”)[1].

Per tale ragione, il Decreto prevede che i prodotti che potranno essere negoziati sul MPPA dovranno avere “caratteristiche standardizzate analoghe o comunque compatibili con quelle dei contratti negoziati sul MTE”.

Infatti, ai sensi del Decreto e dei documenti per la consultazione di GME e GSE, potranno essere negoziati sul MPPA contratti di compravendita aventi esclusivamente un profilo standardizzato di tipo baseload e peakload, proprio come attualmente previsto sul MTE.

Inoltre, i contratti negoziabili su MPPA dovranno:

• essere riferibili a volumi di energia che non siano già stati oggetto di contratti precedentemente negoziati e che non siano oggetto di altri incentivi e/o servizi erogati dal GSE (anche con riferimento alla relativa quota di potenza dell’impianto);

• avere una durata di minimo 5 e massimo 10 anni.

È altresì previsto che i PPA possano essere negoziati direttamente sul MPPA, attraverso una negoziazione ad asta con meccanismo di gradimento, ovvero al di fuori del mercato (“OTC Clearing”), purché i PPA OTC Clearing siano compatibili con i prodotti negoziabili su MPPA.

Il MPPA sarà un mercato a partecipazione volontaria, ma per l’accesso e la partecipazione sono previsti requisiti soggettivi ed oggettivi.

Oltre ai requisiti oggettivi, relativi agli impianti, requisiti soggettivi sono previsti sia dal GME, con riferimento alla partecipazione al Mercato Elettrico, che dal GSE, con riferimento al ruolo da quest’ultimo assunto nel MPPA.

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. avere la qualifica di operatori di mercato ai sensi della disciplina del Mercato Elettrico (GME);

2. essere utenti del dispacciamento di uno o più impianti di produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili entrati in esercizio o autorizzati, se venditori (GSE);

3. essere utenti del dispacciamento di uno o più punti di prelievo come definito nel TIT, se acquirenti (GSE).

Il GME assumerà il ruolo di controparte centrale dei partecipanti sul MPPA, mentre il GSE interverrà in caso di inadempimento di una delle parti del PPA per garantire la continuità dei contratti, se così deciso della parte non inadempiente, come di seguito descritto.

Il ruolo di garante di ultima istanza del GSE ai sensi del Decreto e del documento per la consultazione del GSE

Il soggetto che possiede i requisiti previsti dalle Regole Operative del GSE sottoscrive il contratto di adesione con GSE al fine di ottenere la garanzia di ultima istanza del GSE.

Nel caso in cui una parte si renda inadempiente nei confronti del GME ai sensi della disciplina del Mercato Elettrico ovvero nei confronti del GSE ai sensi del contratto di adesione[2], la controparte in bonis potrà decidere di proseguire nel contratto e usufruire del servizio di ultima istanza del GSE ovvero di far cessare l’efficacia del contratto negoziato sul MPPA e recedere dal contratto di adesione sottoscritto con il GSE.

Se la controparte in bonis decide di attivare la garanzia del GSE, quest’ultimo subentra nella posizione della controparte inadempiente per il rimanente tempo del PPA, che non sia già oggetto di consegna sul MCT.

Inoltre, in caso di inadempimento del venditore, il GSE, in forza del mandato che gli è stato conferito, subentrerà quale utente del dispacciamento in immissione dell’impianto o degli impianti oggetto del PPA.

In caso di subentro del GSE, le posizioni contrattuali delle parti vengono regolate mediante l’applicazione del c.d. “prezzo di riserva” (“Prezzo di Riserva”), così come determinato ai sensi delle Regole Operative, e non del prezzo contrattuale precedentemente determinato dalle Parti nel PPA.

Una riforma strategica?

I requisiti e gli oneri (anche in termini professionali) per partecipare al Mercato Elettrico e, quindi al MPPA, potrebbero costituire un ostacolo per le società di progetto che normalmente detengono gli impianti di produzione nonché per i clienti finali energivori che partecipano direttamente al Mercato. 

Ai sensi del documento per la consultazione del GSE, sembra, tuttavia, che sia produttori che clienti finali possano partecipare al MPPA per il tramite del proprio trader al quale abbiano conferito mandato per il dispacciamento.

Ciò consentirebbe di superare tale limite, consentendo la partecipazione tramite utenti qualificati cui più produttori/clienti potrebbero dare mandato, similmente a come avviene per il mercato del dispacciamento gestito da Terna e in relazione al Capacity Market. Tuttavia, in tale contesto, occorrerà valutare i rischi derivanti dall’aggregazione.

Analoghe valutazioni potrebbero essere svolte anche in merito alla partecipazione al MPPA da parte dei clienti finali energivori.

Anche il Prezzo di Riserva desta diversi dubbi, in quanto non consentirebbe alle parti di mantenere il medesimo cash flow previsto al momento della conclusione del PPA. 

Occorrerà dunque attendere la pubblicazione degli esiti delle consultazioni avviate da GSE e GME per comprendere se i dubbi e i suggerimenti degli operatori del mercato saranno tenuti in considerazione nella costruzione del MPPA e nella strutturazione del ruolo del GSE quale garante di ultima istanza.

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[1] In particolare, si prevede che il MTE venga suddiviso in due comparti: il mercato dei contratti a termine (“MCT”) nel quale continueranno ad essere negoziati i contratti attualmente negoziabili sul MTE e il MPPA.

[2] Ad esempio, in caso di mancato adempimento agli obblighi assunti ai sensi del contratto di adesione.

La revisione delle istruzioni di cui al Provvedimento si colloca nel più ampio processo di riforma della normativa eurounitaria in materia. Le disposizioni contenute nel Provvedimento, rivolte all’intera platea dei destinatari dell’obbligo di segnalazione (“Destinatari”)[1], mirano ad “agevolare la rilevazione delle operazioni sospette e assicurare tempestività, completezza e riservatezza della segnalazione nonché di accrescerne la qualità”. L’antecedente di questo processo riformatore è rappresentato dal provvedimento dell’UIF del 12 maggio 2023, contenente un elenco di trentaquattro indicatori di anomalia, elaborati per facilitare l’individuazione delle operazioni sospette e garantire un adempimento corretto e uniforme degli obblighi segnaletici da parte dei Destinatari. La SOS rappresenta uno degli strumenti antiriciclaggio più rilevanti e costituisce l’esito di un processo valutativo svolto dai Destinatari, che prende avvio dall’individuazione di indici di anomalia, sia soggettivi che oggettivi, utili a stabilire se, con riferimento a un determinato soggetto e a una specifica operazione, si configuri un sospetto.

Il Provvedimento si articola in tre parti: la prima parte illustra i principi e le regole da osservare nella collaborazione attiva – intesa come l’”insieme delle misure organizzative, procedurali, informatiche, di disciplina interna e formazione adottate dal destinatario al fine di adempiere all’obbligo di segnalazione delle operazioni sospette per la prevenzione del riciclaggio e del finanziamento del terrorismo” – e fornisce le istruzioni relative all’individuazione e all’esame delle anomalie, alla SOS, alla sospensione delle operazioni sospette, ai flussi di ritorno sugli esiti delle segnalazioni comunicati dall’UIF, nonché ai rapporti tra l’obbligo di SOS e altre disposizioni normative; la seconda parte reca disposizioni sugli adempimenti organizzativi e procedurali strettamente connessi all’obbligo di segnalazione, con particolare riferimento alla nomina del responsabile SOS e alla definizione della procedura interna di segnalazione (tali indicazioni si applicano, è bene precisarlo, ai Destinatari non soggetti alla supervisione delle Autorità di vigilanza di settore); la terza parte, infine, disciplina le modalità di registrazione al Portale Infostat-UIF e la compilazione della segnalazione.

Particolarmente interessante è poi il richiamo, nella sezione del Provvedimento dedicata all’“Individuazione delle anomalie”, all’impiego, da parte dei Destinatari, di strumenti – anche informatici – per la selezione delle operatività anomale, basati su parametri quantitativi e qualitativi, tra cui rientrano anche quelli basati sull’intelligenza artificiale (“IA”). Pur se il ricorso all’IA è qui delineato con cautela, venendo subordinato all’utilizzo di dati oggettivi e verificabili e a valutazioni condotte con l’intervento umano al fine di controllare e validare le anomalie rilevate, la sua menzione nel Provvedimento della UIF sembra comunque aprire la strada a possibili applicazioni in ambiti finora inesplorati, mettendo ancora una volta in evidenza le sfide che l’evoluzione tecnologica incessantemente pone al diritto.

In definitiva, il Provvedimento posto in consultazione ridefinisce l’obbligo di SOS di cui agli artt. 35 e ss. del D.lgs. n. 231/2007 (“Decreto Antiriciclaggio”) secondo una logica orientata alla qualità, più che alla quantità, del flusso segnaletico. Viene così chiarito che non si è di fronte a un mero adempimento burocratico-amministrativo, bensì a un’attività proattiva di intelligence finanziaria, fondata sulla responsabilizzazione del Destinatario. Si passerà ora all’analisi dei profili più rilevanti del Provvedimento, seguendo la suddivisione in tre parti sopra delineata.

Le principali novità introdotte dal nuovo Provvedimento rappresentano un passo significativo verso la modernizzazione del sistema antiriciclaggio italiano, con particolare attenzione alla qualità delle segnalazioni e all'innovazione tecnologica. In questo contesto, a parere di chi scrive, risulta comunque fondamentale il rispetto del principio di proporzionalità, che deve guidare l'applicazione delle misure antiriciclaggio - incluso l'impiego di strumenti basati sull'intelligenza artificiale - per garantire un corretto equilibrio tra l'efficacia della prevenzione e l'impatto sulle attività economiche dei soggetti obbligati destinatari che – come noto – rappresentano realtà fra loro anche molto eterogenee per natura e dimensioni. In questo senso, l’IA potrebbe essere molto rilevante ed efficace in termini di ausilio nei cd. background check nel contesto dell’adeguata verifica della clientela (e/o nella verifica di taluni documenti pubblici che li riguardano) per i soggetti obbligati meno strutturati.

Approfondimento a cura di Filippo Federici, Valentina Molinari e Lorenzo Brugioni. 

Le nuove istruzioni dell'Unità di Informazione Finanziaria (UIF).

[1]Ai sensi del Provvedimento, le istruzioni sono rivolte a tutti i soggetti obbligati alla segnalazione di operazioni sospette ai sensi del D.lgs. 231/2007. Tra questi rientrano, in via esemplificativa: Banche e intermediari finanziari, come SIM, SGR, fiduciari e istituti di pagamento; Imprese di assicurazione e intermediari assicurativi, in particolare nel ramo vita;

Professionisti quali notai, avvocati, commercialisti e revisori, quando assistono i clienti in operazioni finanziarie, immobiliari o societarie; Operatori del mercato dell’arte, comprese gallerie e case d’asta, obbligati quando effettuano o intermediano operazioni di valore pari o superiore a 10.000 euro; Operatori del gioco pubblico, tra cui concessionari, gestori di sale e piattaforme di gioco online; e altri soggetti non finanziari, come agenti immobiliari, compro oro, operatori in cripto-attività e prestatori di servizi fiduciari.

La Commissione europea ha adottato, con la Raccomandazione n. 2025/1099 del 21 maggio 2025 (la “Raccomandazione”) una nuova definizione di “piccole imprese a media capitalizzazione” (“SMC”), destinata a costituire parametro di riferimento per la normativa e i programmi dell’Unione che ne fanno espresso richiamo ([1]).

Vengono ad acquisire lo status di “piccole imprese a media capitalizzazione” le imprese che: 

• non sono PMI ai sensi della Raccomandazione 2003/361/CE,

• occupano meno di 750 persone,

• il cui fatturato annuo non supera €150 milioni, o

• il cui totale di bilancio annuo ([2]) non supera €129 milioni.

L’iniziativa mira ad evitare che il superamento delle soglie dimensionali previste per le micro, piccole o medie imprese, come definite dalla Raccomandazione 2003/361/CE (“PMI”), comporti un’immediata e sproporzionata intensificazione degli oneri normativi e amministrativi a carico di imprese ancora in fase di crescita, che possono essere destinatarie di misure di aiuto senza che gli Stati debbano notificare le misure alla Commissione europea. 

2. Principali impatti e linee prospettiche

Conformemente ai punti 5, 6 e 7 della Raccomandazione, la nuova definizione di piccola impresa a media capitalizzazione dovrà costituire il riferimento per la normativa e per i programmi dell’Unione che facciano esplicito uso del termine “piccola impresa a media capitalizzazione” o che siano rivolti a imprese corrispondenti ai criteri dimensionali ivi fissati.

In via transitoria, i programmi dell’Unione attualmente in vigore che già prevedono disposizioni relative alle piccole imprese a media capitalizzazione continueranno ad applicarsi alle imprese che, al momento dell’adozione dei suddetti programmi, rientravano in tale categoria, senza pregiudicare il quadro attuale definito dalla Commissione.

La nuova definizione rileverà in particolare con riferimento a due ambiti specifici in tema di aiuti di Stato:

2.1. Gli Orientamenti sugli aiuti di Stato destinati a promuovere gli investimenti per il finanziamento del rischio (2014/C 19/04) “Orientamenti per il finanziamento del rischio”

Gli Orientamenti per il finanziamento del rischio prevedono la categoria delle “piccole imprese a media capitalizzazione”, stabilendo che, tra le imprese ammissibili a misure di finanziamento del rischio, andassero incluse non solo le PMI, ma anche le imprese il cui numero di dipendenti non superasse le 499 unità e il cui fatturato annuo non superasse 100 milioni di EUR o il totale di bilancio annuo non superasse € 86 milioni.         

Gli Orientamenti riconoscono, infatti, che imprese comprese in tale fascia dimensionale affrontano un “deficit di finanziamento” simile a quello delle PMI in crescita.

Con la Raccomandazione 2025/1099, la Commissione amplia tale platea di imprese beneficiarie, aggiornando i parametri dimensionali. Tuttavia, gli Orientamenti dovranno essere aggiornati per riflettere l’estensione dimensionale prevista dalla Raccomandazione. 

La stessa Commissione chiarisce poi che la nuova definizione generale di small mid-cap «lascia impregiudicate le soglie ritenute opportune nel contesto degli aiuti di Stato». In altri termini, la Raccomandazione non incide o modifica in alcun modo i limiti previsti dalle normative sugli aiuti.

2.2 Il Reg. (UE) n. 651/2014, il cd. GBER (General Block Exemption Regulation):

il GBER è il regolamento della Commissione europea che stabilisce le condizioni in base alle quali determinati tipi di aiuti di Stato possono essere considerati compatibili con il mercato interno e quindi esentati dalla notifica preventiva alla Commissione.

Ebbene, il regolamento di esenzione, così come aggiornato nel 2023, ha esteso il proprio ambito di applicazione anche alle piccole imprese a media capitalizzazione (nella definizione originaria già prevista dagli Orientamenti per il finanziamento del rischio).  

Sono interessate allo stato due tipi di misure: (i) gli aiuti per agevolare la conclusione di contratti di rendimento energetico e (ii) gli aiuti contenuti nei prodotti finanziari sostenuti dal Fondo InvestEU, che prevedono come possibili beneficiarie delle misure di aiuto questo tipo di imprese. 

Anche il GBER dovrà essere modificato per riflettere l’innalzamento delle soglie dimensionali introdotto dalla Raccomandazione, ma si tratta, anche qui, di mero adeguamento formale. 

Va notato in proposito che la Commissione ha già manifestato l’intenzione di inserire la nuova categoria in alcuni strumenti in corso di revisione. Nell’ambito del pacchetto di misure Omnibus IV (presentato anch’esso il 21 maggio 2025), si prevede di riconoscere formalmente le small mid-cap come categoria separata di imprese, semplificando le regole loro applicabili e riducendo gli oneri quando superano la soglia PMI. Ciò include interventi legislativi mirati su vari regolamenti UE (ad esempio in materia di GDPR, registri ambientali, ecc.) e auspicabilmente modifiche del GBER – rispetto al quale è aperta la consultazione pubblica fino al 6 ottobre 2025 - - e degli Orientamenti sul finanziamento del rischio. 

È auspicabile, tuttavia, che le modifiche non si limitino a meri aggiornamenti formali ma che questa categoria di imprese possa beneficiare di un novero assai più ampio di tipologie di aiuto, con soglie più elevate di quelle attualmente previste. 

È il caso ad esempio di incentivi fiscali mirati a favorire l’accesso al mercato dei capitali nell’ambito della Savings and Investment Union e destinati alle PMI e alle SMC quotande o neo-quotate (come contributi a fondo perduto o crediti d’imposta per coprire costi di IPO su mercati dedicati) e di strumenti fiscali per favorire il venture capital e la raccolta di equity (ad es. detrazioni IRPEF/IRES per chi investe) che dovrebbero potere essere automaticamente esentate, a certe condizioni, dagli obblighi di notifica alla Commissione europea, anche quando riguardi le SMC, secondo la definizione aggiornata della Raccomandazione, così come auspicato nel report TESG del maggio 2012 ([3]).

3. Conclusioni

L’estensione dei parametri dimensionali applicabili alle SMC mira a favorire le imprese in fase di crescita, garantendo loro l’accesso a strumenti di sostegno essenziali per il loro sviluppo e costituisce un chiaro segnale politico di apertura rispetto a un allentamento dei vincoli in materia di aiuti di Stato.

È fondamentale, tuttavia, a nostro avviso, estendere in maniera significativa il perimetro delle misure di aiuto alle quali le SMC possono accedere, consentendo agli Stati membri, anche tramite incentivi fiscali mirati, uno spazio d’azione maggiore rispetto a quello previsto dalle disposizioni oggi in vigore. 

Soltanto in questo modo gli aiuti di Stato potranno contribuire alla crescita delle SMC, che costituiscono l’asse portante dell’economia UE. 

([1]) Tale raccomandazione fa seguito all’introduzione degli orientamenti politici 2024–2029 della Commissione europea, che avevano annunciato l’intenzione di valutare se la regolamentazione esistente applicabile alle piccole imprese a media capitalizzazione fosse troppo onerosa, sproporzionata o costituisse un ostacolo per il loro sviluppo competitivo. Nella medesima direzione si colloca la comunicazione “Bussola per la competitività dell’UE”, con cui la Commissione si è impegnata a proporre una nuova definizione di piccole imprese a media capitalizzazione al fine di garantire una regolamentazione proporzionata e confacente alle loro dimensioni. Anche lo studio “Study to map, measure and portray the EU mid-cap landscape” della Commissione europea, ha evidenziato che le piccole imprese a media capitalizzazione rappresentano un segmento di attività imprenditoriale chiaramente distinto dalle PMI ma anche dalle grandi imprese.

([2]) Intendendosi per tale il totale dell'attivo patrimoniale.

([3]) Empowering EU capital markets for SMEs - Making listing cool again, Final report of the Technical Expert Stakeholder Group (TESG) on SMEs, May 2021, pp. 58 ss, disponibile in papers.ssrn.com/sol3/papers.cfm.

Secondo la Corte, l’imposizione di un tetto fisso e invalicabile configura una liquidazione forfettizzata che, in assenza di qualunque margine di valutazione per il giudice, compromette la tutela riconosciuta al lavoratore di una prospettiva di effettivo ristoro e deterrenza. 

La pronuncia non contesta la legittimità di un sistema che prevede, per le imprese di più piccole dimensioni, un regime differenziato e una tutela risarcitoria ridotta. Non viene quindi messa in discussione la scelta del legislatore di prevedere una disciplina meno onerosa per i datori di lavoro che non superano una certa soglia occupazionale, ma ritiene non conforme ai principi costituzionali la rigidità del limite massimo in quanto impedisce qualsiasi adattamento alla peculiarità delle singole fattispecie, risultando incompatibile con una tutela effettiva.

Per l’effetto della incostituzionalità dell’art. 9, comma 1, limitatamente alle parole “e non può in ogni caso superare il limite delle sei mensilità” la tutela indennitaria nel caso di imprese di più piccole dimensioni potrà essere modulata dal Giudice fra le 3 e le 18 mensilità, ossia in misura dimezzata rispetto a quanto previsto per le imprese sopra soglia.

La sentenza sottolinea inoltre che l’utilizzo esclusivo del criterio dimensionale rappresenta un indicatore non più affidabile della reale forza economica dell’impresa nell’attuale contesto produttivo. In questa prospettiva, la Corte auspica che il legislatore, in sede di eventuale riforma, valuti l’introduzione di parametri ulteriori – come il fatturato o il bilancio – per calibrare la misura dell’indennizzo in maniera più coerente con le caratteristiche dell’impresa.

La Corte Costituzionale già con la sentenza n. 183 del 2022 aveva sollevato medesime perplessità in ordine all’adeguatezza della disciplina riservata ai datori di lavoro di più piccole dimensioni e una possibile frizione con i principi costituzionali, scegliendo di non intervenire con una pronuncia ablativa e invitando (restando inascoltata) il legislatore ad intervenire. 

Articolo a cura del dipartimento Lavoro. Per maggiori informazioni clicca qui

I vertici delle Istituzioni europee ed i principali capi di Stato dell’Unione non hanno dubbi su quale sia il cammino da intraprendere, soprattutto nello scenario geopolitico internazionale sempre più sfidante in cui ci troviamo. Da più di un anno, sia a Bruxelles sia in molte cancellerie degli Stati Membri dell’Unione, il linguaggio politico sembra cambiato. Tuttavia, si fatica ad intravedere un reale cambiamento nel lavoro quotidiano dei decisori e nella produzione normativa – invero ancora povera – della Commissione Europea. In gioco, nel caso del settore marittimo, c’è molto di più di un’astratta concezione di “competitività”: autonomia strategica, proiezione industriale, livelli occupazionali, coesione territoriale e sviluppo economico sono tutti fattori interconnessi che senza un intervento concreto sono destinati all’irrilevanza globale e al declino economico.

Per chi è abituato ad interagire con Bruxelles, l’impressione diffusa è che le istanze in maturazione a livello politico non riescano ancora a trovare spazio e interpretazione nell’ipertrofico e potente apparato burocratico della Commissione Europea. Da lì partono le proposte legislative, e gran parte di esse rimane invariata attraverso il lungo percorso di discussione che attraversa Parlamento Europeo e Consiglio. La preoccupazione, di conseguenza, è molta; e il rischio che si profila a medio termine è che ai proclami non seguano azioni concrete o che, nella peggiore delle ipotesi, certi rimedi siano peggiori dei mali, ad esempio nel caso in cui certi rinnovati impulsi protezionistici danneggino gli armatori a vantaggio di altri segmenti della filiera marittimo-industriale.

Verso una doppia tassazione ambientale?

Un esempio in particolare permette di riflettere su questo aspetto primario del policy-making europeo. A livello internazionale è stato salutato con entusiasmo l’accordo raggiunto in sede IMO, durante l’MEPC83 di aprile, sull’introduzione di una misura a medio termine per la riduzione delle emissioni del settore marittimo globale. L’accordo è sicuramente perfettibile, e i prossimi mesi ci diranno di più sulla sua reale messa a terra, attesa per l’MEPC straordinaria di ottobre. Ma è fuor di dubbio che l’accordo IMO abbia un carattere epocale e apra la strada ad un allineamento della normativa europea con la futura normativa globale. Del resto, l’allineamento è previsto e auspicato dalle stesse norme europee (ETS e FuelEU). Ebbene, nonostante il raggiungimento di un ritrovato level playing field possa risolvere una volta per tutte le distorsioni causate dalla legislazione climatica europea nel mercato dello shipping – in primis sul transhipment ma anche su altri segmenti come le AdM – le reazioni informali della burocrazia di Bruxelles all’idea di un intervento correttivo che allinei legislazione UE e legislazione IMO sono state particolarmente tiepide.

Potrei soffermarmi a lungo sulle ragioni tecniche per le quali la futura normativa IMO non può essere considerata, secondo taluni a Bruxelles, equivalente all’ETS e alla FuelEU, pur avendo in buona sostanza recepito aspetti significativi di entrambe le leggi. Ciononostante, mancherei i veri punti politici per cui dobbiamo aspettarci dalla Commissione europea poca disponibilità ad allineare in modo ottimale le norme UE a quelle IMO: da un lato, la volontà di mantenere in vigore le normative del Fit for 55 come un feticcio ideologico che collochi l’Europa più avanti degli altri attori globali nella corsa verso una società a zero emissioni nette, dall’altro la destinazione ultima di una parte considerevole del prelievo fiscale derivante da FuelEU e ETS, attraverso i bilanci dell’Unione e dello Stato, per ripagare rispettivamente il Next Generation EU e il debito pubblico. Qui, precisamente nella reale volontà di fornire al settore marittimo-portuale europeo le stesse regole dei paesi extra-Ue per poter giocare ad armi pari sul mercato, le agende politiche del nuovo corso dell’Unione troveranno il loro punto di caduta negli anni a venire.

Le premesse non sono le migliori, e per questo serve maggiore protagonismo italiano e maggiore consapevolezza e azione coordinata da parte di tutte le rappresentanze del mondo marittimo a livello internazionale, alcune delle quali troppo spesso cedono all’opportunità apparente di collaborare con ONG oltranziste pur di essere considerate interlocutori responsabili.

Un approccio verticale per essere protagonisti

Nella lettera di missione del Presidente Von Der Leyen al Commissario Europeo ai Trasporti, Apostolos Tzitzikostas, che ne ha delineato le linee guida di mandato, alcuni provvedimenti di diretto interesse del settore marittimo sono stati annunciati e, successivamente, sono stati inclusi nel Working Plan della Commissione europea per i mesi a venire. Tra questi, saranno particolarmente importanti la Strategia Marittima Industriale Europea, la Strategia Europea dei Porti e il Piano di Investimenti per il Trasporto Sostenibile (Sustainable Transport Investment Plan - STIP).

In virtù delle preoccupazioni espresse nei paragrafi precedenti, occorre promuovere un approccio “italiano” e verticale: troppo spesso il filo diretto tra componenti industriali in senso lato, Ministeri, Rappresentanza Permanente d’Italia e parlamentari europei non ha funzionato o non è stato proprio istituito. Gli ultimi due anni hanno portato ad una svolta, anche grazie alla stabilità politica del Governo e all’istituzione del CIPOM. Serve adesso premere sull’acceleratore per poter influire meglio grazie ad un lavoro di filiera che parta dal basso e, attraverso la mediazione e l’indicazione degli organi politici nazionali, sappia orientare l’azione di tutti coloro che si muovono su Bruxelles e più in generale fuori dall’Italia – compresa la Rappresentanza nazionale presso l’IMO, che svolge un ruolo cruciale – giocando la partita con la maglia del nostro Paese.

I rischi che si profilano per le politiche europee in fase di elaborazione sono l’inefficacia anacronistica e l’eccessivo protezionismo, mentre le potenzialità sono enormi ma devono essere colte e costruite. Di anno in anno, navighiamo in acque sempre più turbolente: per tenere la prua dritta e arrivare in porto è giunto il momento di iniziare a lavorare come sistema industriale-nazionale integrato. Ognuno dovrà fare la sua parte.

I numeri chiave del 2024: un anno di sfide e interventi

La relazione sottolinea con chiarezza quanto il panorama della protezione dei dati sia diventato complesso e interconnesso:

• 2.204 data breach segnalati tra settore pubblico e privato, un dato che testimonia la crescente esposizione ai rischi e l’esigenza di un approccio rigoroso e proattivo da parte di tutti gli attori, anche alla luce dell’intensificarsi delle sanzioni nei casi più gravi da parte del Garante1.
• 130 ispezioni condotte, con focus su ambiti altamente innovativi: sistemi di identità digitale (SPID), riconoscimento facciale, videosorveglianza e applicazioni di intelligenza artificiale. Questi controlli pongono in rilievo come la sfida della privacy sia sempre più intrecciata con i temi dell’innovazione tecnologica e della cybersecurity.
• 835 provvedimenti collegiali adottati, di cui 468 di natura correttiva e sanzionatoria: un segnale forte della crescente attenzione sia repressiva che preventiva dell’Autorità nei confronti delle violazioni e delle criticità più rilevanti. I pagamenti derivanti dall'attività sanzionatoria sono corrisposti a Euro 24.430.856,45
• Oltre 16.000 quesiti gestiti dall’Autorità, segno di un interesse sempre più diffuso e concreto nei confronti della materia e della necessità di una comunicazione trasparente e autorevole a beneficio di cittadini e imprese.

Privacy e intelligenza artificiale: bilanci e prospettive

Nel 2024 l’Autorità ha puntato i riflettori sulle profonde implicazioni dell’adozione dell’intelligenza artificiale nei settori chiave: dalla sanità digitale all’age verification, passando per la gestione delle identità digitali e i rischi connessi al web scraping per l’addestramento degli algoritmi. Il dialogo tra evoluzione tecnologica e diritto si fa sempre più stringente, portando il Garante a ribadire la necessità di una regolazione rigorosa e aggiornata rispetto ai nuovi scenari digitali.

Le attività ispettive e i provvedimenti hanno interessato anche la delicata questione delle decisioni automatizzate e della profilazione, così come la cybersicurezza delle infrastrutture pubbliche e private. La Relazione richiama tutti i responsabili dei dati a mantenere un alto livello di consapevolezza e responsabilità in tema di sicurezza tecnica e organizzativa.

Cultura della conformità: diritti e fiducia al centro

Il bilancio tracciato dal Garante è chiaro: la cultura della conformità normativa e della sicurezza dei dati non è più solo un adempimento. È una garanzia per la tutela dei diritti fondamentali delle persone e un pilastro imprescindibile per la fiducia digitale nella società e nel mercato.

Viene rinnovato l’invito a tutti gli operatori—pubblici e privati—a investire in formazione, aggiornamento costante dei processi e trasparenza, per rafforzare un ecosistema digitale che tuteli la dignità, la libertà e la sicurezza di ciascun individuo.

In conclusione, la Relazione annuale 2024 del Garante Privacy fotografa un Paese in cui la protezione dei dati personali non è più solo un tema tecnico, ma una vera e propria questione sociale, giuridica ed etica. Dalla gestione dei data breach all’innovazione della AI, la sfida è quotidiana e chiede a tutti i protagonisti di essere all’altezza, costruendo insieme un futuro digitale più sicuro, inclusivo e trasparente.

Qui la relazione completa

Qui il discorso del Presidente Pasquale Stanzione

Segnatamente, con la tale pronuncia il TAR ha chiarito che la disciplina primaria – rappresentata, nel caso di specie, dall’art. 20 del D.Lgs 199/2021 in materia di aree idonee – in quanto proveniente da fonte legislativa, rende “cedevoli” eventuali vincoli paesaggistici regolati da piani territoriali e da prescrizioni delle NTA.

Per l’effetto, è stato stabilito che, laddove il relativo progetto ricada in area idonea ex lege, la PAS non può essere negata in virtù di vincoli territoriali preesistenti senza tener conto del dato normativo nazionale.

Nella fattispecie in questione, il Comune di Larino aveva trascurato il contesto legislativo nazionale (nel segno, l’art. 20, co. 8, c-ter, n. 1 e n. 2) reputando un progetto fotovoltaico di potenza pari a circa 5 MW incompatibile con il Piano Territoriale Paesistico Ambientale (negando la relativa PAS) nonostante lo stesso ricadesse in area idonea.

A tal riguardo, il TAR Molise ha evidenziato che la disciplina regionale e comunale evocata nei provvedimenti impugnati deve ritenersi superata sia dalla disciplina statale in materia di aree idonee sia dalla disciplina regionale (i.e., la DGR n. 158/2023 con cui i criteri localizzativi sono state adeguati alle disposizioni nazionali).

È stato, dunque, ribadito che le disposizioni regionali o locali, recanti vincoli o prescrizioni alla installazione di impianti FER possano restare valide, nelle more dell’emanazione dei decreti attuativi ex art. 20 del D.Lgs. 199/2021, esclusivamente per le parti che non confliggono con la normativa nazionale (sul punto si veda, anche, la nota del Ministero dell’Ambiente e della Sicurezza Energetica prot. n. 124474 del 28 luglio 2023 fornita in riscontro ad un interpello su un caso analogo).

I giudici amministrativi si sono inoltre soffermati su due ulteriori profili di rilievo non marginale nel contesto dello sviluppo di progetti rinnovabili, sottolineando che:

• in ambito autorizzativo gli enti locali non possono limitarsi a recepire acriticamente i pareri contrari della Soprintendenza, per di più se i progetti ricadono in area idonea e, dunque, ai sensi dell’art. 22 del D.Lgs 199/2021, quest’ultimi sono “non vincolanti”;

• una ragionevole valutazione dell’effetto cumulo ai fini paesaggistici non può che tener conto, ai fini della valutazione del reale impatto percettivo di un progetto fotovoltaico, dei soli impianti limitrofi già esistenti e/o approvati e non anche di quelli ancora in fase autorizzativa. 

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Osservando in dettaglio l’evoluzione del mercato nell’anno passato e nel primo trimestre 2025 è stato senz’altro possibile notare come il processo di transizione in atto non riguardi ormai più soltanto la generazione di energia da fonti rinnovabili e la riduzione di emissioni, ma più genericamente la diversificazione delle fonti di produzione ed il prospettico ammodernamento delle infrastrutture di rete, visto il crescente bisogno di flessibilità, conseguente alla diversificazione delle fonti di produzione non programmabili – insieme all’integrazione delle infrastrutture digitali nelle reti, che avrà verosimilmente un ruolo significativo anche nel miglioramento proprio nella gestione delle reti.

Le nuove direttrici di crescita: storage e biometano.

In questo quadro generale, accanto a operazioni di rilievo nei settori delle reti elettriche e metano e LNG, l’attenzione degli investitori si è quindi progressivamente rivolta al mercato dell’accumulo elettrochimico (storage, BESS) e allo sviluppo e/o conversione di progetti dedicati alla produzione di biometano da rifiuti organici e reflui/sottoprodotti agricoli, quest’ultimo supportato  del Decreto del MASE 15 settembre 2022, che ha potuto beneficiare delle risorse rese disponibili dai fondi europei al PNRR, mentre l’approssimarsi dei relativi termini di entrata in esercizio sta riducendo le prospettive di ritorno sull’investimento e quindi le valorizzazioni.

Nel primo caso, elemento a supporto degli investimenti è stato il favorevole quadro regolatorio che ha introdotto il nuovo meccanismo “MACSE” (Meccanismo di Approvvigionamento della Capacità di Stoccaggio Elettrico) per regolare l’approvvigionamento di capacità di stoccaggio da parte di Terna la cui prima asta si terrà il 30 settembre 2025, ma fonti di cash flow potrebbero essere costituite anche dai contratti di off take, di tolling oltre che dal Capacity Market anche combinati tra loro oltre che con un approccio merchant grazie all’attesa diffusione degli optimization agrement. 

Parallelamente, nel 2024 il biometano si è imposto come vettore strategico grazie al supporto economico offerto Piano Nazionale di Ripresa e Resilienza (PNRR) che ha previsto circa 1,7 miliardi di Euro a supporto della produzione di gas rinnovabile, innescando investimenti su numerosi progetti di scala industriale, sostenuti da tariffe incentivanti – di cui le prime due a scadenza proprio alla fine del 2024 nel primo trimestre accesso prioritario alla rete. 

Lo scorso 7 giugno, l’ammontare delle risorse è stato peraltro incrementato grazie all’approvazione da parte della Commissione della richiesta italiana di procedere con la riallocazione di 640 milioni di Euro dalla misura originariamente dedicata all’idrogeno nei settori industriali hard to abate verso lo sviluppo del mercato del biometano, con scadenza a giugno 2026. Si tratta di una misura significativa che potrebbe comunque non raggiungere i suoi obiettivi in considerazione dello sfidante termine per l’entrata in esercizio degli impianti. 

Nel determinare i flussi di cassa degli investimenti negli impianti di produzione di biometano dovrebbe inoltre tenersi in considerazione che l’articolo 5-bis del DL Agricoltura ha introdotto estensione della definizione di biometano autoconsumato anche al biometano consumato, in un sito diverso da quello di produzione, da parte di un cliente finale attivo nei c.d. settori “hard to abate” che abbia sottoscritto con il produttore apposito contratto di compravendita del biometano, cioè un c.d. corporate BPA o CBPA e che il 16 maggio 2025, il GSE ha pubblicato le nuove regole applicative DM Biometano, le quali meglio dettagliano i principali termini e condizioni dei CBPA, i principali requisiti oggettivi che dovranno essere rispettati dall’impianto biometano di volta in volta rilevante e i requisiti soggettivi delle parti interessate alla sottoscrizione di un CBPA. Tali norme hanno creato i presupposti di un crescente mercato che potrebbe determinare una diversa valorizzazione degli asset nell’ambito delle operazioni di M&A che abbiano ad oggetto tali asset.

Il quadro normativo e gli ulteriori strumenti di supporto alle energie rinnovabili 

L’attuale quadro normativo, sebbene complesso, offre significative opportunità agli operatori del settore. Tra gli strumenti più rilevanti i meccanismi FER X Transitorio per l’incentivazione delle FER mature (impianti solari, eolici, idroelettrici e a gas residui) e l’atteso FER X a regime, favorendo così la bancabilità di un maggior numero di progetti sino ad ora basata sostanzialmente solo sullo scarso accesso al FER 1 oltre che sui Long Term Trader PPA e sui Long Term Corporate PPA fisici e virtuali dotati di specifiche caratteristiche.

Riguardo al FER 2 – che punta a sostenere la realizzazione di 4,6 GW complessivi tra il 2024 e il 2028 - proprio ad inizio 2025 sono state pubblicate le regole operative che regole delle procedure competitive che ne determineranno l’assegnazione in misura variabile tra i tra i 100 €/MWh e i 300 €/MWh a seconda della tecnologia e della potenza ed un evidente regime di favore per l’eolico off-shore con 3,8 GW. La grande attesa per l’avvio dei bandi dedicati all’eolico off-shore è però destinata a perdurare in attesa di un adeguato numero di progetti che possano partecipare ad aste veramente competitive.

Il FER X Transitorio – il cui decreto di approvazione risale al febbraio scorso – ha destinato invece 9.7 miliardi di euro ad un meccanismo temporaneo pensato per promuovere la realizzazione di nuovi impianti il cui bando verrà pubblicato il 14 luglio 2025, come dichiarato dal responsabile degli affari regolatori del GSE, Ing. Davide Valenzano in occasione di un convegno tenutosi presso la sede di Milano di ADVANT Nctm e ciò in attesa del meccanismo FER-X a regime che dovrebbe essere approvato entro l’autunno del 2025 e favorire la realizzazione di impianti addizionali per il periodo 2026 - 2029..

Ugualmente incentrato sul meccanismo dei contratti per differenza (CfD) è il meccanismo c.d. Energy Release 2.0, introdotto dal Decreto Legge Nr. 11 del 9 dicembre 2023, come successivamente modificato, per il quale si rimane in attesa della definizione delle regole ad esito del confronto tra MASE e Commissione Europea 

Le menzionate misure  si inseriscono, inoltre, in un quadro normativo generale riorganizzato dal Testo Unico sulle Rinnovabili, adottato sempre lo scorso anno - che su input della normativa europea - ha finalmente portato semplificazioni procedurale e razionalizzazione in materia di autorizzazioni, semplificando processi e chiarendo incertezze interpretative e per il quale si attendono le ulteriori evoluzioni che saranno contenute nel correttivo atteso entro la fine dell’anno.

Rispetto alle previsioni, l’Italia continuerà a rappresentare un mercato attrattivo per gli investimenti di fondi tradizionali e infrastrutturali anche grazie alla bancabilità dei progetti supportata dai regimi incentivanti e per la rilevante numerosità di route to marker rese disponibili dal MASE.

Tale attrattività riguarderà inoltre i settori a servizio delle nuove installazioni quali EPC Contractor e O&M Operator oltre alle ESCO e agli operatori genericamente attivi nell’efficienza energetica, ma la frammentazione del mercato sembra costituire un ostacolo.

I rischi collegati alla saturazione virtuale della rete 

In considerazione dello stato early stage di molte iniziative di sviluppo di impianti FER per le quali è stata prenotata la capacità di rete (e non ancora validato il relativo progetto), è verosimile che molti di questi progetti non siano mai realizzati. 

In tale contesto, negli ultimi mesi il MASE e Terna hanno avviato la predisposizione di strategie volte a scongiurare potenziali rischi di congestione virtuale della rete legati al considerevole quantitativo di richieste di allaccio correlate a tali progetti embrionali. 

Entro la fine dell’anno dovrebbe quindi essere approvato un quadro regolatorio in materia di connessione alla rete pressoché rivoluzionato rispetto a quello vigente che potrebbe avere un rilevante impatto sugli attuali e futuri investimenti nel settore delle rinnovabili.

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Tra questi, i data center rappresentano il fulcro della nuova pressione sulla rete. Secondo stime di settore, entro il 2030 la sola Lombardia – e in particolare l’area metropolitana di Milano – potrebbe assorbire diversi gigawatt di potenza aggiuntiva per alimentare strutture di cloud computing, intelligenza artificiale e servizi digitali avanzati. Aumenti di domanda tanto concentrati sul territorio rischiano di superare la capacità di prelievo disponibile nelle cabine primarie e nelle dorsali di alta tensione.

I data center, infrastrutture centrali per cloud computing, intelligenza artificiale, servizi finanziari e telecomunicazioni, stanno moltiplicando la loro presenza nell’area metropolitana di Milano, attratti dalla qualità delle infrastrutture, dalla connettività e dalla prossimità ai grandi operatori ICT. Ma questo sviluppo ha un costo energetico significativo.

Il fenomeno sta già emergendo nelle valutazioni di Terna e delle società di distribuzione locale, che rilevano colli di bottiglia e richieste di connessione che superano la capacità tecnica installata. A differenza delle centrali tradizionali o degli impianti industriali del passato, i data center richiedono alimentazione costante, stabile e ad alta intensità, spesso con richieste nell’ordine delle centinaia di megawatt per singolo sito.

In parallelo, il fabbisogno di elettricità sarà amplificato dalla decarbonizzazione dei consumi, con l’elettrificazione di settori come i trasporti, il riscaldamento e i processi industriali. Ne emerge un quadro in cui la rete dovrà non solo accogliere sempre più fonti rinnovabili distribuite, ma anche distribuire energia in modo capillare e affidabile ai nuovi poli di domanda, spesso localizzati in zone già dense di carichi.

Questo scenario rende urgenti investimenti infrastrutturali, il potenziamento delle reti di trasmissione e distribuzione, l’adozione di soluzioni digitali per la gestione intelligente dei flussi energetici e una pianificazione coerente con i piani di sviluppo urbano e industriale. L’equilibrio tra domanda e offerta elettrica non è più solo una questione di produzione, ma sempre più di capacità di assorbimento e resilienza della rete.

Secondo quanto attualmente emerso, in questo contesto, Terna avrebbe pensato ad un meccanismo simile a quello dell’“Open Season”, previsto per le domande in immissione, anche per le domande in prelievo derivante da nuovi Data Center. In particolare, i potenziali utenti in prelievo, durante il periodo di Open Season, dovranno manifestare il loro interesse e impegno per l’utilizzo della capacità futura. Non si tratterebbe, dunque, di una vera e propria asta, ma sarà data precedenza ai soggetti che per primi otterranno l’autorizzazione.

* Questo articolo è il secondo di una serie di articoli pubblicati sulla saturazione virtuale della rete. Il primo è raggiungibile a questo indirizzo

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Marco Monaco interverrà all’evento “Fiducia e Responsabilità”, organizzato dal TAR Lombardia.
L’incontro sarà dedicato all’analisi del ruolo centrale della fiducia e della responsabilità nella Pubblica Amministrazione e nel mercato.

Nel corso dell’evento sarà inoltre presentato il volume "Codice dei contratti pubblici" di Claudio Contessa e Paolo Del Vecchio.

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Abbiamo discusso di questo meccanismo e delle sue implicazioni per il sistema elettrico nazionale nel corso del convegno organizzato dal Dipartimento Energy & Infrastructure di ADVANT Nctm presso la sede di Milano il 18 giugno 2025 - a cui hanno partecipato il Dott. Federico Boschi capo Dipartimento Energia del MASE e l’ing. Davide Valenzano, responsabile degli affari regolatori del GSE, oltre a Tommaso Barbetti di Elemens - dedicato al nuovo Market Design e alle Route To Market disponibili per i produttori da FER.

1. Natura e struttura giuridica del FER Z

Il FER Z si differenzia dai precedenti modelli (come il FER X) per la sua architettura decentralizzata. Mentre nel sistema FER X vige un approccio “pay-as-produced” tra lo Stato e il produttore, il FER Z introduce una disintermediazione contrattuale tra asset produttivo e incentivo, valorizzando il ruolo degli aggregatori, quali trader e utility.

Questi soggetti stipuleranno un Contract for Difference (CfD) con il Gestore dei Servizi Energetici (GSE) sulla base di profili predefiniti di consegna energetica (es. baseload o peakload), e contemporaneamente dovranno approvvigionarsi di energia da un portafoglio eterogeneo di impianti, di cui almeno il 70/80% da FER di nuova realizzazione (solare, eolico, idroelettrico e accumuli) per soddisfare tali obblighi.

A loro volta gli aggregatori, quindi, dovranno stipulare: 

1. PPA virtuali (CfD) con i vari produttori che compongono il suddetto portafoglio e che oggi sono soggetti che parteciperebbero direttamente al FER X;

2. contratti di acquisto della disponibilità di storage o contratti di time-shifting MACSE,

per poter comporre e rispettare il profilo promesso in favore del GSE.

In ultima istanza, si tratta di un Corporate PPA virtuale baseload o peakload dove il GSE ha il ruolo della corporation.

2. Profili giuridici e criticità regolatorie

Il FER Z comporta maggiori complessità contrattuali e rischio operativo, poiché richiede all’aggregatore non solo di garantire la continuità della fornitura secondo profili orari, ma anche di gestire attivamente il portafoglio produttivo e l’equilibrio economico tra CfD e acquisti a mercato.

Dal punto di vista giuridico, si tratta di un sistema incentivante ibrido che incorpora elementi tipici dei Corporate PPA e del capacity market di Terna. L’incentivo non è più legato alla mera produzione, ma al rispetto di un profilo teorico di produzione, che dovrà essere garantito lungo un orizzonte temporale definito (verosimilmente annuale).

Come dichiarato dal Dott. Boschi, la Commissione europea ha per il momento espresso riserve sull’efficienza tecnologica e sulla compatibilità del FER Z con la disciplina UE sugli aiuti di Stato, nonché sull’efficacia del meccanismo in relazione agli aspetti di manutenzione programmata degli impianti, questione rilevante anche per il FER X.

3. Implicazioni per il mercato e prospettive normative

Dal punto di vista del diritto dell’energia, il FER Z rappresenta un passo verso una maggiore integrazione concorrenziale delle rinnovabili nei mercati energetici. Si prevede che questo schema possa contribuire per circa 5 GW baseload, con una potenza installata necessaria stimata fino a 20 GW.

In termini operativi, è prevista una consultazione pubblica (non ancora iniziata) e l’avvio delle prime aste non prima del 2026, con una durata potenziale fino al 2029. Il sistema sarà modulato sulla base della complementarietà con altri strumenti (FER X, PPA di mercato) per evitare sovrapposizioni o distorsioni, fermo restando che i vari meccanismi/strumenti dovranno convivere.

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Trib. Milano, 9 novembre 2024

Il Tribunale di Roma ha ritenuto inammissibile una proposta di PRO fondata su di un piano puramente liquidatorio, offrendo a sostegno diverse indicazioni normative secondo cui lo strumento sarebbe finalizzato unicamente al risanamento dell’impresa in prospettiva di prosecuzione dell’attività.

Al contrario, il Tribunale di Milano, pronunciatosi anch’esso dopo il correttivo ter, ritiene decisiva la modifica secondo cui nella fase di esecuzione si applica la disciplina dettata per il concordato liquidatorio dall’art. 114 CCII.

La decisione del Tribunale di Roma non è condivisibile. Non vi è ragione infatti di restringere la funzionalità del PRO, che deroga persino al rispetto dei privilegi e rappresenta una sorta di soluzione intermedia tra gli accordi di ristrutturazione e il concordato, entrambi idonei a soluzioni di tipo meramente liquidatorio. Al contrario, è da seguire la decisione del Tribunale di Milano, in linea con le altre anteriori al correttivo ter.

Con il termine “BPA” (biomethane purchase agreement) ci si riferisce alla categoria di contratti a lungo termine aventi ad oggetto la fornitura di un determinato volume di biometano prodotto da un impianto di generazione - in fase di sviluppo e, quindi, da realizzarsi, o già realizzato - ad un soggetto acquirente. L’acquirente potrà essere, alternativamente, un “trader” oppure un cliente finale, a partire dalla data di efficacia della Legge n. 101/2024 che ha convertito il Decreto-legge n. 64/2024 (“DL Agricoltura”). In particolare, l’articolo 5-bis del DL Agricoltura prevede l’estensione della definizione di biometano autoconsumato anche al biometano consumato, in un sito diverso da quello di produzione, da parte di un cliente finale attivo nei c.d. settori “hard to abate” che abbia sottoscritto con il produttore apposito contratto di compravendita del biometano, cioè un c.d. corporate BPA o CBPA. 

In data 16 maggio 2025, il GSE ha pubblicato le nuove regole applicative (“Regole Applicative”) di cui all’articolo 12 del Decreto del MASE 15 settembre 2022 (“DM Biometano”), le quali meglio dettagliano i principali termini e condizioni dei CBPA, i principali requisiti oggettivi che dovranno essere rispettati dall’impianto biometano di volta in volta rilevante e i requisiti soggettivi delle parti interessate alla sottoscrizione di un CBPA. 

2. Caratteristiche dell’Impianto

Con riferimento ai requisiti relativi agli impianti sottesi ad un CBPA:

• l’impianto dovrà produrre biometano dalla digestione anaerobica di biomassa proveniente dallo svolgimento di attività agricole, forestali, di allevamento, alimentare e agroindustriale, cioè dovrà trattarsi di un impianto c.d. agricolo;

• l’impianto dovrà beneficiare della tariffa incentivante di cui al DM Biometano.

3. Caratteristiche del cliente finale

Con riferimento, invece, ai requisiti soggettivi relativi alle parti di un CBPA, nel caso in cui l’impianto sotteso al CBPA sia connesso ad una rete pubblica, le Regole Applicative hanno precisato che il cliente finale dovrà essere principalmente attivo in un settore identificato come “Hard to Abate”, tra cui rientrano (a fini esemplificativi) cementifici, acciaierie, cartiere, vetrerie, imprese siderurgiche e chimiche. Tale requisito soggettivo non è invece richiesto con riferimento al caso in cui l’impianto oggetto del CBPA sia connesso ad una rete chiusa.

4. Caratteristiche dell’Accordo di compravendita di biometano

L’accordo di compravendita di biometano di cui all’art. 5-bis del DL Agricoltura potrà essere sottoscritto sia anteriormente che posteriormente all’entrata in esercizio dell’impianto di biometano di volta in volta rilevante e dovrà essere trasmesso al GSE. Inoltre, detto tipo di accordo dovrà necessariamente rispettare requisiti e contenuti minimi dettagliatamente esposti nelle Regole Applicative ed elencati di seguito.

In primo luogo, il CBPA dovrà avere ad oggetto l’intero volume di biometano prodotto dall’impianto di volta in volta rilevante e le relative garanzie di origine.

In secondo luogo, la durata dovrà essere almeno di un anno.

Infine, il CBPA dovrà includere ulteriori di previsioni volte a garantire che il produttore sia soggetto alle istruzioni del cliente finale autoconsumatore.

5. Osservazioni conclusive

Alla luce di quanto considerato, le Regole Applicative permettono di completare il panorama delle fonti normative e regolatorie necessarie alla negoziabilità di corporate biomethane purchase agreements, i quali potrebbero assumere una rilevanza fondamentale e crescente all’interno del panorama contrattuale del mercato energetico italiano data sia la diffusione di un numero via via maggiore di impianti di generazione di biometano derivante dalla purificazione del biogas da fermentazione anaerobica di biomassa agricola sia la rilevanza che accordi di questo tipo possono rivestire per clienti finali con particolare riferimento ad obiettivi interni di sostenibilità e decarbonizzazione oltre che all’adempimento degli obblighi di cui al sistema ETS (Emission Trading Scheme) europeo.

Attraverso una serie di brevi note, vengono affrontate tematiche di immediato interesse operativo come i licenziamenti, la disciplina del rapporto di lavoro, le esternalizzazioni, iprovvedimenti del Garante Privacy che interessano la materia, il welfare, la sicurezza sul lavoro.

Clicca qui per leggere il documento integrale

Le Regioni dove si concentra il maggior numero di richieste sono quelle del centro sud e, in particolare, Puglia, Sicilia, Sardegna, Basilicata e Lazio.

Siamo ben oltre gli obiettivi di decarbonizzazione definiti dal PNIEC e in base ai quali l’Italia è tenuta ad installare entro il 2030 “appena” 65 GW di nuova capacità rinnovabile; quindi, appena un quinto della capacità attualmente prenotata sulla rete.

Una notevole percentuale delle pratiche di connessione risulta essere tuttavia ancora in uno stato di avanzamento embrionale o quasi. Difatti:

• per 59.47 GW le relative STMG sono ancora da accettare;

• per 153.07 GW le STMG sono state accettate (ma il progetto delle opere di rete non è ancora in valutazione);

• per 72.63 GW i progetti delle opere di rete sono ancora in valutazione da parte del gestore;

• per 57.96 GW i relativi progetti hanno ricevuto il nulla osta (i.e., sono stati “validati” o “benestariati);

• per 8.11 GW è stata rilasciata la STMD.

Se si cambiano gli addendi e si prendono in esame unicamente i progetti benestariati e per i quali è stata rilasciata la STMD, il conteggio di cui sopra scende a 66,07 GW, in linea con gli obiettivi PNIEC ma ben al di sotto della potenza attualmente prenotata.

È verosimile che, atteso il loro stato early stage, molte delle iniziative per le quali è stata prenotata la capacità di rete (e non ancora validato il relativo progetto) non vadano a buon fine; per l’effetto, si è dinanzi ad un potenziale sovradimensionamento delle infrastrutture di rete. 

In tale contesto, negli ultimi mesi il MASE e Terna si sono messi al lavoro per studiare delle strategie volte a scongiurare potenziali rischi di congestione virtuale della rete legati al considerevole quantitativo di richieste di allaccio correlate a tali progetti embrionali.

Andando per ordine:

• il 14 marzo Terna ha pubblicato il piano di sviluppo per la rete 2025 dedicando un apposito capitolo alla programmazione territoriale efficiente e agli interventi di connessione;

• nell’ambito della conversione in legge del c.d. DL Bollette, intervenuta il 24 aprile, il MASE ha presentato un emendamento (poi ritirato) volto ad apportare significative modifiche alla disciplina degli iter di connessione tramite l’introduzione di nuove modalità di prenotazione della capacità di rete nonché specifici criteri di priorità;

• il 28 aprile è stato dato avvio ad un celere processo di consultazione riservato alle associazioni di categoria sulla nuova disciplina ipotizzata dal MASE;

• al principio del corrente mese il Ministro ha dichiarato che la disciplina in questione – che dovrebbe avere i medesimi tratti di quella (quasi) introdotta tramite il DL Bollette – troverà prossimamente espressa regolamentazione mediante un emendamento o un decreto ad hoc (sulla base di recenti dichiarazioni del direttore generale mercati e infrastrutture energetiche del MASE, tale provvedimento dovrebbe entrare in vigore entro la fine del 2025).

Ebbene, dall’analisi congiunta della succitata documentazione e delle informazioni ad oggi disponibili sembrerebbe emergere – con l’eccezione degli impianti off-shore che appaiono esclusi dall’ambito oggettivo di applicazione della norma – un quadro regolatorio in materia di connessione alla RTN pressoché rivoluzionato rispetto a quello vigente e di cui si riepilogano di seguito i principali tratti distintivi di rilievo per gli attuali e futuri investimenti nel settore delle rinnovabili.

• Le microzone

Per la definizione delle soluzioni di connessione è previsto il passaggio dalla attuale gestione per “singola” pratica a una gestione basata sul disegno di soluzioni “complessive”.

In quest’ottica, c’è l’esordio del concetto di “microzona”, ovvero una porzione di RTN sub-regionale (e, quindi, sub-zonale) e che, da una prima mappatura svolta da Terna, vede delinearsi 76 diverse microzone.

Il nuovo iter di connessione prevede, quindi, una analisi: (i) inter-microzonale, valutando la capacità accoglibile in ciascuna microzona compatibilmente con i vincoli di scambio tra microzone e con il grado di congestione di quella determinata microzona; e (ii) intra-microzonale, disegnando per ciascuna microzona una soluzione di connessione complessiva in grado di accogliere la capacità stimata sulla base dell’analisi inter-microzonale.

I dati afferenti a ciascuna microzona saranno consultabili dagli operatori tramite il portale telematico TE.R.R.A. gestito da Terna e soggetto ad aggiornamento trimestrale a seconda dell’andamento dello sviluppo dei progetti risultati assegnatari di capacità di rete.

Sul portale sarà quindi consultabile la fotografia della capacità massima addizionale da fonti rinnovabili e da accumuli – fatta eccezione per quella relativa agli impianti off-shore – assegnabile in ciascuna microzona.

• Le procedure di allocazione della capacità

Sulla base del precedente emendamento poi ritirato:

• l’allocazione della capacità di rete disponibile e le relative soluzioni di connessione dovrebbero essere rilasciate mediante procedure trasparenti e non discriminatorie da indire secondo modalità procedurali stabilite dall’ARERA entro 180 giorni dall’entrata in vigore della nuova disciplina;

• per gli operatori che, all’esito delle procedure competitive, siano risultati assegnatari di capacità di rete e che abbiano già ottenuto la PAS o l’Autorizzazione Unica, la relativa capacità di rete dovrebbe essere assegnata in via definitiva.

L’attuale modalità di analisi delle richieste di connessione prevede un criterio sequenziale di assegnazione delle soluzioni di connessione con valutazioni condotte one to one con gli operatori per ciascuna richiesta.

Diversamente, con le novità in corso di introduzione, sembrerebbe che il gestore faccia una valutazione a monte definendo una soluzione complessiva applicabile alla relativa microzona e proceda all’assegnazione della capacità di rete non mediante procedimenti singoli avviati su istanza degli operatori interessati bensì mediante vere e proprie procedure pubbliche (le quali, in linea con l’obbligo di connessione di terzi alla RTN, almeno in teoria, non dovrebbero essere “competitive” nel verso senso della parola).

Un vantaggio non indifferente sarà riservato ai progetti che hanno ottenuto il titolo autorizzativo, per i quali sarà prevista l’assegnazione in via definitiva della relativa capacità.

• I progetti in corso e le STMG già rilasciate

Come anticipato, i principi, i criteri funzionali e le modalità operative di allocazione della capacità di rete tramite le suddette procedure trasparenti dovrebbero essere dettagliate da ARERA tramite un provvedimento ad hoc da emettere entro 180 giorni dall’entrata in vigore della nuova disciplina.

A tal riguardo, tra le novità di maggior rilievo, anche e soprattutto per le iniziative avviate o in fase di avviamento, figura la previsione in base alla quale 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.

In poche parole, se si guarda al quadro attuale, laddove tale norma fosse già in vigore e il provvedimento di ARERA già adottato, le pratiche inerenti a circa 202 GW di potenza cadrebbero nel nulla, costringendo gli operatori a dover necessariamente prendere parte alle procedure trasparenti di cui sopra per prenotare la capacità necessaria a portare avanti le proprie iniziative di sviluppo. 

Le innovazioni che il MASE si accinge ad introdurre rivestono con tutta evidenza una notevole portata per le attuali e future iniziative di sviluppo di progetti rinnovabili.

Laddove, infatti, le disposizioni previamente inserite e poi ritirate dal DL Bollette dovessero essere integralmente confermate:

• diventerà ancora più dirimente accelerare e snellire le procedure autorizzative connesse allo sviluppo delle rinnovabili visto che, 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 micro-zona;

• è verosimile che per le iniziative in stato più avanzato si assista nei prossimi mesi ad una vera e propria corsa al benestare onde tentare di prevenire il rischio di decadenza delle STMG ottenute;

• è altrettanto verosimile che – laddove fosse confermata l’assenza di qualsivoglia clausola di salvaguardia per i progetti per i quali la STMG è stata già accettata o il relativo progetto delle opere di rete sia in corso di valutazione dal gestore – si assista al proliferare di molteplici contenziosi da parte degli operatori interessati a causa dell’improvviso venir meno del loro diritto acquisito sulla capacità di rete previamente prenotata. In merito, si precisa che l’eventuale cessazione di efficacia delle STMG non dovrebbe essere immediatamente conseguente all’entrata in vigore della norma, bisognerà infatti attendere la successiva disciplina dell’ARERA (volendo ipotizzare che la normativa entri in vigore entro fine giugno, la conseguente disciplina dell’ARERA dovrebbe essere disponibile entro dicembre 2025 – i.e., entro 180 giorni).

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 l’entrata in vigore della normativa e dei successivi provvedimenti attuativi dell’ARERA.

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.

[1] Dati tratti dalla piattaforma econnextion di Terna.

Questa disposizione, ad una prima lettura, sembra vietare il ribasso dei costi della manodopera (qualora inferiori a quelli indicati dalla stazione appaltante). Essa deve, tuttavia, essere letta insieme alla previsione, sempre al comma 14 dell’art. 41, per cui “resta ferma la possibilità per l’operatore economico di dimostrare che il ribasso complessivo dell’importo deriva da una più efficiente organizzazione aziendale” e all’art. 108, co. 9, del Codice dei Contratti Pubblici, in base al quale ciascun concorrente deve indicare il proprio costo della manodopera nell’offerta economica, a pena di esclusione. E queste altre disposizioni lasciano quantomeno intendere che il ribasso possa derivare da un costo della manodopera inferiore a quello definito dalla stazione appaltante, da dichiarare nell’offerta. Ciò, però, non implica di per sé che il ribasso possa essere applicato anche alla parte del prezzo corrispondente al costo della manodopera. 

L’ANAC, il Ministero delle Infrastrutture e dei Trasporti e la giurisprudenza amministrativa hanno tentato di dipanare i dubbi sollevati da questa disciplina. Da queste interpretazioni sono derivate due possibili modalità di ribasso del prezzo dipendente da costi della manodopera più bassi di quelli stabiliti dalla stazione appaltante.

In primo luogo, si può applicare il ribasso percentuale solo alle voci di prezzo diverse dalla manodopera, di modo che sommando le voci ribassate al costo della manodopera (fisso), stabilito dalla stazione appaltante, risulterà il prezzo che l’operatore vuole offrire. Questo metodo viene denominato “ribasso indiretto”, perché l’operatore economico può offrire un costo della manodopera inferiore (beneficiando della sua legittima efficienza sotto quel profilo), ma solo indirettamente, per effetto di un ribasso maggiore delle altre voci di costo.

La giurisprudenza che giunge a questa conclusione sostiene che i costi della manodopera vanno espunti dal calcolo del ribasso in virtù di una interpretazione letterale dell’art. 41, co. 14 del Codice dei Contratti Pubblici. Si afferma che: “tale previsione normativa vieta […] che i costi della manodopera, pur rientrando nel più generale importo posto a base di asta, siano inclusi nel cd. importo assoggettato al ribasso ovvero nell’importo sul quale dovrà essere applicato il ribasso percentuale offerto dal concorrente e ciò all’evidente fine di non sottostimare le retribuzioni da erogare ai lavoratori applicati nell’esecuzione delle commesse pubbliche” (TAR Calabria, Reggio Calabria, 8 febbraio 2024 n. 119). Tuttavia, “qualora l’operatore economico disponga di un’organizzazione aziendale particolarmente efficiente, che gli consenta di abbattere i costi della manodopera, questi ultimi possono essere diminuiti in via indiretta e riflessa, ossia offrendo un più elevato ribasso sull’importo dei lavori o dei servizi oggetto della commessa. Detto altrimenti, la formulazione del ribasso è consentita esclusivamente sul valore dell’appalto al netto della manodopera stimata dalla stazione appaltante (e al netto degli oneri di sicurezza), ma il concorrente ha la facoltà di ridurre indirettamente i costi del lavoro aumentando la percentuale di sconto praticata sulla componente direttamente ribassabile. Naturalmente, i minori costi della manodopera che l’operatore ritiene di sopportare in concreto vanno specificati nell’offerta economica, ai sensi dell’art. 108, comma 9, del d.lgs. n. 36/2023, nonché giustificati mediante la dimostrazione della propria efficienza aziendale” (TAR Liguria, Genova, Sez. I, 14 ottobre 2024 n. 673; cfr. TAR Sicilia, Catania, Sez. I, 27 febbraio 2025 n. 738; TAR Lombardia, Milano, Sez. I, 31 ottobre 2024 n. 3000).

A questa tesi si contrappone quella per cui il costo della manodopera può essere oggetto di “ribasso diretto”: visto che i costi di manodopera vanno dichiarati separatamente (sulla base dell’organizzazione e struttura dei costi del personale di ciascun operatore economico), il ribasso deve essere applicato anche al costo della manodopera.

Questa tesi ha da subito trovato accoglimento nel parere n. 2154 del 19 luglio 2023 del Ministero delle Infrastrutture e dei Trasporti e nella delibera n. 528 del 15 novembre 2023 (con il Bando tipo n. 1/2023 e la relativa nota illustrativa) dell’ANAC. L’ANAC ha, poi, più di recente ribadito questa tesi (si vedano a titolo esemplificativo le delibere dell’ANAC n. 174 del 10 aprile 2024, n. 452 del 9 ottobre 2024 e n. 65 del 25 febbraio 2025). L’Autorità ammette che anche i costi della manodopera siano assoggettati al ribasso, poiché “la lettura sistematica e costituzionalmente orientata delle diverse disposizioni del Codice in materia di costi della manodopera, ed in particolare dello stesso art. 41, comma 14, seconda parte, e degli artt. 108, comma 9 e 110, induce a ritenere che il costo della manodopera continui a costituire una componente dell’importo posto a base di gara” (ANAC, delibera n. 528 del 15 novembre 2023). Difatti, ciò che conta è che l’operatore dimostri che la “riduzione complessiva dei relativi importi derivi da una più efficiente organizzazione aziendale” (TAR Puglia, Bari, Sez. II, 15 marzo 2025 n. 353). Sulla base di questa lettura, l’operatore economico non può essere escluso per il solo fatto di aver assoggettato a ribasso anche il costo della manodopera, ma la sua offerta sarà assoggettata alla verifica dell’anomalia, nella quale “l’operatore economico avrà l’onere di dimostrare che il ribasso deriva da una più efficiente organizzazione aziendale, oltre il rispetto dei minimi salariali […]” (Cons. Stato, Sez. V, 19 novembre 2024 n. 9254). Infatti, secondo questa tesi “solo seguendo tale impostazione si spiega anche l’obbligo del concorrente di indicare i propri costi della manodopera, a pena di esclusione dalla gara […], previsione che sarebbe evidentemente superflua se i costi della manodopera non fossero ribassabili, e il successivo art. 110, primo comma, che include i costi della manodopera dichiarati dal concorrente tra gli elementi specifici, in presenza dei quali la stazione appaltante avvia il procedimento di verifica dell’anomalia. […] Emerge, infatti, la volontà di responsabilizzare gli operatori economici, allo scopo di assicurare che questi ultimi, prima di formulare il proprio ribasso complessivo, svolgano una seria valutazione preventiva dei predetti costi” (Cons. Stato, Sez. V, 19 novembre 2024 n. 9254; sempre a sostegno del “ribasso diretto” si vedano tra le tante TAR Toscana, Sez. IV, 29 gennaio 2024 n. 120; TAR Sicilia, Catania, Sez. III, 11 novembre 2024 n. 3739).

2. L’opzione per l’una o per l’altra tesi non ha, in verità, alcun impatto sul calcolo del punteggio economico. È evidente che non lo abbia laddove la formula prescelta dalla stazione appaltante consideri il corrispettivo offerto. Non lo ha, però, nemmeno laddove il punteggio economico venga calcolato sulla base del ribasso percentuale (come accade nelle formule di interpolazione lineare o di interpolazione non lineare di cui alle Linee Guida dell’ANAC n. 2/2016), purché tutte le offerte vengano formulate o almeno considerate allo stesso modo – cioè tutte con ribasso indiretto o tutte con ribasso diretto. Infatti, fermo il totale offerto da ciascun offerente, che il ribasso consista in una percentuale maggiore applicata solo sulle voci di corrispettivo diverse dalla manodopera o in una percentuale inferiore applicata su tutte le voci di corrispettivo non ha impatto sul rapporto tra i ribassi e dunque sul punteggio. 

Ad es., ipotizziamo una gara con un punteggio economico pari a 30 in totale e un prezzo a base di gara di 1.000.000 di euro, di cui 500.000,00 di costo della manodopera (senza oneri della sicurezza non ribassabili per comodità di calcolo).

L’Offerta 1 è pari ad 800.000,00 euro, corrispondente al 40% del ribasso sui corrispettivi diversi dal costo della manodopera e al 20% sul totale del corrispettivo.

L’Offerta 2 è pari ad 850.000,00 euro, corrispondente al 30% del ribasso sui corrispettivi diversi dal costo della manodopera e al 15% sul totale del corrispettivo. 

Se il disciplinare prevede la formula dell’interpolazione lineare, fermo che l’Offerta 1 avrà 30 punti (perché è la migliore offerta economica), l’Offerta 2 avrà in ogni caso 22,5 punti. Infatti, se il punteggio è pari al punteggio massimo moltiplicato per il rapporto tra il ribasso dell’offerta da valutare e il ribasso massimo (cioè Pmax x Ri/Rmax), si ha che:

(a) tenendo conto del ribasso diretto, si ha 30 x 15%/20% = 22,5;

(b) tenendo conto del ribasso indiretto, si ha 30 x 30%/40% = 22,5.

Se il disciplinare prevede la formula dell’interpolazione non lineare, cioè Pmax x (Ri/Rmax)^a, laddove “a” deve essere superiore ad 1, fermo che l’Offerta 1 avrà 30 punti (perché è la migliore offerta economica), l’Offerta 2 avrà in ogni caso sempre lo stesso punteggio. Infatti, immaginando a = 2:

(a) tenendo conto del ribasso diretto, si ha 30 x (15%/20%)² = 16,875;

(b) tenendo conto del ribasso indiretto, si ha 30 x (20%/40%)² = 16,875.

Al variare del valore di a, poi, cambia il punteggio dell’Offerta 2, ma esso rimane invariato sia tenendo conto del ribasso diretto sia del ribasso indiretto. Ad esempio, con a = 1,5:

(a) tenendo conto del ribasso diretto, si ha 30 x (15%/20%)^1,5= 19,485;

(b) tenendo conto del ribasso indiretto, si ha 30 x (20%/40%)^1,5= 19,485.

Fermo restando l’obbligo di rispettare la disciplina della remunerazione del lavoro e di dichiarare il costo della manodopera effettivamente praticato, l’indifferenza dei metodi di ribasso ai fini dell’applicazione del punteggio economico lascia emergere che optare per l’una o l’altra interpretazione è, in realtà, questione di mera convenzione. 

D’altro canto, i metodi di ribasso sono indifferenti anche rispetto alla tutela della remunerazione della manodopera: la verifica del rispetto dei minimi salariali avviene in sede di verifica di congruità del costo della manodopera dichiarato dall’aggiudicatario.

Sicché, trarre conseguenze espulsive dall’applicazione del ribasso diretto è del tutto sproporzionato: al più l’applicazione di un ribasso diretto in luogo di uno indiretto da parte dell’operatore economico può aprire ad una rettifica della percentuale di ribasso (laddove la percentuale di ribasso fosse rilevante), eventualmente per il tramite dei chiarimenti sull’offerta ex art. 101, co. 3, del Codice dei Contratti Pubblici, fermi il totale del prezzo offerto e il costo della manodopera dichiarato). Il dibattito, dunque, potrebbe essere superato in radice, prendendo atto dell’irrilevanza della modalità di formulazione del ribasso.

3. Fino ad un definitivo assestamento della giurisprudenza (o ad un radicale superamento della questione), resta determinante porre attenzione alla singola disciplina di gara, per come prevede la formulazione dell’offerta e il calcolo del punteggio economico, e comunque dichiarare il costo della manodopera effettivo, per tenersi pronti alle giustificazioni della congruità dell’offerta.

Nel provvedimento in esame, il Garante ha ribadito che i metadati generati dai sistemi di gestione della posta elettronica e i log di navigazione Internet sono dati personali e che la loro raccolta generalizzata, in quanto consente il controllo a distanza dell'attività lavorativa, impone al datore di lavoro, ricorrendo determinate circostanze, di esperire le procedure previste dall'articolo 4(1) dello Statuto dei lavoratori. 

Il Documento di indirizzo del Garante del 6 giugno 2024 aveva del resto già cristallizzato questo orientamento, precisando che i metadati generati dai sistemi di gestione della posta elettronica dei dipendenti possono essere conservati per periodo limitati, di regola non superiori a 21 giorni. In caso di conservazione oltre i 21 giorni, è necessario – secondo il Garante – esperire le procedure previste dall'articolo 4(1) dello Statuto dei lavoratori. Ciò a meno che il titolare non sia in grado di dimostrare la sussistenza in concreto di particolari ragioni di natura tecnica o organizzativa (connesse ad esempio alla sicurezza informatica del servizio di posta elettronica) che rendano necessaria l’estensione della conservazione oltre i 21 giorni. 

Tali ragioni non sono state rinvenute nel caso di specie.

La Regione, peraltro, mediante tre fornitori esterni, era in grado di combinare indirizzi IP, indirizzi MAC e identità dei dipendenti, avendo così piena disponibilità di informazioni che consentivano una potenziale profilazione e un controllo individuale dei dipendenti. Il Garante ha giudicato sproporzionato e eccedente i principi di minimizzazione e limitazione della conservazione tale trattamento e ha imposto, tra l'altro, l'anonimizzazione dei tentativi di accesso ai siti web blacklistati, la riduzione della conservazione dei log di navigazione Internet da 365 a 90 giorni (con possibilità di conservazione oltre tale termine solo previa anonimizzazione dei dati), la limitazione degli accessi ai dati al solo personale espressamente autorizzato e la cifratura dei dati che permettono l'associazione tra dispositivo e dipendente.

Il Garante ha altresì chiarito che, in considerazione del fatto che il trattamento dei metadati generati dai sistemi di gestione della posta elettronica dei dipendenti comporta, almeno potenzialmente, "rischi elevati" per i diritti e le libertà degli interessati (in quanto comporta il monitoraggio sistematico di soggetti – i dipendenti – considerati vulnerabili in ragione della loro subordinazione al datore di lavoro), effettuare una DPIA è obbligatorio e non effettuarla configura una violazione dell'articolo 35 del GDPR.

L'orientamento del Garante è quindi chiaro: la conservazione dei metadati non dovrebbe eccedere i 21 giorni e conservarli oltre i 21 giorni, senza esperire le procedure previste dall’art. 4(1) dello Statuto dei Lavoratori, è legittimo solo in presenza di comprovate ragioni di natura tecnica connesse al funzionamento e alla sicurezza informatica del servizio (le quali in ogni caso non possono consistere in generiche ragioni connesse alla sicurezza informatica delle reti e dei sistemi informativi del datore di lavoro). Nel caso in cui tali ragioni non sussistano, è necessario, a seconda dei casi, raggiungere un accordo con le rappresentanze sindacali o ottenere l’autorizzazione del competente Ispettorato del Lavoro. In ogni caso è sempre necessario effettuare e documentare una DPIA e un Legitimate Impact Assessment (LIA), aggiornare le informative sul trattamento dei dati personali rilevanti e le policy e procedure interne e adottare adeguate misure tecniche e organizzative per garantire un livello adeguato di protezione ai dati personali trattati.

Se hai bisogno di assistenza e supporto nell’adempimento degli obblighi connessi alla raccolta e conservazione dei metadati generati dai sistemi di gestione della posta elettronica aziendale, rivolgiti ai tuoi professionisti di riferimento. 

Nei giudizi definiti con le sentenze nn. 324 e 325/2025, le vicende sono speculari. Era stata presentata un’istanza per il rilascio del Provvedimento Autorizzatorio Unico Regionale ex art. 27 bis del D.lgs. n. 152/2006 per la realizzazione di un impianto fotovoltaico e delle relative opere di connessione alla rete elettrica nazionale. A tale istanza, l’Amministrazione aveva risposto solo tre anni dopo chiedendo un’integrazione documentale. Dopo aver adempiuto a tale richiesta, l’Amministrazione però era rimasta inerte non rispettando così il termine di conclusione del procedimento stabilito in 230 giorni.

Invece, nel giudizio definito con la sentenza n. 326/2025 era stata presentata un’istanza per il rilascio dell’Autorizzazione Unica per la costruzione e l’esercizio di un impianto fotovoltaico, cui la Regione aveva dato seguito solo due anni dopo tramite richiesta di integrazione documentale. Anche in questa fattispecie, l’Amministrazione era rimasta inerte violando il termine di 90 giorni per concludere il procedimento.

L’art. 31 c.p.a. al comma 2 stabilisce che l’azione avverso il silenzio “può essere proposta fintanto che perdura l’inadempimento e, comunque, non oltre un anno dalla scadenza del termine di conclusione del procedimento”.

In tutte e tre i giudizi questo termine decadenziale risulta ampiamente decorso, ma il TAR Basilicata ha invece accolto tutti i ricorsi. Questo perché ha ritenuto che la risposta alla richiesta di integrazione documentale - proveniente dall’Amministrazione - costituisca un evento interruttivo del termine, mentre sarebbe ininfluente l’istanza di sospensione ex art. 27 bis, co. 5, secondo periodo, del D.lgs. n. 152/2006 avanzata dal privato e concessa dall’Amministrazione.

Perciò, siccome dalla data in cui la ricorrente aveva risposto alla richiesta di integrazione documentale era iniziato a decorrere il rimanente termine procedimentale per indire la Conferenza di servizi, il TAR in tutti e tre i giudizi ha condannato la Regione Basilicata a convocare la Conferenza dei servizi e a concludere il procedimento.

Nello specifico, i vari attori coinvolti in tali configurazioni possono beneficiare:

• di incentivi sotto forma di tariffa incentivante sulla quota di energia condivisa per un contingente di potenza massimo pari a 5 GW;

• a determinate condizioni (in particolare nel caso di CER sviluppati in Comuni con popolazione inferiore a 5.000 abitanti), di contributi a fondo perduto a valere sul PNRR (benché nei limiti del 40% dei costi di investimento) con risorse stanziate pari a 2,2 miliardi di euro con un target di 1,73 GW di potenza installata.

Se si guarda al contributo PNRR alla data del 19 maggio u.s. sono state presentate richieste per una potenza complessiva di appena 420 MW (con una media di 90 kW a CER), di cui risultano ammesse meno della metà (43%).

A circa cinque mesi dal termine ultimo per l’accesso alla misura (30 novembre 2025) siamo, dunque, ancora molto lontani dall’obiettivo di 1,73 GW ipotizzato alla fine del 2023 (nel segno mancano ancora all’appello circa 1.3 GW).

Purtroppo, la situazione non appare più rosea se dal fronte del PNRR ci si sposta sul versante delle tariffe incentivanti.

Per quest’ultime sono state infatti presentate domande per una potenza complessiva di circa 130 MW (con una media 120 kW a CER); per tale meccanismo i termini di scadenza sono più dilatati (è possibile accedere fino al 31 dicembre 2027) ma in ogni caso il contingente stimato appare difficilmente passibile di erosione, scontando odiernamente un divario di circa 4.9 GW.

Lo scenario dipinto appare derivare, da un lato, da obiettivi politici con tutta evidenza eccessivamente ambiziosi e, dall’altro, dalle oramai risapute complessità dei passaggi burocratici e attuativi che caratterizzano la costituzione e gestione delle CER e che ne hanno considerevolmente ostacolato la diffusione.

In tale contesto, nel dare seguito alle dichiarazioni pubbliche recentemente rilasciate dal Ministro Pichetto Fratin, nelle ultime settimane il legislatore ed il MASE hanno provato a dare una nuova spinta alle comunità energetiche, innovando con modifiche di rilievo non marginale il quadro normativo di settore. 

Il riferimento è, segnatamente, ai seguenti due fronti di intervento: 

• estensione dei soggetti ammessi a partecipare alle comunità - introdotta con il Decreto Legge 29 marzo 2025, n. 19, convertito nella Legge 24 aprile 2025, n. 60 (anche noto come “Decreto Bollette”); e 

• aggiornamento delle modalità di accesso ai contributi a fondo perduto PNRR, disciplinata tramite un nuovo decreto ministeriale attualmente soggetto al controllo della Corte dei Conti.

Le novità del Decreto Bollette

In prima battuta, al fine di incrementare i canali di accesso alle CER, il DL Bollette ha agito sul perimetro soggettivo di applicazione della norma, ampliando in modo non indifferente la platea dei soggetti che possono costituire o aderire a una Comunità Energetica Rinnovabile. 

Nello specifico, in aggiunta ai soggetti già previsti – ovvero persone fisiche, PMI, enti territoriali, enti religiosi e del terzo settore – sono stati espressamente inseriti come “nuovi soggetti ammessi”: (i) le aziende pubbliche di servizi alla persona (ASP); (ii) i consorzi di bonifica; (iii) gli enti e le aziende territoriali per l’edilizia residenziale pubblica; e (iv) le associazioni ambientaliste riconosciute.

Ancora, il legislatore sembrerebbe recepire i chiarimenti forniti dal GSE in merito alla c.d. CER nazionale.

Il riferimento è, nello specifico, all’eliminazione dall’art. 31, co. 1, lett. b) del D.Lgs 199/2021 dell’inciso “situati nel territorio degli stessi Comuni in cui sono ubicati gli impianti” in virtù del quale sembrerebbe che i soci o membri della CER possano ora essere situati anche in Comuni diversi da quelli in cui sono presenti gli impianti.

Quanto sopra, con l’eccezione dei soggetti titolari dei c.d. poteri di controllo (i.e., come chiarito dal GSE, quei poteri attribuiti al fine di indirizzare la CER e garantire il conseguimento dello scopo statutario) che, diversamente, devono essere situati nel “territorio in cui sono ubicati gli impianti”.

L’intervento sembra quindi diretto a recepire alcune tendenze del settore, ormai indirizzato verso il modello “multi – configurazione”, con, da un lato, una maggior flessibilità nell’individuazione dei soggetti membri, non più necessariamente ancorata ai confini comunali e, dall’altro, sotto il profilo della governance, la costituzione di comitati di configurazione che, tramite l’esercizio dei poteri di controllo (da interpretarsi come sopra), siano nelle condizioni di assicurare, per ciascuna iniziativa, l’effettivo perseguimento dei relativi interessi territoriali.

In merito, appare tuttavia prematuro assumere una posizione definitiva; saranno infatti da attendere chiarimenti da parte delle autorità competenti (ARERA, MASE, GSE), nonché osservare i relativi risvolti applicativi dell’innovazione normativa in questione. 

Il Decreto del MASE: le nuove regole per accedere al contributo PNRR

Sempre nell’ottica di recuperare terreno e tentare di avvicinarsi ai contingenti fissati alla fine del 2023, il 16 maggio il MASE ha emesso un decreto che innova ulteriormente le modalità di accesso agli incentivi e contributi dedicati allo sviluppo di comunità energetiche rinnovabili. 

In primo luogo, nell’accogliere le istanze avanzate da diversi mesi da parte delle associazioni di categoria, l’accesso ai contributi PNRR è stato esteso alle CER sviluppate nei Comuni fino a 50.000 abitanti (in precedenza la misura era riservata ai Comuni con popolazione inferiore ai 5.000 abitanti).

La modifica ha una portata non indifferente in quanto allarga notevolmente il perimetro oggettivo di applicazione del meccanismo di sostegno.

Basti infatti pensare che i Comuni Italiani sotto i 50.000 abitanti sono circa 7.750 mentre, mentre il conteggio si ferma a circa 5.500 se si considerano esclusivamente quelli con popolazione inferiore a 5.000 abitanti. 

Di particolare rilievo risultano, inoltre, le modifiche relative all’anticipo del contributo, al cumulo dello stesso con le tariffe incentivanti e alla possibilità di andare oltre alla scadenza del 30 giugno 2026 per la connessione dell’impianto.

Segnatamente:

• è stata prevista la possibilità di richiedere, a titolo di anticipazione, fino al 30% del valore del contributo PNRR (in precedenza tale anticipazione poteva essere al massimo pari al 10%);

• in caso di cumulo tra contributi in conto capitale ed incentivi è stata esclusa l’applicabilità del fattore di riduzione delle tariffe incentivanti anche per le persone fisiche facenti parte della relativa CER (diversamente, per tale categoria, in caso di cumulo, era previsto un dimezzamento della tariffa in caso di accesso a contributi nella misura del 40% dei costi di investimento);

• è stata introdotta una maggiore flessibilità nei tempi di entrata in esercizio dei progetti, prevedendo che, ai fini dell’accesso al contributo PNRR solo per i lavori di realizzazione dell’impianto sia necessario osservare la scadenza del 30 giugno 2026 mentre, l’effettiva entrata in esercizio può avvenire entro il 31 dicembre 2027 così da mitigare eventuali penalizzazioni legati ai tempi preordinati alla realizzazione delle opere di rete e alla connessione dell’impianto.

Si tratta con tutta evidenza di innovazioni di portata non marginale per la predisposizione dei business plan da parte sia dei membri delle configurazioni sia degli eventuali produttori terzi nonché, ove necessaria, ai fini della bancabilità dei relativi progetti.

Ed infatti, in buona sostanza, è concessa la possibilità ai soggetti interessati di ottenere l’anticipazione di maggiori risorse finanziarie prima dell’avvio dei lavori, di beneficiare di maggiori profitti dalle tariffe incentivanti in caso di cumulo con il contributo e di affrontare con maggior tranquillità le scadenze correlate all’erogazione della quota a saldo del contributo PNRR.

Per la pubblicazione in Gazzetta e l’effettiva entrata in vigore si resta ora in attesa del vaglio della Corte dei Conti.

Le modifiche introdotte offrono indubbiamente nuove opportunità di sviluppo e di investimento, ciò nondimeno, permangono ancora plurime perplessità. 

Resta, in particolare, una criticità di fondo: le richieste per l’accesso ai contributi PNRR possono essere presentate fino al 30 novembre 2025 e a tale data i relativi progetti devono essere già dotati di preventivi di connessione ottenuti ed accettati nonché dei relativi titoli autorizzativi.

Tali adempimenti, come noto, anche a valle delle recenti semplificazioni introdotte per effetto del TU Rinnovabili, sono contrassegnati da tempi incerti e mal si conciliano con le scadenze stringenti correlate al contributo PNRR.

Se si assume che il decreto entri in vigore all’inizio di giugno i player di mercato avranno, infatti, appena 6 mesi di tempo per svolgere i relativi studi di fattibilità, verificare la sostenibilità economico-finanziaria degli investimenti e completare tutti i necessari passaggi burocratici dinanzi al gestore di rete e alle relative pubbliche amministrazioni (senza contare i profili societari connessi alla costituzione della CER ed eventualmente contrattuali laddove siano coinvolti anche produttori terzi).

In disparte le CER di prossima costituzione, il decreto appare dare origine a specifiche questioni operative e giuridiche anche con riguardo a quelle già costituite.

In particolare, occorrerà verificare se l’ingresso di nuove categorie di soggetti – in particolare enti pubblici e istituzioni non originariamente contemplate – comporti l’obbligo di modificare lo statuto delle CER già costituite, ad esempio per adeguarne le finalità, i requisiti di partecipazione o le modalità decisionali. pur dovendo conservare la relazione con il territorio che la normativa europea (ed anche quella nazionale) da sempre mirano a tutelare.

Tale scenario rende sempre più impellente un effettivo e sostanziale cambio di paradigma nell’ambito della definizione del quadro legislativo in materia di CER che non può più permettersi di essere visto come una barriera agli investimenti ma, anzi, dovrebbe essere di impulso agli stessi così da consentire anche ai piccoli produttori e consumatori di svolgere la propria parte nella corsa alla decarbonizzazione.

In definitiva, anche se i recenti segnali sono positivi e appaiono andare nella giusta direzione, da una visione complessiva del contesto normativo e regolatorio di riferimento, la valorizzazione e il consolidamento dell’autoconsumo diffuso nel panorama energetico nazionale appare, purtroppo, viaggiare ancora decisamente a rilento. 

Nel caso di specie, il Comune di Nardò si è limitato a constatare che il progetto non fosse compatibile con il PRG e il Piano Paesaggistico Territoriale Regionale e che, dunque, le relative aree non potessero essere classificate come idonee ai sensi dell’art. 20, co. 8, lett. a) del D.Lgs 199/2021 (i.e., siti ove sono già installati impianti della stessa fonte e in cui vengono realizzati interventi di modifica, anche sostanziale, per rifacimento, potenziamento o integrale ricostruzione che non comportino una variazione dell'area occupata superiore al 20 per cento).

Ebbene, il TAR ha rilevato che l’amministrazione ha fondato le proprie conclusioni su una lettura solo parziale (oltre che erronea) del quadro normativo in materia di aree idonee.

Nello specifico, il Comune se, da un lato, si è soffermato sull’area idonea di cui all’art. 20, co. 8, lett. a), dall’altro, ha omesso di rilevare che il progetto insisteva sulle aree di cui all’art. 20, co. 8, lett. c-ter), n. 2, anch’esse idonee all’installazione di impianti rinnovabili e citate espressamente dall’operatore nell’ambito dell’iter autorizzativo.

Si tratta, in particolare, delle aree interne agli impianti industriali e agli stabilimenti nonché le aree classificate agricole racchiuse in un perimetro i cui punti distino non più di 500 metri dal medesimo impianto o stabilimento.

Ne deriva, come sottolineato dal Collegio, il difetto di istruttoria e di motivazione delle determinazioni dell’amministrazione comunale, atteso che l’art. 20, co. 8, lett. a) del D.Lgs 199/2021 non è l’unica norma volta ad individuare le aree idonee ex lege e che è stata omessa la valutazione in ordine alla riconducibilità o meno dell’area di intervento ad ulteriori fattispecie disciplinate dal medesmo quadro legislativo.

In aggiunta, il TAR Lecce ha altresì censurato il provvedimento impugnato nella parte in cui avrebbe ritenuto il progetto incompatibile con le disposizioni del PPTR, evidenziando che, sotto il profilo motivazionale, l’amministrazione è tenuta ad una valutazione della singola fattispecie avuto riguardo alla specificità dei luoghi e dell’interesse pubblico tenendo ben presenti le norme europee in materia di promozione delle fonti rinnovabili.

La sentenza si pone nel solco di un orientamento che va man mano consolidandosi e in virtù del quale le motivazioni dell’eventuale diniego opposto alla realizzazione di impianti rinnovabili devono essere particolarmente stringenti (cfr. tra le altro, Consiglio di Stato, Sez. VI, 9 giugno 2020, n. 3696 e Sez. II, 2 maggio 2025, n.  3701).

In caso di violazione delle regole sulla valutazione del merito creditizio nell’ambito dell’istruttoria prodromica alla concessione di finanziamenti assistiti da garanzia MCC, la stessa non determina la nullità del contratto, né la conseguente esclusione dallo stato passivo della liquidazione giudiziale, bensì la sola responsabilità risarcitoria a carico della banca.

La decisione si discosta dall’orientamento maggioritario: nega la nullità del contratto per contrarietà a norme imperative, ritenendo che questa discenderebbe solo da norme di nullità e non da norme di condotta, come quelle che riguardano la valutazione del merito creditizio, che non sarebbero neppure riconducibili a tutela di situazioni di preminente interesse generale. La curatela deve quindi formulare eccezione di compensazione con la propria pretesa risarcitoria per non ammettere il credito della banca al passivo (così anche Trib. Napoli, che però non aveva esaminato il tema della nullità del contratto e aveva comunque escluso il credito).

La concessione di finanziamenti assistiti da garanzia pubblica che si risolva oggettivamente in un aggravamento del dissesto di un imprenditore in assenza di ragionevoli prospettive di superamento della crisi, con violazione delle regole di valutazione del merito creditizio da parte della banca, determina la nullità del contratto ai sensi dell’art. 1418 c.c. per contrarietà a norma penale.

La decisione si inserisce nell’orientamento di merito maggioritario che riconosce la nullità del contratto (Trib. Torino e Asti), prendendo espressamente posizione anche sulla esclusione del diritto al rimborso del capitale per contrarietà al buon costume (art. 2035 c.c.) inteso anche come violazione delle regole di correttezza di mercato (Cass. n. 16706/2020), con la conseguente esclusione del credito dal passivo.

Oltre alle disposizioni relative alle pratiche di AI vietate, è divenuto applicabile anche l’art. 4 che sancisce l’obbligo di assicurare che il personale e, in generale, le persone che utilizzano sistemi di intelligenza artificiale possiedano un “livello sufficiente di alfabetizzazione in materia di AI”. 

A differenza di altri obblighi previsti dall’AI Act, l’obbligo di cui all’art. 4 trova applicazione a prescindere dal livello di rischio che i sistemi di AI presentano e riguarda tanto i fornitori quanto i deployer.

Quale contenuto abbia nello specifico l’obbligo di AI literacy, l’AI Act tuttavia non lo dice.

Già l’AI Office, nell’ambito dell’AI Pact – l’iniziativa tesa a facilitare la compliance all’AI Act da parte delle organizzazioni aderenti – aveva fornito il suo contributo alla definizione dei contenuti dell’obbligo in questione attraverso l’istituzione del c.d. Living Repository (una raccolta delle best practice in materia di AI literacy adottate da organizzazioni di dimensioni diverse e operanti in diversi settori).

Ma i chiarimenti attesi sul contenuto dell’obbligo di AI literacy sono pervenuti soltanto il 12 maggio scorso, con la pubblicazione delle FAQ della Commissione Europea.

L’obbligo di AI literacy è già in vigore. Il primo, fondamentale, chiarimento fornito dalla Commissione è che l’obbligo di AI literacy è già applicabile (ma l’eventuale violazione potrà essere sanzionata soltanto a decorrere dal 2 agosto 2026). 

Tutte le organizzazioni che impiegano sistemi di AI, dunque, già devono definire e attuare programmi di AI literacy, comprese – come si premura di specificare la Commissione – le organizzazioni i cui dipendenti usano ChatGPT.

Il concetto di AI literacy. La Commissione ritorna, poi, sul concetto di AI literacy, richiamando la definizione di cui all’art. 3(56) dell’AI Act, ai sensi del quale per AI literacy si intende l’insieme delle competenze, conoscenze e consapevolezze necessarie per utilizzare i sistemi di sistemi di AI in modo informato, riconoscendone allo stesso tempo opportunità, rischi e potenziali pregiudizi.

Non solo dipendenti. Le FAQ ricordano che, come stabilito dall’art. 4 dell’AI Act, l’AI literacy non è richiesta soltanto con riguardo al personale dipendente ma con riguardo a tutte le persone – dipendenti e non – che si occupano per conto di fornitori e deployer del funzionamento e dell’utilizzo dei sistemi di AI. Oltre al personale dipendente, vi rientrano, sulla base delle indicazioni della Commissione, anche appaltatori, fornitori di servizi e clienti, nella misura in cui impieghino sistemi di AI forniti o comunque messi a disposizione dall’organizzazione. 

Sul piano contrattuale, sarà particolarmente importante per i deployer prevedere nei contratti con i fornitori di sistemi di AI un obbligo di assistenza nella definizione e attuazione dei programmi di AI literacy richiesti dall’art. 4 dell’AI Act.

Un obbligo “flessibile”. Non sono previsti né saranno previsti requisiti stringenti per i programmi di AI literacy. Ciò che conta è che il programma tenga conto dei seguenti quattro aspetti:

• assicurare una comprensione generale dell’AI (e cioè fornire ai destinatari del programma gli strumenti per comprendere cos’è l’AI, come funziona, come viene utilizzata all’interno dell’organizzazione e quali opportunità nonché quali rischi comporta);

• calibrare l’alfabetizzazione sul ruolo dell’organizzazione (e cioè considerare se l’organizzazione agisce quale fornitore o quale deployer);

• garantire la comprensione dei rischi e delle relative misure atte a mitigarli;

• personalizzare il programma, offrendo contenuti differenziati sulla base, da un lato, delle conoscenze tecniche, delle esperienze e del livello di istruzione e formazione dei destinatari e, dall’altro, del contesto in cui i sistemi di AI sono destinati ad essere utilizzati.

Le FAQ precisano che comunque non si può prescindere, nella definizione dei contenuti del programma, dagli aspetti etici e legali (l’AI Act dovrà perciò essere oggetto di formazione). 

Nessun requisito di forma è previsto. La Commissione suggerisce di prendere spunto dalle best practice del Living Repository. Tra queste si segnalano in particolare:

• differenziazione della formazione in base al ruolo (ad esempio, corsi di formazione generali a tutto il personale e corsi di formazione specifici per singole funzioni aziendali; formazione mirata su architetture algoritmiche, gestione del rischio e compliance normativa per il personale “tecnico” e formazione su concetti di base e casi pratici per il personale “non tecnico”; etc.);

• metodologia multicanale (ad esempio, piattaforme di e-learning, webinar, incontri in presenza, etc.);

• creazione di framework interni e toolbox (ad esempio, realizzazione di piattaforme per accompagnare i destinatari nell’uso responsabile dell’AI).

Non è neanche previsto un numero di ore minimo né è richiesto l’ottenimento di certificazioni. È però raccomandabile – sottolinea la Commissione – documentare l’erogazione delle attività formative e di ogni altra iniziativa rilevante attraverso un apposito registro interno.

Ovviamente non basta, per adempiere all’obbligo di cui all’art. 4 dell’AI Act, richiedere al personale di prendere visione delle istruzioni d’uso dei sistemi di AI impiegati dall’organizzazione. 

Se hai bisogno di assistenza e supporto nell’adempimento dell’obbligo di AI literacy, rivolgiti ai tuoi professionisti di riferimento.

I. Che cos’è il Piano di Lavoro Legislativo? 

La RPC è un paese in cammino, che mira a raggiungere un ideale finale che si identifica con il comunismo passando per una serie di tappe intermedie. Da un punto di vista giuridico, la logica di fondo implica, da un lato, la leadership del Partito Comunista Cinese come principio costituzionale, dall’altro un lavoro legislativo che prevede il raggiungimento di obiettivi annuali e l’attuazione sistematica di successivi piani quinquennali.

Nella logica di tale percorso a tappe, l’interlocutore finale, il PCC, ritiene che l’obiettivo di “risolvere il problema della povertà estrema e creare una società moderatamente prospera” sia stato raggiunto nel 2021. L’obiettivo attuale sarà quello di raggiungere la “modernizzazione socialista di base” entro il 2035, ovvero nell’arco di due piani quinquennali.

L’orizzonte temporale allargato si estende fino a metà secolo, con l’obiettivo di “trasformare la Cina in un moderno Paese socialista che sia prospero, democratico, culturalmente avanzato, armonioso e bello, contribuendo in ultima analisi alla realizzazione del ringiovanimento nazionale”, ciò che in termini pratici più immediati dovrebbe significare:

• aumento del PIL pro capite, evitando squilibri di reddito significativi
• ampliamento della partecipazione dei cittadini ai processi decisionali e creazione di un ambiente più stabile, trasparente e fondato sul rispetto delle regole
• promozione di istruzione, dell’innovazione tecnologica, dei talenti, dello sport e delle arti
• promozione di sviluppo personale, equità sociale, reddito equo e dell’accesso universale ai servizi pubblici. Tutela dell’ambiente e promozione della sostenibilità a lungo termine.
• potenziamento del ruolo e della reputazione della RPC nella comunità internazionale.

II. Quali sono i punti salienti del Piano di quest’anno?

Il piano legislativo del 2025 ha una valenza particolare. Essendo l’ultimo anno del 14° Piano Quinquennale (2021-2025), non solo segna la conclusione delle iniziative esistenti, ma pone altresì le basi per la prossima fase di sviluppo del paese. Il lavoro legislativo di quest’anno non guarda solo al 2025, ma accenna anche alle priorità a lungo termine.

Infatti, sulla base della valutazione di medio periodo del 14° Piano Quinquennale e degli obiettivi di lungo periodo per il 2035, le prime indicazioni per il 15° Piano Quinquennale (2026-2030) stanno già prendendo forma. Tra queste, un’enfasi continua sulla crescita guidata dall’innovazione, sullo sviluppo verde e a basse emissioni di carbonio e sulla trasformazione digitale delle industrie. Strategie di più ampio respiro puntano a stimolare i consumi interni, a sbloccare i potenziali di investimento e a rafforzare la ricerca nelle tecnologie di base per i settori strategici. Si prevede inoltre che la Cina intensifichi il sostegno all’innovazione delle imprese, rafforzi l’attrazione dei talenti e ottimizzi ulteriormente l'ambiente imprenditoriale complessivo.

In linea con tali obiettivi strategici, il piano legislativo 2025 è strutturato in modo tale da riflettere e sostenere queste priorità. Esso è suddiviso in sei sezioni, delle quali la seconda - Elaborazione e revisione della legislazione - funge da componente centrale. Le leggi elencate in tale sezione sono strettamente connesse ai principali obiettivi del 14° Piano Quinquennale, che si possono così riassumere:

III. Come interpretare il Piano di quest’anno?

In primo luogo, va detto che l’attenzione resta concentrata sullo sviluppo economico e sulla crescita qualitativa sostenibile che rappresentano anche la principale priorità legislativa.

Dopo la riforma e l’apertura promossa da Deng Xiaoping, la rapida crescita della Cina è derivata da un’accelerazione strutturale: caratterizzata dall'aumento della manodopera, dall'espansione delle fabbriche e da un utilizzo più efficiente delle risorse. La forza lavoro ha visto un incremento, la tecnologia industriale si è diffusa e il capitale si è spostato dall'agricoltura alla produzione. Negli ultimi anni, la Cina è entrata in una fase di rallentamento strutturale. La forza lavoro è diminuita, i rendimenti del capitale sono in calo, l'innovazione nel settore manifatturiero sta incontrando dei limiti, il settore dei servizi e l’industria tradizionale devono affrontare una crescente pressione per l'aggiornamento. La Cina sta dunque cercando di riorientarsi verso una crescita qualitativa.

La sfida economica più urgente per la Cina riguarda probabilmente la sovraccapacità strutturale, ossia l'eccesso di capacità produttiva rispetto alla domanda interna. Questo squilibrio, a nostro avviso, può essere sintetizzato in un aspetto cruciale: vendere in Cina è più difficile che comprare dalla Cina. Le imprese occidentali che decidano di entrare nel mercato cinese dovranno porsi una domanda fondamentale: quale valore distintivo possono offrire? 

Un'analisi delle priorità legislative della Cina consente di chiarire meglio la situazione. Sebbene temi come la governance democratica, l'unità nazionale e i modelli di sicurezza non costituiscano preoccupazioni immediate per gli investitori stranieri, altri aspetti sono strettamente connessi alle aspirazioni di una società in trasformazione, con un'attenzione crescente alla qualità della vita, al progresso culturale e alla gestione sostenibile dell'ambiente. In particolare:

1. Assistenza sanitaria e lifestyle: persiste la domanda di tecnologie mediche avanzate, di strumenti diagnostici di precisione e di alimenti funzionali ad alto contenuto nutritivo, adatti a consumatori attenti al benessere.

2. Sostenibilità e vita all’aria aperta: la Cina oggi promuove l’idea che “le montagne verdi e le acque limpide sono montagne d’oro e d’argento”.  Tale cambiamento favorisce i produttori europei di biciclette di alta qualità, veicoli elettrici fuoristrada e attrezzature durevoli per l’outdoor. I modelli di sviluppo urbano riflettono questo ethos: neli lotti sfitti vengono sempre più frequentemente riconvertiti in corridoi verdi, sentieri lungo il fiume e parchi comunali piuttosto che in complessi residenziali.

3. Arricchimento culturale: si moltiplicano le opportunità nelle produzioni teatrali itineranti, nei partenariati per l’educazione artistica e negli spettacoli interculturali. Lo Shanghai Culture Square, adiacente ai nostri uffici, esemplifica questa tendenza, con il suo programma di produzioni europee per il 2025, come Molière, l’Opéra Urbain e Mozart.

Per distinguersi sul mercato cinese, un prodotto deve offrire un vantaggio chiaramente articolato rispetto alle alternative nazionali. È difficile competere solo per il prezzo. Occorre invece porre l’accento su ciò che distingue un prodotto, sia in termini di qualità che di distinguibilità o di attrattiva generale.

IV. Conclusioni 

Negli ultimi anni, la Cina ha continuato a portare avanti in modo graduale la sua politica di "riforma e apertura", adottando misure per ottimizzare il contesto giuridico e normativo al fine di facilitare un maggiore coinvolgimento internazionale. Sebbene abbia costantemente rafforzato la cooperazione con i partner stranieri e semplificato l'accesso agli affari e ai viaggi internazionali, nel Paese persiste una chiara distinzione tra questioni strettamente nazionali e quelle con una dimensione estera o transfrontaliera. In particolare:

• La Legge sugli investimenti esteri del 2020 ha abolito la distinzione giuridica tra società a investimento estero e società puramente nazionali.

• Tra il 2021 e il 2022 la Cina ha modificato numerose leggi per potenziare la riforma e l’apertura. Ne sono un esempio la Legge sul porto di libero scambio di Hainan e la Legge doganale. 

• Nel 2024 e nel 2025, la legislazione sugli stranieri ha sperimentato un’accelerazione. Il piano legislativo per il 2024 ha posto l’accento sul miglioramento delle normative in materia. Le nuove leggi e gli emendamenti si sono concentrati su dogane, quarantena, antiriciclaggio e disposizioni relative agli stranieri.

• Nel 2025, la Cina ha presentato al Comitato Permanente dell’Assemblea Nazionale del Popolo emendamenti alla legge sul commercio estero. Ha inoltre emanato regolamenti in materia di controversie di proprietà intellettuale con implicazioni internazionali, linee guida per la mediazione e nuove regole per l’utilizzo dell’emblema nazionale all’estero. Sono previste ulteriori revisioni di leggi in materia di immigrazione, dogane, importazioni ed esportazioni di tecnologia, cooperazione in materia di lavoro e trasporto marittimo internazionale. È in fase di elaborazione la normativa sugli investimenti all’estero. La Cina è inoltre impegnata nella revisione dei trattati e nella riforma del diritto internazionale per promuovere la pace e lo sviluppo globale.

• La Cina sta inoltre attuando politiche di esenzione dal visto e facilitazione del rilascio dei visti: ha firmato accordi di esenzione dal visto con 26 Paesi, concede unilateralmente l’esenzione dal visto per 30 giorni ai cittadini di 43 Paesi, tra cui Francia, Germania e Italia, e dal 17 dicembre 2024 ha introdotto una nuova politica di esenzione dal visto di transito per i cittadini di 54 Paesi. Tale politica estende il periodo di permanenza in transito a 240 ore (10 giorni) e aggiunge 21 nuovi porti per l’ingresso e l’uscita in transito senza visto.

Nel complesso, le riforme legali in corso in Cina dimostrano un’apertura costruttiva verso la cooperazione internazionale, con particolare riguardo a settori quali commercio, investimenti, proprietà intellettuale e scambi interpersonali. 

Nelle maglie di quei negoziati, avevamo stimato che le eventuali accise avrebbero gravato sulle compagnie di navigazione europee per un totale di cinque miliardi di euro all’anno: una cifra equivalente alla tassazione ETS, di cui la nuova ETD avrebbe ereditato le stesse criticità in termini di diversione dei flussi commerciali dall’Europa ma senza l’obbligo - anche solo parziale - di reinvestire nel settore le risorse raccolte.

Il compromesso belga è stato l’ultimo colpo di coda ideologico del Fit For 55, e se fosse stato approvato avrebbe definitivamente messo in crisi il settore marittimo europeo. Fortunatamente ciò non è accaduto. Per la prima volta nell’era del Green Deal, la mobilitazione del settore marittimo-portuale e dei governi degli Stati Membri “marittimi” del Mediterraneo - Italia in testa - ha permesso di bloccare una proposta irrealistica e inaugurare una stagione di negoziati, protrattasi sotto la Presidenza di turno ungherese nella seconda metà dell’anno passato, che ha confermato provvisoriamente la deroga sulle accise per il settore marittimo nell’ambito di un processo legislativo non ancora concluso sul testo di compromesso nel suo insieme.

Pertanto, le negoziazioni sull’ETD sono proseguite nella seconda metà del 2025 sotto la nuova Presidenza semestrale di turno, la Polonia, e le stiamo seguendo con attenzione perché - come recita un modo di dire in uso nei negoziati a Bruxelles - nulla è deciso finché tutto non è stato deciso. Ogni riunione può riservare la sorpresa di un cambio di passo inatteso. Ma allo stato attuale possiamo affermare con una certa soddisfazione che non ci sono campanelli d’allarme che facciano temere una riapertura della parte “marittima” dell’ETD. L’ultimo testo di compromesso circolato dalla Presidenza polacca non tocca l’art.14 dedicato alla tassazione dei prodotti energetici ad uso marittimo, che anzi è stato nei mesi passati integrato per tenere in considerazione quegli aspetti del mercato energetico dello shipping che, al tempo della stesura dell’ETD negli anni passati, non erano rilevanti, come l’uso dell’elettricità.

L’impressione che si ha osservando questo processo legislativo oggi, e la concomitante nuova agenda politica della Commissione Europea, è che un anno fa, quando l’introduzione di un regime di accise sul settore marittimo sembrava ormai certa, abbiamo raggiunto il picco dell’ambizione delle politiche europee. A partire da quel momento, complice il cambio di passo auspicato dai governi verso una maggiore apertura delle istituzioni alle ragioni dell’industria, il clima è più favorevole: si parla di Strategie per il rilancio della competitività, e il Report Draghi 2024 ha riportato al centro del dibattito l’urgenza di fornire una base industriale solida alla transizione in corso.

Il compromesso politico sull’ETD regge, e l’art.14 resta intatto. È ora il momento di proseguire nella stesura di politiche europee realistiche, che riconoscano il ruolo strategico del settore marittimo. Dalla geopolitica alle politiche di coesione, l’Europa torni a guardare al mare.

La pronuncia in questione prende le mosse dalla richiesta di annullamento di una nota dell’Assessorato all’Energia della Regione Siciliana con cui, al fine di comprovare la disponibilità giuridica dei suoli interessati dall’istallazione dell’impianto, era stato richiesto al relativo operatore di produrre, prima del rilascio del titolo autorizzativo, copia dei contratti definitivi debitamente registrati e trascritti.

Ebbene, i giudici amministrativi hanno chiarito che, in linea con l’art. 2, co. 2 della L.R. n. 29/2015, per comprovare la sussistenza del predetto requisito, è sufficiente produrre i contratti preliminari (regolarmente registrati e trascritti).

Diversamente, il deposito del contratto definitivo può essere rinviato alla fase successiva all’emissione del provvedimento autorizzatorio.

Difatti, come sottolineato dai giudici del Tar, i negozi preliminari, anche in virtù di quanto previsto dall’art. 2932 del codice civile, in materia di esecuzione specifica dell’obbligo di concludere un contratto, sono di per sé idonei a dare evidenza della disponibilità delle aree di progetto.

Si tratta con tutta evidenza di un provvedimento di notevole rilievo, soprattutto alla luce dei significativi riflessi pratici ed economici per gli attori di mercato che, in questi ultimi mesi, si sono trovati a dover sopportare importanti costi da sostenere nell’ambito delle iniziative di sviluppo di progetti rinnovabili, attesi gli oneri non indifferenti correlati all’esecuzione dei contratti definitivi prima della positiva conclusione degli iter autorizzativi.

Si resta ora in attesa dell’udienza di merito che è stata fissata per il 24 settembre p.v. anche se, come visto, appare abbastanza chiaro l’orientamento del Collegio sul punto.

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).

Fonti normative di riferimento

• Decreto Legislativo 82/2022: recepisce la Direttiva (UE) 2019/882 (European Accessibility Act), che introduce obblighi specifici per l’accessibilità di prodotti e servizi digitali anche nel settore privato.
• Legge 4/2004 e s.m.i. (Legge Stanca): prima disciplina sull’accessibilità digitale per le pubbliche amministrazioni.
• Legge 120/2020: ha esteso l’ambito soggettivo della Legge Stanca, includendo anche imprese private che erogano servizi essenziali di interesse generale tramite canali digitali.  

Soggetti obbligati

Gli obblighi di accessibilità si applicano a:

• Soggetti privati rientranti nella legge Stanca: si tratta di soggetti con un fatturato medio, negli ultimi tre anni di attività, superiore a 500 milioni di euro che offrono servizi essenziali fruibili da persone con disabilità attraverso siti web o attraverso applicazioni mobili (quali, ad esempio, fornitori di energia, banche, assicurazioni, compagnie di trasporto, servizi sanitari, servizi delle comunicazioni elettroniche, servizi di raccolta dei rifiuti, servizi di commercio elettronico, etc.).
• Operatori economici (fabbricanti, rappresentanti autorizzati, importatori, distributori e fornitori di servizi) che offrono servizi digitali e prodotti al pubblico.
  • In relazione ai servizi digitali, il d.lgs. 82/2022, si applica a:
    • servizi di comunicazione elettronica;
    • servizi che forniscono accesso a servizi di media audiovisivi;
    • servizi di trasporto passeggeri;
    • servizi bancari per consumatori;
    • libri elettronici; e
    • servizi di commercio elettronico.
  • In relazione ai prodotti, il d.lgs. 82/2022, si applica a:
    • sistemi hardware e sistemi operativi informatici (es., pc, notebook, smartphone, tablet, etc.);
    • terminali self-service di pagamento (es., sportelli automatici, macchine per l’emissione di biglietti, terminali per il check-in, etc.);
    • terminali con capacità informatiche interattive utilizzate per i servizi di comunicazione elettronica;
    • terminali per accedere a servizi di media audiovisivi; e
    • lettori di libri elettronici.

Vigilanza e sanzioni

La vigilanza sull’applicazione della normativa è affidata all’Agenzia per l’Italia Digitale (AgID) per quanto riguarda i servizi digitali e al Ministero delle Imprese e del Made in Italy (MIMiT) per quanto riguarda i prodotti. Tali autorità possono:

• Effettuare accertamenti e ispezioni;
• Emettere diffide con termine per la regolarizzazione;
• Applicare sanzioni pecuniarie:
  • Fino al 5% del fatturato medio annuo per violazioni gravi da parte dei soggetti privati, con fatturato superiore a 500 milioni di euro negli ultimi tre anni di attività, che rientrano nella Legge Stanca;
  • Da 5.000 a 40.000 euro per gli altri soggetti, valutando gravità, numero di utenti coinvolti e portata dei servizi non accessibili;
  • Da 2.500 a 30.000 euro per mancata ottemperanza alle diffide o ostacolo alle ispezioni.
• Adottare misure inibitorie, con forti impatti reputazionali, tra cui:
  • Oscuramento del sito web o rimozione dell’app dagli store digitali;
  • Divieto di accesso, temporaneo o definitivo, ai servizi digitali non conformi. 

Sintesi operativa

• Dal 28 giugno 2025, i prodotti e servizi digitali potranno essere immessi sul mercato solo rispettando i requisiti di accessibilità previsti dalla normativa europea e nazionale.
• Le imprese sono chiamate ad adeguare siti web, app, dispositivi e servizi digitali agli standard tecnici di accessibilità, pena l’applicazione di sanzioni, danni reputazionali e misure restrittive da parte di AgID e MIMiT.

In ottemperanza alla Legge Stanca, le imprese con un fatturato medio, negli ultimi tre anni di attività, superiore a 500 milioni di euro, già oggi sono obbligate ad adeguare siti, app e touchpoint digitali agli standard di accessibilità. Per queste imprese, le sanzioni in caso di violazione possono arrivare fino al 5% del fatturato. 

Dal 28 giugno 2025, l’obbligo di accessibilità digitale si estende a tutte le medie e piccole imprese (cioè le aziende sopra i 2 milioni di euro di fatturato annuo o più di 10 dipendenti) che offrono prodotti e servizi digitali ai consumatori con sanzioni fino a 40.000 Euro. Sono escluse solo le microimprese.

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). 

Gli accordi di condivisione sono disciplinati dall’art. 17 del d.lgs. n. 138/2024 e hanno ad oggetto la condivisione (volontaria e facoltativa) tra soggetti NIS o tra soggetti NIS e altri soggetti (ad esempio, fornitori di soggetti NIS) di informazioni relative alla sicurezza informatica, come minacce informatiche, quasi-incidenti, vulnerabilità, tecniche e procedure, allarmi di sicurezza, etc. Tali accordi sono funzionali alla prevenzione degli incidenti, nonché alla gestione, al contenimento e alla mitigazione delle loro conseguenze e contribuiscono all’innalzamento degli standard di sicurezza informatica collettiva.

La partecipazione di un soggetto NIS a uno o più accordi di condivisione deve essere comunicata all’ACN tramite il portale dei servizi, fornendo il testo dell’accordo e indicando la denominazione dello stesso e l’elenco dei soggetti che vi partecipano.

Riguardo ai termini di notifica, per gli accordi stipulati dopo l’entrata in vigore del d.lgs. 138/2024 (e cioè successivamente al 16 ottobre 2024), la notifica deve essere effettuata tempestivamente e quindi contestualmente o immediatamente dopo la conclusione dell’accordo​. In ogni caso, gli accordi di condivisione sottoscritti prima dell’entrata in vigore del d.lgs. 138/2024 (e ancora in corso al 31 maggio 2026) devono essere notificati entro il 31 maggio 2026​.

L’elenco degli accordi di condivisione a cui il soggetto NIS partecipa notificato all’ACN deve essere sempre verificato e aggiornato nel tempo: in particolare, ai sensi della Determinazione 136118, qualsiasi modifica (ad esempio, la sottoscrizione di un nuovo accordo, la risoluzione di un accordo esistente o modifiche al testo o ai partecipanti all’accordo), deve essere comunicata all’ACN entro 14 giorni dalla data della modifica.

In ogni caso, l’elenco degli accordi di condivisione deve essere aggiornato almeno una volta all’anno: tra il 15 aprile e il 31 maggio di ciascun anno, i soggetti NIS devono aggiornare, sempre tramite il portale, l’elenco degli accordi di condivisione di cui fanno parte. 

Se hai bisogno di assistenza e supporto nell’adempimento degli obblighi previsti dalla disciplina NIS, rivolgiti ai tuoi professionisti di riferimento.

In particolare, i Giudici di Palazzo Spada hanno ribadito ancora una volta a chiare lettere che il criterio di priorità disciplinato dall’art. 8 del D.Lgs 152/2006 non è idoneo a derogare l’obbligo di conclusione dei procedimenti di VIA entro i termini perentori stabiliti dalla legge (cfr. art. 25, co. 7, D.Lgs 152/2006 – il “Codice dell’Ambiente”).

Risultano quindi integralmente riformate le conclusioni cui era giunto il giudice di primo grado (TAR Basilicata, Sez. I, Sentenza n. 598/2024) secondo il quale, al contrario, la regola della perentorietà dei termini avrebbe dovuto essere recessiva rispetto alla necessità di dare priorità agli iter degli impianti di maggiore potenza. 

La pronuncia in commento si inserisce nel solco della recente giurisprudenza amministrativa la quale ha chiarito a più riprese che tutti i termini della VIA sono perentori (cfr. tra le altre, Consiglio di Stato, Sez. IV, 4 dicembre 2024, n. 9737 e Consiglio di Stato, Sez. IV, 6 dicembre 2024, n. 9791).

Difatti, in coerenza con l’art. 3-bis, co. 3 del D.Lgs 152/2006, le norme del Codice dell’Ambiente possono essere derogate solo per dichiarazione espressa da successive leggi.

Diversamente, come rilevato dal Consiglio di Stato, nel caso di specie, il criterio di priorità nella trattazione delle istanze (connessa ratione temporis alla maggiore potenza da installare) non solo non è supportato da alcuna deroga espressa alla perentorietà dei termini di conclusione dei relativi procedimenti ma non risulta neanche incompatibile con tale disciplina.

Per l’effetto di quanto precede, il Consiglio di Stato ha condannato il Ministero dell’Ambiente e della Sicurezza Energetica a provvedere sull’istanza di VIA entro il termine di trenta giorni dalla comunicazione della sentenza con l’avvertimento che, in caso di ulteriore inerzia si procederà con la nomina di un commissario ad acta.

Si tratta di un ulteriore importante punto di chiarimento nell’ambito delle articolate procedure ambientali che caratterizzano il settore delle rinnovabili e che richiama l’attenzione sull’attuale delicato equilibrio tra le complicazioni organizzative interne delle autorità competenti e l’osservanza delle garanzie procedimentali nonché sul peso del contenzioso nell’ambito di tali procedimenti.

Su tali aspetti e sulle ultime pronunce della giurisprudenza amministrativa si è d’altra parte soffermata proprio di recente la stessa Commissione tecnica PNRR-PNIEC ponendo l’accento sulla necessità di porre rimedio quanto prima alle oramai note questioni organizzativo-amministrative del Ministero ed evidenziando che una percentuale pari al 41,4% delle istanze pervenute è ad oggi condizionata dall’incidenza del contenzioso nella determinazione dell’ordine di trattazione (si veda sul punto il recente report primo trimestre 2025 della Commissione Tecnica PNRR-PNIEC trasmesso al MASE in data 17 aprile u.s.).

In sintesi, si tratta di mere precisazioni e adattamenti alla normativa intervenuta successivamente all’ultimo aggiornamento delle Istruzioni, avvenuto nell’ottobre 2023.

In primo luogo, due sono le modifiche formali che interessano le Istruzioni, poiché se nelle precedenti istruzioni si faceva esplicito riferimento ai “pannelli fotovoltaici”, nelle nuove Istruzioni detto richiamo è sostituito dalla definizione “moduli fotovoltaici”, mantenendo saldo il significato che precedentemente era negli stessi termini assegnato al “pannello”, riferendosi, dunque, “al pannello fotovoltaico installato in impianti di potenza nominale inferiore (se si tratta di “modulo fotovoltaico domestico”, n.d.r.), superiore o uguale (se si tratta di “modulo fotovoltaico professionale”, n.d.r.) a 10 kW”. O ancora, se in passato il codice identificativo dei singoli rifiuti era definito erroneamente come “codice CER” (Catalogo Europeo dei Rifiuti), oggi correttamente diventa il “codice EER” (Elenco Europeo dei Rifiuti).

Al netto delle suddette modifiche formali, è recepita la definizione della nuova quota trattenuta dal GSE di cui al D.Lgs. n. 49/2014, finalizzata a garantire la completa copertura dei costi di gestione e smaltimento ambientalmente compatibile dei moduli fotovoltaici a fine vita: se in passato detta quota ammontava ad un valore pari a Euro 10/modulo per qualsiasi tipologia di RAEE fotovoltaico, domestico o professionale, con le nuove Istruzioni la medesima quota sarà pari al doppio dei costi di adesione da versare ai Sistemi Collettivi, individuati nel valore di Euro 10/modulo per qualsiasi tipologia di RAEE fotovoltaico, domestico o professionale.

Con l’adozione delle nuove Istruzioni, dunque, la quota trattenuta dal GSE è pari a Euro 20/modulo, disponendo che, nel caso di impianti di tipologia professionale entrati in esercizio dal 2006 al 2012 per i quali è già stato avviato il processo di trattenimento della quota secondo la modalità di calcolo stabilita sulla base del precedente valore della quota (pari a 10€/modulo), “la maggiorazione introdotta viene applicata a partire dalle rate residue del periodo di trattenimento”, provvedendo “alla rimodulazione delle restanti quote del piano di rateizzazione”.

In quanto alle disposizioni introdotte dal D.Lgs. n. 118/2020 e s.m.i., oltre a riprendere la precisazione introdotta con il D.L. 24 febbraio 2023, n. 13, per la quale la quota da versare al Sistema Collettivo può essere rateizzata nel periodo massimo di cinque anni (e, in ogni caso, per un periodo non superiore al numero di anni residui di incentivazione per l’impianto specifico), il Decreto n. 45/2025 e le nuove Istruzioni tengono conto delle previsioni introdotte con il D.L. n. 84/2024, recante “Disposizioni urgenti sulle materie prime critiche di interesse strategico”, individuando come ulteriori due finestre temporali disponibili per la trasmissione dell’istanza di adesione ad un Sistema Collettivo quella compresa tra il 1° aprile 2025 ed il 31 maggio 2025, attualmente in corso, e quella compresa tra il 1° luglio 2025 e il 30 settembre 2025, derogando quindi alla precedente finestra di adesione la cui scadenza era fissata al 31 dicembre 2024.

Con riferimento alle tempistiche di restituzione delle quote a garanzia precedentemente trattenute dal GSE, invece, le modalità individuate nelle Istruzioni prevedono che, per gli impianti di tipologia domestica, la restituzione delle quote trattenute è prevista nel corso dell’anno successivo rispetto alla trasmissione dell’istanza di adesione al Sistema Collettivo; per gli impianti di tipologia professionale, la restituzione delle quote trattenute verrà effettuata entro 180 giorni dalla data di conclusione della finestra temporale di riferimento in cui è stata presentata l’istanza di adesione al Sistema Collettivo.

Da ultimo, in aderenza a quanto previsto dal D.L. n. 84/2024, rispetto al passato, oggi il MASE può avvalersi del GSE per l’attività di verifica e controllo sulle attività dei Sistemi Collettivi.

Rimangono inalterati gli allegati alle Istruzioni medesime, congiuntamente alle previgenti disposizioni, rimaste intatte a seguito dell’adozione del Decreto n. 45/2025 e delle analizzate nuove Istruzioni per il fine vita dei moduli fotovoltaici incentivati in conto energia.

Il Tribunale di Napoli ha rigettato il ricorso in opposizione allo stato passivo di una banca e confermato l’esclusione del credito, ritenendo che l’aggravamento del dissesto della società debitrice fosse stato causato dalla condotta di abusiva concessione di un mutuo (peraltro destinato al rimborso di un debito pregresso), pur nella consapevolezza dello stato di insolvenza del debitore e quindi principalmente sull’assunto di poter beneficiare della garanzia pubblica. 

La decisione alimenta l’orientamento di merito, in corso di formazione, che, sulla scia delle precedenti pronunce del Tribunale di Torino e del Tribunale di Asti, riconosce l’illiceità, con la conseguente esclusione del diritto al rimborso e di esclusione dal passivo, dell’operazione di finanziamento concessa a soggetti insolventi, confidando nella garanzia dello Stato.

Un argomento di sicuro interesse e attualità, considerata un’attesa maggiore ricorrenza di queste fattispecie, al crescere delle insolvenze delle imprese (c.d. zombie companies) inertizzate dai finanziamenti emergenziali.

Il termine “tolling” deriva dall’inglese “toll”, che in origine significa pedaggio, tariffa o, nell’ambito industriale, il compenso che viene pagato per l'utilizzo di un impianto di produzione o trasformazione. Il contratto di tolling, pertanto, è un contratto con cui un soggetto, il proprietario della materia prima, affida a un altro soggetto, titolare dell’impianto, la lavorazione o trasformazione di tale materia, mantenendone però la proprietà.

Nel contesto degli impianti di produzione di energia elettrica, e in particolare degli impianti di cogenerazione, il contratto di tolling si configura come un contratto ai sensi del quale un soggetto, c.d. toller, fornisce la materia prima (quale, tipicamente, il combustibile) a un altro soggetto, c.d. processor, titolare dell’impianto di cogenerazione e produzione affinché quest’ultimo produca, mediante l’utilizzo del materiale fornito dal toller, l’energia elettrica e termica che sarà successivamente riconsegnata al toller medesimo da parte del processor, a fronte del pagamento di un corrispettivo.

Più recentemente, si nota la diffusione del contratto di tolling da parte degli operatori di mercato anche ai sistemi di accumulo (“Contratto di Tolling”). In tale contesto, il Contratto di Tolling si configura come un accordo ai sensi del quale il soggetto proprietario dell’impianto di stoccaggio, l’asset owner (“Asset Owner”), rende disponibile la capacità dell’impianto medesimo per consentire ad un altro soggetto, il toller (“Toller”), di immettere, conservare e prelevare, a propria discrezione, l’energia elettrica dall’impianto di stoccaggio dell’Asset Owner, a fronte del pagamento, da parte del Toller, di un corrispettivo volto a remunerare la predetta messa a disposizione della capacità. Il Toller manterrà la proprietà esclusiva di tutta l'energia immessa, conservata e prelevata dall'impianto durante il periodo di durata del Contratto di Tolling.

Risulta evidente, dunque, che in quest’ultima configurazione del Contratto di Tolling non vi sia alcuna fornitura di materia prima né alcuna attività di produzione di energia elettrica. L’impianto di stoccaggio viene semplicemente messo a disposizione del Toller al fine di consentire a quest’ultimo di conservare l’energia elettrica per renderla, in un secondo momento, disponibile sul mercato valorizzandola secondo le sue esigenze. 

La ratio sottesa al Contratto di Tolling

Con il Contratto di Tolling le parti intendono ripartire i rischi e le responsabilità correlati tanto all’attività di realizzazione di un sistema di accumulo quanto al successivo esercizio del sistema medesimo.

Più in particolare:

(i) l’Asset Owner si impegna a realizzare e raggiungere l’entrata in esercizio dell’impianto entro un certo termine e a mettere a disposizione la relativa capacità di stoccaggio in favore del Toller. L’Asset Owner, a seguito dell’entrata in esercizio, manterrà la responsabilità correlata alle attività di manutenzione, messa a disposizione e gestione dell’impianto in favore del Toller, percependo un corrispettivo da parte del Toller che garantirà all’Asset Owner il cash flow necessario a quest’ultimo per adempiere agli obblighi eventualmente assunti ai sensi di un contratto di finanziamento sottoscritto per la realizzazione dell’impianto nel contesto di un più ampio progetto di finanziamento (c.d. finanza di progetto); mentre

(ii) il Toller si impegna ad utilizzare l’impianto in conformità ai cicli e alle procedure concordate nel Contratto di Tolling potendovi conservare l’energia elettrica nella sua disponibilità al fine di valorizzarla a propria discrezione, restando inteso che con riferimento all’impianto di stoccaggio, il Toller non assumerà alcun rischio di realizzazione e manutenzione dello stesso.

La struttura del corrispettivo nel Contratto di Tolling

Come descritto nei precedenti paragrafi, il Toller versa un corrispettivo all’Asset Owner per remunerare la messa a disposizione della capacità dell’impianto di stoccaggio da parte di quest’ultimo.

Tale corrispettivo può assumere diverse configurazioni:

(i) corrispettivo fisso: un ammontare di Euro moltiplicato per ogni MW della capacità resa disponibile ai sensi del Contratto di Tolling. In tal caso, le parti, pur avendo determinato il corrispettivo in misura fissa, potrebbero prevedere dei meccanismi di aggiustamento dello stesso al fine di tenere in considerazione l’effettiva disponibilità dell’impianto e la relativa efficienza nel periodo rilevante;

(ii) corrispettivo varabile: un ammontare di Euro moltiplicato per ogni MWh dei volumi di energia che sono immessi e conservati nell’impianto per ciascun periodo rilevante. Tale corrispettivo variabile potrà essere previsto come unico corrispettivo ovvero in aggiunta al corrispettivo fisso;

(iii) revenue sharing: un valore percentuale dell’ammontare dei profitti realizzati dall’ottimizzazione dell’impianto da parte del Toller, ivi incluso quanto ottenuto dalla partecipazione ai mercati, che sarà attribuito all’Asset Owner, quale unico corrispettivo ovvero in aggiunta al corrispettivo fisso e/o al corrispettivo variabile. Il revenue sharing potrà trovare applicazione quale unico corrispettivo, o componente del medesimo, a partire dal momento in cui decorrono gli obblighi relativi alla messa a disposizione della capacità in favore del Toller e di pagamento del corrispettivo, ovvero come modalità di ripartizione dei profitti ottenuti prima di tale momento, qualora l’entrata in esercizio dell’impianto intervenga in un momento antecedente rispetto al momento da cui decorre il pagamento del corrispettivo fisso e/o del corrispettivo variabile.

Il rapporto tra Contratto di Tolling e Capacity Market

Le posizioni e gli impegni delle parti ai sensi del Contratto di Tolling e il meccanismo di determinazione del corrispettivo sopra descritto potranno risultare maggiormente articolati se l’Asset Owner, con la medesima capacità messa a disposizione del Toller ai sensi del Contratto di Tolling, intendesse partecipare al mercato della capacità. 

Il mercato della capacità, conformemente a quanto previsto dall’articolo 1 del D.Lgs. 379/2003 s.m.i, è, per l’appunto, un mercato organizzato e gestito da Terna basato sulla capacità messa a disposizione del sistema elettrico e volto al raggiungimento dell'adeguatezza della capacità produttiva disponibile nel sistema elettrico stesso assicurando il costante soddisfacimento della domanda nazionale di energia con adeguati margini di riserva.

Detto mercato si struttura come un sistema di aste (c.d. procedure concorsuali) volte a definire gli impegni di capacità assunti da ciascun partecipante al mercato e all’esito delle quali gli aggiudicatari saranno tenuti alla sottoscrizione di uno specifico contratto con Terna (“Contratto Capacity Market”). Ai sensi di detto contratto, l’assegnatario - che, ai fini di cui al presente articolo, risulta l’Asset Owner - si impegna a rendere disponibile a Terna la capacità aggiudicata all’esito delle procedure concorsuali valorizzando i corrispondenti volumi di energia elettrica sul mercato elettrico per il tramite del Toller a fronte del pagamento, da parte di Terna, all’assegnatario di un corrispettivo composto da una componente variabile e da una componente fissa. 

Alla luce di quanto brevemente esposto e del fatto che la capacità dell’impianto di stoccaggio è gestita e valorizzata dal Toller, la coesistenza del Contratto Capacity Market e del Contratto di Tolling produce la necessità di disciplinare in quest’ultimo accordo gli ulteriori impegni a carico dell’Asset Owner e del Toller. Inoltre, il Contratto di Tolling dovrà configurare un sistema di flussi e un corrispettivo che tenga in debito conto la più complessa situazione giuridica e fattuale inerente all’impianto di stoccaggio di proprietà dell’Asset Owenr in tale contesto. 

Invero, il Toller, anche in qualità di utente del dispacciamento dell’impianto, sarà il soggetto responsabile delle attività di immissione e prelievo dell’energia dall’impianto di stoccaggio, della gestione della disponibilità dell’impianto medesimo nonché della presentazione delle offerte sul mercato elettrico.

Più in particolare, il Contratto di Tolling, con riferimento alla partecipazione al mercato della capacità, dovrà disciplinare:

(i) la partecipazione alle Procedure Concorsuali, eventualmente limitando la possibilità per l’Asset Owner di partecipare ad alcune di esse a seconda del differente periodo di consegna;

(ii) l’impegno dell’Asset Owner a non partecipare al Meccanismo di Approvvigionamento della Capacità di Stoccaggio Elettrico (“MACSE”)[1], ad ogni ulteriore meccanismo, tra cui i meccanismi incentivanti, e/o ad un mercato che possa essere incompatibile con gli impegni assunti ai sensi del Contratto di Tolling e del Contratto Capacity Market;

(iii) gli specifici obblighi che il Toller dovrà assumere per consentire all’Asset Owner di adempiere agli obblighi, a propria volta assunti, ai sensi del Contratto Capacity Market;

(iv) la ripartizione del rischio relativo al corrispettivo variabile che dovrà essere versato al Gestore di Rete nell’ipotesi in cui le offerte siano eseguite ad un prezzo superiore allo strike price;

(v) i rimedi contrattuali applicabili nel caso in cui l’Asset Owner risulti inadempiente agli obblighi assunti ai sensi del Contratto Capacity Market, qualora tali inadempimenti siano attribuibili ad atti, omissioni o inadempimenti del Toller ai sensi del Contratto di Tolling.

In generale, il Toller avrà il diritto di dispacciare l'impianto, a sua discrezione, su tutti i mercati disponibili, purché la partecipazione a tali mercati sia sempre conforme alle regole del Mercato della Capacità e non influisca negativamente sulla partecipazione allo stesso da parte dell’Asset Owner.

Di quanto precede e di altri aspetti relativi agli investimenti nello Storage e i relativi cash flow nel contesto della bancabilità parleremo insieme ai nostri ospiti in occasione del convegno BESS: profili di bancabilità tra regole e mercato, che si terrà presso la nostra sede di Milano. Tramite il link è possibile registrarsi. I posti disponibili sono limitati e vi suggeriamo di iscrivervi quanto prima.

[1] Il MACSE è stato introdotto con delibera ARERA n. 247/2023, in attuazione dell’art. 18 del D.Lgs. n. 210/2011.

Il Decreto Legislativo 9 aprile 2008, n. 81 (“D. Lgs. 81/2008” o “Testo Unico Sicurezza”) prevede che il datore di lavoro garantisca a ciascun lavoratore un’adeguata formazione in materia di salute e sicurezza (art. 37, c. 1). Inoltre, lo stesso D. Lgs. 81/2008 stabilisce che la durata, i contenuti minimi e le modalità della formazione siano definiti mediante accordo in sede di Conferenza permanente per i rapporti tra lo Stato, le Regioni e le Province autonome, previa consultazione delle parti sociali (art. 37, c. 2).

Nella seduta del 17 aprile 2025, la Conferenza permanente per i rapporti tra Stato, Regioni e Province autonome, ha sancito – dopo una lunga attesa – il nuovo “Accordo, ai sensi dell’articolo 37, comma 2, del decreto legislativo 9 aprile 2008, n.81, tra il Governo, le regioni e le Province autonome di Trento e Bolzano, finalizzato alla individuazione della durata e dei contenuti minimi dei percorsi formativi in materia di salute e sicurezza, di cui al medesimo decreto legislativo, n. 81 del 2008” – Repertorio atti 59/CSR (nel proseguo, “ASR”).

L’ASR abroga gli accordi precedenti[1] e ridefinisce – questa volta in un unico testo – durata, contenuti minimi e modalità della formazione in materia di salute e sicurezza sul lavoro, con alcune importanti novità. 

2. NOVITA' INTRODOTTE DALL'ASR

Le principali novità dell’ASR, che verranno illustrate infra, riguardano i seguenti temi: 

• Requisiti dei soggetti formatori;
• Modalità di erogazione dei corsi;
• Nuovi percorsi formativi;
• Verifica dell’apprendimento obbligatoria;
• Valutazione dell’efficacia della formazione.

3. REQUISITI DEI SOGGETTI FORMATORI

L’ASR individua i soggetti adibiti ai corsi di formazione e di aggiornamento (“Soggetti Formatori”), suddividendoli in diverse categorie: 

• Istituzionali: tra di essi si annoverano le amministrazioni pubbliche tra cui, a titolo esemplificativo e non esaustivo, Ministero del lavoro e delle politiche sociali; Ministero della difesa; Ministero della salute; Ministero dell’ambiente e della sicurezza energetica; Ministero dell’interno; Università; INAIL; Ordini e i collegi professionali.
• Accreditati: si fa riferimento ai soggetti formatori che si sono accreditati secondo il modello definito in ogni Regione e Provincia autonoma, ai sensi dell'Intesa del 20 marzo 2008.
• Altri soggetti, tra i quali si annoverano Fondi Interprofessionali di settore; Organismi Paritetici e Associazione sindacali di datori di lavoro o lavoratori. Gli organismi paritetici e le associazioni sindacali dei datori di lavoro o dei lavoratori possono effettuare le attività formative e di aggiornamento direttamente o avvalendosi di strutture formative o di servizio di loro diretta emanazione. Inoltre, viene introdotto, il principio per cui “per diretta emanazione si intende una struttura che deve essere di proprietà esclusiva o almeno partecipata in modo prevalente dell’associazione sindacale dei datori di lavoro o dei lavoratori”. 

I docenti devono possedere specifiche competenze e, in particolare, essere in possesso dei requisiti di cui al Decreto Ministeriale 6 marzo 2013 ss.mm.ii. (fatto salvo quanto previsto dall’ASR per specifici percorsi formativi).

4. MODALITA' DI EROGAZIONE DEI CORSI 

L’ASR definisce quattro modalità di erogazione dei corsi di formazione: 

• presenza fisica;
• e-learning;
• video conferenza sincrona;
• modalità mista.

Si ammette l’utilizzo della video conferenza sincrona e dell’e-learning, ma con alcune limitazioni e a determinate condizioni (ad esempio, la piattaforma deve poter monitorare e certificare la partecipazione attiva del discente). Si evidenzia che la modalità e-learning non è consentita, in particolare, per la formazione dei preposti.

In tutti i corsi di formazione e aggiornamento devono essere redatti i verbali delle verifiche finali, con elementi minimi indicati dall’ASR.

Il Soggetto Formatore, inoltre, dovrà conservare per almeno 10 anni la documentazione attraverso il “Fascicolo del corso”, il quale è costituito da: (i) progetto formativo e programma del corso; (ii) dai anagrafici dei partecipanti; (iii) registro presenze dei partecipanti, con firme; (iv) elenco dei docenti, con firme; (v) verbale della verifica finale.

5. NUOVI PERCORSI FORMATIVI 

L’ASR definisce i percorsi formativi in parte confermando quanto già previsto dagli accordi precedenti, in parte apportando talune novità. Esso, infatti:

a) definisce le ore obbligatorie di formazione e i corsi di aggiornamento destinati a datori di lavoro, dirigenti e preposti, nonché a Responsabili del Servizio Prevenzione e Protezione (“RSPP”) e lavoratori;

b) definisce il percorso formativo destinato a coordinatori per la progettazione (“CSP”) e coordinatori per l’esecuzione (“CSE”) nei cantieri temporanei e mobili, aggiornando l’allegato XIV del Testo Unico Sicurezza;

c) definisce la formazione per datori di lavoro e dirigenti delle imprese affidatarie;

d) introduce nuovi obblighi formativi per l’uso di attrezzature di lavoro per cui è prevista una specifica abilitazione di cui all’art. 73, c. 5 del Testo Unico Sicurezza (es. conduzione di carrelli elevatori semoventi con conducente a bordo, conduzione di gru mobili e conduzione di escavatori);

e) istituisce percorsi formativi mirati per chi opera in ambienti sospetti di inquinamento o confinati di cui al D.P.R. 177/2011.

In particolare, per quanto riguarda i datori di lavoro, i preposti e i dirigenti, si segnala quanto segue: 

• Per i datori di lavoro, si prevede un corso di formazione della durata minima di 16 ore, a cui si aggiunge un modulo “cantieri” di minimo 6 ore per i datori di lavoro delle imprese affidatarie nei cantieri temporanei e mobili. Il corso ha lo scopo di fornire “competenze organizzative, gestionali e giuridiche per gestire il processo della salute e sicurezza sul posto di lavoro nell’ottica del superamento di una visione formale della materia a favore di una visione sostanziale orientata alla prevenzione e alla protezione della salute dei lavoratori, anche alla luce della continua evoluzione del mondo del lavoro”. 

  L’aggiornamento deve essere effettuato con cadenza quinquennale e con durata minima di 6 ore;

• Per i datori di lavoro che, dopo aver frequentato il nuovo corso specifico per datori, intendano anche ricoprire il ruolo di RSPP, è previsto un modulo comune di 8 ore valido per tutti i settori, e ulteriori moduli specifici a seconda del settore (es. chimico: 16 ore). In questo caso, l’aggiornamento deve essere effettuato con cadenza quinquennale con durata minima di 8 ore;
• Per i preposti, invece, la durata del corso passa da 8 a 12 ore. L’aggiornamento, invece, dovrà avvenire con cadenza biennale e dovrà avere una durata minima di 6 ore;
• Per i dirigenti, infine, la durata del corso si riduce da 16 a 12 ore, ma viene previsto un modulo aggiuntivo "cantieri" da 6 ore (per dirigenti delle imprese affidatarie nei cantieri temporanei e mobili). L’aggiornamento dovrà essere effettuato con cadenza quinquennale, con durata minima di 6 ore.

6. VERIFICA DELL'APPRENDIMENTO OBBLIGATORIA 

Una novità significativa concerne l’introduzione delle modalità della verifica finale di apprendimento da svolgersi al termine di ogni corso di formazione, senza eccezioni. Tale verifica consente di valutare con precisione l’apprendimento e le competenze acquisite dai partecipanti durante il corso.

Al termine di ciascun corso, qualora il partecipante abbia frequentato almeno il 90% delle ore totali previste e abbia superato con successo la verifica finale di apprendimento, il soggetto formatore provvederà al rilascio di un attestato di partecipazione. 

7. VALUTAZIONE DELL’EFFICACIA DELLA FORMAZIONE

Infine, un’altra novità di rilievo è l’obbligo, per il datore di lavoro, di valutare se la formazione impartita al lavoratore sia efficace. Tale valutazione viene effettuata durante lo svolgimento della prestazione di lavoro, a una certa distanza di tempo dal termine del corso, e costituisce parte integrante del processo formativo.

Le modalità che possono essere utilizzate sono le seguenti: analisi infortunistica aziendale; questionari da somministrare al personale; check list di valutazione.

L’ASR prevede poi che, nell’ambito della riunione periodica, deve essere verificato il raggiungimento dei risultati attesi e rilevata l’efficacia formativa attraverso gli indicatori, i criteri e gli strumenti stabiliti in sede di progettazione del corso.

8. DISPOSIZIONI TRANSITORIE 

L’ASR entrerà in vigore il giorno della sua pubblicazione in Gazzetta Ufficiale.

In fase di prima applicazione e comunque non oltre 12 mesi dall’entrata in vigore dell’ASR, potranno essere avviati i corsi secondo quanto previsto dai precedenti accordi, nonché dell’allegato XIV del Testo Unico Sicurezza vigente prima dell’entrata in vigore dell’ASR.

L’ASR prevede infine che “i datori di lavoro sono tenuti a frequentare il corso di formazione di cui alla parte II, punto 3, del presente accordo in modo che lo stesso venga concluso entro e non oltre il termine di 24 mesi dall’entrata in vigore del presente accordo. I corsi di formazione per datore di lavoro, già erogati alla data di entrata in vigore del presente accordo, i cui contenuti siano conformi al presente accordo sono riconosciuti. L’aggiornamento dei suddetti corsi parte dalla data di fine corso riportata nell’attestato”.

L’ASR disciplina altresì le modalità di riconoscimento della formazione pregressa per le altre categorie di soggetti.

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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 i seguenti professionisti: Paolo Gallarati, all’indirizzo paolo.gallarati@advant-nctm.com, o Valentina Cavanna, all’indirizzo valentina.cavanna@advant-nctm.com. 

[1] Ovvero: l’accordo del 21 dicembre 2011 (repertorio atti 221/CSR); l’accordo del 21 dicembre 2011 (repertorio atti 223/CSR); l’accordo del 22 febbraio 2012; l’accordo del 7 luglio 2016; l’accordo del 25 luglio 2012 contenente le “Linee applicative” degli Accordi del 21 dicembre 2011.

L’ampia diffusione ed incidenza registrata dalla produzione di energia da fonti rinnovabili ha reso fondamentale l’introduzione di un sistema di stoccaggio della produzione energetica e, quindi, di capacità di accumulo centralizzata al fine di garantire flessibilità e massimizzazione del ricorso al sistema delle rinnovabili.

Il Meccanismo, di cui Terna ne ha pubblicato la disciplina, in data 22 ottobre 2024, previa approvazione del Ministero dell’Ambiente e della Sicurezza Energetica con DM del 10 ottobre 2024, n. 346, si fonda sulla possibilità di stipulare contratti standard per l’approvvigionamento di capacità di accumulo elettrico con controparti selezionate tramite procedure competitive, destinatarie di un premio determinato espresso in euro/MWh annuo: a fronte del premio, al produttore aggiudicatario non resta che mettere a disposizione la capacità contrattuale a terzi che abbiano acquistato, tramite Terna, i c.d. prodotti di time-shifting, ovvero il diritto di immagazzinare l'energia prodotta in un momento specifico in uno o più impianti di accumulo che si sono aggiudicati le aste nella fase precedente, per poi immetterla in rete in un momento successivo.

Detti contratti standard prescrivono appositi obblighi per i sottoscrittori, ovvero (i) l’effettiva realizzazione della capacità di stoccaggio impegnata nei termini previsti dallo stesso contratto; (ii) l’obbligo di rendere disponibile a Terna, per l’intero periodo di consegna, la capacità di stoccaggio impegnata, al fine di consentire l’esercizio, da parte di operatori di mercato terzi, dei contratti di time-shifting; (iii) l’obbligo di rendere disponibile a Terna sul Mercato dei Servizi di Dispacciamento (“MSD”), per l’intero periodo di consegna, singolarmente o tramite aggregati definiti da Terna nel Codice di rete, la capacità di stoccaggio impegnata, rispettando le prestazioni tecniche minime definite nel contratto e i vincoli economici.

Come anticipato, quindi, per la stipula dei contratti standard, Terna organizza apposite procedure competitive, rendendo periodicamente disponibili dei contingenti incrementali di capacità al fine di garantire la disponibilità di determinate quantità di stoccaggio elettrico nei diversi e futuri periodi, tenendo conto di diverse variabili componenti: a dette procedure concorsuali potranno partecipare esclusivamente titolari di impianti di stoccaggio in possesso di appositi requisiti soggettivi ed oggettivi, ma non solo.

1.1 Del sistema delle garanzie

Nell’ambito delle procedure concorsuali di cui sopra, in conformità alle previsioni di cui alla Delibera ARERA, Terna organizza e gestisce un sistema di garanzie al quale i partecipanti sono tenuti ad aderire, pena l’estromissione dalle medesime procedure o l’impossibilità per il partecipante di procedere alla stipula del contratto standard di approvvigionamento di capacità di stoccaggio elettrico. Il predetto sistema delle garanzie è costituito da (i) garanzie pre-asta; (ii) garanzie post-asta; e (iii) il fondo di garanzia. 

1.1.1. Garanzie pre-asta 

In conformità a quanto disposto dal Capo II dalla Disciplina Terna, per ciascuna asta il partecipante deve costituire, almeno 40 (quaranta) giorni prima dalla data di esecuzione dell’asta alla quale intende qualificare il sistema di stoccaggio, una garanzia pre-asta di importo pari alla somma tra: 

(i) la capacità qualificata[1] di ciascun sistema di stoccaggio qualificato, espressa in MWh;

(ii) il premio di riserva[2] dell’asta aperta alla tecnologia di riferimento con periodo di pianificazione[3] più breve tra quelle ammesse alla procedura concorsuale;

(iii) una percentuale pari al 10%.

Detta garanzia pre-asta, nella forma del deposito cauzionale infruttifero, verrà restituita da Terna a ciascun partecipante che risulti assegnatario, entro 15 (quindici) giorni da quando Terna invia allo stesso la copia controfirmata del contratto e/o dell’accordo attuativo, e ad ogni partecipante che non risulti assegnatario, entro 15 (quindici) giorni dalla comunicazione degli esiti dell’asta.

Qualora il partecipante assegnatario non adempia agli obblighi in capo ai medesimi assegnatari individuati da Terna, e/o qualora a seguito di apposite verifiche effettuate prima della stipula del contratto e/o dell’accordo attuativo, risulti la non veridicità delle dichiarazioni rese e/o della documentazione fornita, Terna può escutere la garanzia pre-asta costituita dal partecipante. 

1.1.2. Garanzie post-asta

Allo stesso modo della garanzia pre-asta, per ciascun contratto, l’assegnatario deve costituire o integrare, nel termine di 15 (quindici) giorni dalla comunicazione degli esiti dell’asta, una o più garanzie post-asta, di importo complessivo pari alla somma tra:

(i) la capacità impegnata[4] di ciascun sistema di stoccaggio contrattualizzato, espressa in MWh;

(ii) il premio di riserva dell’asta aperta alla tecnologia di riferimento con periodo di pianificazione più breve tra quelle ammesse alla procedura concorsuale in cui il sistema di stoccaggio è stato contrattualizzato;

(iii) il numero di anni, arrotondato per difetto, del periodo di pianificazione della tecnologia di riferimento con periodo di pianificazione più breve tra quelle ammesse alla procedura concorsuale in cui il sistema di stoccaggio è stato contrattualizzato;

(iv) una percentuale pari al 15%.

Detta garanzia post-asta, nelle forme del deposito cauzionale infruttifero o della fideiussione bancaria a prima richiesta, verrà restituita da Terna, su richiesta dell’assegnatario, successivamente alla completa regolazione delle partite economiche scaturenti dal contratto e dai relativi accordi attuativi.

Anche nel caso delle garanzie post-asta prestate dall’assegnatario, qualora quest’ultimo non adempia alle obbligazioni di pagamento derivanti dal contratto e dai relativi accordi attuativi, Terna può escutere la garanzia post-asta costituita dall’assegnatario. 

1.1.3. Il fondo di garanzia 

Per ciascun contratto stipulato con Terna, l’assegnatario è tenuto a versare nei confronti di quest’ultima, entro il termine di 15 (quindici) giorni dalla comunicazione degli esiti dell’asta, un contributo al fondo di garanzia pari alla somma dei prodotti tra: 

(i) la capacità impegnata di ogni sistema di stoccaggio contrattualizzato, espressa in MWh;

(ii) il premio di riserva dell’asta aperta alla tecnologia di riferimento con periodo di pianificazione più breve tra quelle ammesse alla procedura concorsuale in cui il sistema di stoccaggio è stato contrattualizzato;

(iii) una percentuale pari al 15%.

Anche il contributo al fondo di garanzia, come le garanzie pre e post-asta, nella forma di deposito cauzionale fruttifero, verrà restituito, su richiesta dell’assegnatario, successivamente alla completa regolazione delle partite economiche scaturenti dal contratto e dai relativi accordi attuativi. 

Il ricorso al fondo di garanzia da parte di Terna è subordinato all’escussione preventiva di tutte le garanzie post-asta costituite dall’assegnatario nell’ambito del contratto a cui è riferito l’adempimento, ricorrendo, ordinatamente, prima ai contributi al fondo di garanzia versati dall’assegnatario inadempiente, poi ai contributi al fondo di garanzia versati dagli altri assegnatari.

1.2 La prima gara 

In data 7 marzo 2025, mediante apposita comunicazione per gli operatori, Terna ha reso note le tempistiche per la prima asta del MACSE: difatti, l’asta per il 2028 per l’approvvigionamento a termine di nuova capacità di accumulo relativa a batterie a ioni di litio e alle tecnologie di stoccaggio elettrico diverse dalle batterie a ioni di litio e dall’accumulo idroelettrico, si svolgerà il giorno 30 settembre 2025.

Pertanto, secondo lo scadenziario fissato dalla stessa Terna, i partecipanti sono tenuti a presentare apposita richiesta di ammissione, nelle modalità dalla stessa definite, entro il 3 giugno e a presentare sul portale MACSE i dati e la documentazione necessaria entro il 17 luglio, con versamento del deposito cauzionale a titolo di garanzia pre-asta entro il 21 agosto e caricamento della documentazione relativa all’autorizzazione entro il successivo 26 agosto.

A titolo di stima, si prevede che la capacità attualmente autorizzata è di circa 9 GWh, quindi al di sotto rispetto alla domanda di 10 GWh, dovendosi però ancora considerare che potranno partecipare tutti gli impianti autorizzati in via definitiva entro fine agosto 2025.

Di quanto precede e di altri aspetti relativi agli investimenti nello Storage e i relativi cash flow nel contesto della bancabilità parleremo insieme ai nostri ospiti in occasione del convegno BESS: profili di bancabilità tra regole e mercato, che si terrà presso la nostra sede di Milano. Tramite il link è possibile registrarsi. I posti disponibili sono limitati e vi suggeriamo di iscrivervi quanto prima.

[1] Ai sensi dell’art. 2, comma 1, lett. i) della Disciplina MACSE di Terna, per ciascun sistema di stoccaggio, è la capacità, espressa in valori interi di MWh, che Terna qualifica all’asta.

[2] Ai sensi dell’art. 2, comma 1, lett. aaa) della Disciplina MACSE di Terna, si intende il valore massimo che può essere assunto dal premio corretto (i.e., per ciascun sistema di stoccaggio, l’ammontare pari al prodotto tra il premio e precisi coefficienti di cui alla medesima disciplina adottata da Terna), secondo quanto definito dall’Autorità in relazione ad una procedura concorsuale.

[3] Ai sensi dell‘art. 2, comma 1, lett. jj) della Disciplina MACSE di Terna, si intende il periodo, definito nella relazione tecnica, che intercorre fra la data di comunicazione degli esiti dell’asta e l’avvio del periodo di consegna (i.e., il periodo durante il quale il sistema di stoccaggio contrattualizzato è soggetto all’obbligo di disponibilità e all’obbligo di restituzione, con inizio in data 1° gennaio).

[4] Ai sensi dell’art. 2, comma 1, lett. g) della Disciplina MACSE di Terna, per ciascun sistema di stoccaggio, è la capacità, espressa in valori interi di MWh, che risulta contrattualizzata in esito alla partecipazione all’asta.

L’espressione “di base” associata alle misure di sicurezza e agli obblighi di notifica è impiegata per indicare che essi riguardano la fase di prima implementazione della disciplina NIS. Ulteriori misure e obblighi di notifica si aggiungeranno al termine dell’attività di categorizzazione delle attività e dei servizi che sarà condotta a partire dal 2026.

Le misure di sicurezza, elencate e descritte negli allegati 1 (per i soggetti importanti) e 2 (per i soggetti essenziali) alla Determinazione, sono state definite sulla base del “Framework Nazionale per la Cybersecurity e la Data Protection”, edizione 2025 (derivato dal Cyber Security Framework del National Institute of Standards and Technology).

Sono organizzate in funzioni (governo, identificazione, protezione, rilevamento, risposta e ripristino), categorie, sottocategorie e requisiti e comprendono sia misure di natura organizzativa (che richiedono, ad esempio, l’elaborazione di piani, l’adozione di politiche e procedure, la tenuta e l’aggiornamento di elenchi, inventari e registri, etc.) sia misure di natura tecnica (che richiedono, invece, l’implementazione di meccanismi di cifratura, sistemi di autenticazione multifattore, backup, firewall, etc.). Il contenuto dei due allegati è, in gran parte, coincidente ma a carico dei soggetti essenziali sono previsti requisiti aggiuntivi o più rigorosi.

Come previsto, tra le misure di sicurezza di base figura anche la valutazione della cybersecurity della catena di fornitura. Ciò avrà, inevitabilmente, un impatto anche su quei soggetti che, pur non rientrando nell’ambito di applicazione del d.lgs. n. 138/2024, forniscono beni o servizi rilevanti per la sicurezza dei sistemi informativi e di rete dei soggetti NIS. Questi ultimi dovranno, in particolare, censire i fornitori rilevanti (e i rispettivi contratti), tenere un inventario dei servizi erogati e richiedere ai fornitori il possesso di una serie di requisiti in termini di cybersecurity (di cui deve essere verificata periodicamente la sussistenza nel tempo).

Per quanto riguarda gli obblighi di base in materia di notifica agli incidenti, gli allegati 3 e 4 identificano le tipologie di incidenti significativi che devono essere notificati (l’allegato 3 per i soggetti importanti e l’allegato 4 per i soggetti essenziali).

I termini per la notifica restano quelli indicati dal d.lgs. n. 138/2024. Nello specifico, la notifica deve avvenire senza ingiustificato ritardo e comunque:

• entro 24 ore dalla scoperta, deve essere trasmessa una pre-notifica che indichi, almeno, se l’incidente è il risultato di atti illegittimi o malevoli o se può avere un impatto transfrontaliero;

• entro 72 ore dalla scoperta, deve essere trasmessa la notifica vera e propria che deve riportare informazioni aggiornate sull’incidente, una valutazione iniziale dello stesso e gli indicatori di compromissione;

• entro un mese dalla notifica, deve essere trasmessa una relazione finale che contenga almeno una descrizione dettagliata dell’incidente, comprensiva della sua gravità e del suo impatto, il tipo di minaccia o la causa originale (root cause) che ha probabilmente innescato l’incidente, le misure di attenuazione adottate e in corso e, ove noto, impatto transfrontaliero dell’incidente.

Il termine entro il quale i soggetti NIS dovranno adottare le misure di sicurezza di base definite dagli allegati 1 e 2 alla Determinazione è fissato in diciotto mesi dalla ricezione della comunicazione di inserimento nell’elenco dei soggetti NIS (quindi, assumendo che la comunicazione sia stata ricevuta il 15 aprile 2025, le misure di sicurezza dovranno essere adottate entro il 15 ottobre 2026). Gli obblighi di base in materia di notifica degli incidenti significativi scattano, invece, decorsi nove mesi dalla ricezione della comunicazione (quindi, assumendo che la comunicazione sia stata ricevuta il 15 aprile 2025, gli obblighi di base in materia di notifica degli incidenti significativi scattano dal 15 gennaio 2026).

La descrizione di dettaglio delle misure di sicurezza e delle tipologie di incidenti significativi sono disponibili a questo link, per quanto riguarda i soggetti importanti, e a questo link, per quanto riguarda i soggetti essenziali.

Da ultimo, segnaliamo che la Determinazione prescrive obblighi specifici a carico dei gestori di registri dei nomi di dominio di primo livello e i fornitori di servizi di registrazione dei nomi di dominio nonché dei soggetti ricompresi nel Perimetro di Sicurezza Nazionale Cibernetica.

Prevede, inoltre, un regime transitorio per gli operatori di servizi essenziali (c.d. OSE), che continuano ad applicare le previsioni in materia di misure di sicurezza e notifica di incidenti di cui al d.lgs. n. 65/2018 (di recepimento della Direttiva NIS1) e per gli operatori telco, che continuano ad applicare le previsioni di cui al Decreto del Ministero dello Sviluppo Economico del 12 dicembre 2018.

Se hai bisogno di assistenza e supporto nell’adempimento degli obblighi previsti dalla disciplina NIS, rivolgiti ai tuoi professionisti di riferimento. 

In particolare, l’articolo 4, paragrafo 3 della DCDSM ha introdotto a livello europeo la possibilità per i titolari dei diritti di riservare l’uso delle proprie opere rispetto alle pratiche di estrazione automatizzata di dati e contenuti (Text and Data Mining - TDM). Si tratta di processi automatizzati di analisi di grandi volumi di dati e testi digitali, spesso utilizzati per addestrare modelli di intelligenza artificiale o per effettuare analisi di pattern. Tale previsione è stata poi rafforzata e integrata dall’articolo 53, paragrafo 1, lettera (c) dell’AI Act, che impone ai fornitori di modelli di intelligenza artificiale per finalità generali l’adozione di policy efficaci per garantire il rispetto della disciplina UE in materia di diritto d’autore e diritti connessi.

L’introduzione e la garanzia del diritto di riserva risulta fondamentale anche in virtù dell’eccezione a favore del TDM delineata agli articoli 3 e 4 della DCDSM. L’articolo 3 consente l’utilizzo, senza consenso, di contenuti protetti dal diritto d’autore per finalità di ricerca scientifica, e non può essere oggetto di opt-out. L’articolo 4 invece permette l’uso anche per scopi ulteriori, ad esempio commerciali, ma consente al titolare del diritto di opporsi. Il diritto di opt-out permette quindi ai titolari di escludere le proprie opere dal TDM per gli usi rientranti nell’art. 4, ma non per quelli dell’art. 3.

In Italia, già prima dell’entrata in vigore del Regolamento europeo, l’articolo 70-quater della legge 22 aprile 1941 n. 633, introdotto con il D. Lgs. 8 novembre 2021 n. 177 in attuazione della DCDSM, riconosceva il diritto di riserva per le opere e i materiali protetti presenti online o in banche dati. Questa disposizione nazionale si ritiene applicabile anche ai casi in cui i fornitori di IA raccolgono dati in fase di addestramento dei modelli per finalità generali.

La nuova disciplina europea ha il merito di rafforzare e armonizzare a livello comunitario questa tutela, offrendo maggiore certezza e uniformità agli operatori del settore. Un ulteriore tassello normativo è rappresentato dal processo di redazione del Codice di Buone Pratiche in materia di Intelligenza Artificiale per Scopi Generali (CPAI), attualmente giunto alla terza versione del draft, che si concluderà nel mese di maggio 2025. Questo documento, elaborato con il coinvolgimento della Commissione Europea e degli stakeholder del settore, mira a definire in modo operativo le disposizioni dell’AI Act. La versione attuale del draft include già una serie di misure (I.2 – I.2.6) che impegnano i firmatari a garantire la conformità alla normativa UE in materia di diritto d’autore.

L’aspetto più dibattuto riguarda le modalità concrete attraverso cui i titolari di diritti possono esercitare il diritto di opt-out, e come i gestori dei modelli IA possano rilevarle e rispettarle. Attualmente, lo strumento più diffuso è il Robot Exclusion Protocol, noto come robots.txt, che consente di limitare l’accesso dei web crawler ai contenuti online. Tuttavia, essendo un protocollo informatico pensato per i motori di ricerca degli anni ‘90, risulta almeno in parte inadeguato rispetto alle esigenze attuali.

Per questo motivo, si discute se una riserva espressa in linguaggio naturale (anziché informatico) possa essere considerata valida. Una prima indicazione giunge dalla giurisprudenza tedesca, con la pronuncia del Tribunale di Amburgo nel caso Kneschke/LAION del 27 settembre 2024, secondo cui, in via obiter dictum, anche una riserva espressa in linguaggio naturale può essere considerata "machine-readable" alla luce delle tecnologie attuali. Questo principio è coerente con l’art. 53, par. 1, lett. (c) dell’AI Act, che impone ai fornitori l’adozione di strumenti tecnologici "all’avanguardia" per rilevare eventuali riserve, indipendentemente dalla forma espressiva. Tuttavia, va precisato che tale interpretazione, espressa in via obiter dictum dal Tribunale di Amburgo, non ha ancora valore vincolante a livello dell’Unione Europea e costituisce un orientamento giurisprudenziale emergente, in attesa di un consolidamento normativo o giudiziale. 

Negli ultimi anni sono infatti emersi strumenti più avanzati rispetto al robots.txt:

• meta tag: elementi HTML che possono contenere istruzioni per i motori di ricerca e i crawler, compresa la riserva sui diritti;

• ai.txt: file collocabile nella root del sito con istruzioni specifiche per i crawler di IA;

• Spawning: piattaforma che consente agli artisti di verificare se le proprie opere sono nei dataset IA e di opporsi all’uso;

• tdmrep.json: protocollo web per esprimere la riserva TDM;

• C2PA Content Credentials: metadati inseriti nel file stesso (immagini, video, testi) con indicazioni sull’uso consentito.

Inoltre, molte piattaforme, incluse alcune app e social media, hanno introdotto meccanismi per l’opt-out sui contenuti caricati dagli utenti.

Rimane tuttavia irrisolta la questione della mancanza di uno standard unico e interoperabile che renda il diritto di opt-out inequivocabile e facilmente rilevabile da parte dei soggetti che utilizzano tecniche di web scraping per l’addestramento di modelli IA. Fino all’introduzione di un registro centralizzato, i fornitori di modelli di intelligenza artificiale sono comunque tenuti ad adottare tecnologie "all’avanguardia" per rilevare e rispettare le riserve, come previsto anche dagli obblighi di trasparenza agli articoli 53, par. 1, lettere (a) e (b) dell’AI Act. 

In questo contesto si inserisce l’iniziativa della Commissione Europea del 23 gennaio 2025, che ha pubblicato un bando per valutare la fattibilità tecnica e giuridica di un registro digitale centralizzato per le riserve TDM. Un simile registro permetterebbe una comunicazione più efficace tra titolari dei diritti e fornitori di IA, semplificando la gestione delle richieste di esclusione.

Non è ancora stato deciso quale ente sarà incaricato della gestione di tale registro. Tra i candidati figurano l’EUIPO (Ufficio dell’Unione Europea per la Proprietà Intellettuale) e il nuovo Ufficio Europeo per l’Intelligenza Artificiale, istituito nel 2024 per supervisionare l’applicazione dell’AI Act.

In conclusione, il diritto di opt-out rappresenta un elemento centrale nel bilanciamento tra innovazione tecnologica e tutela della proprietà intellettuale. Sebbene le basi normative siano ormai solide, la sfida più grande resta quella di sviluppare strumenti tecnici accessibili, chiari e standardizzati che consentano l’effettiva applicazione di questo diritto in un contesto digitale in rapida evoluzione.

Nel caso esaminato, il GSE, dopo aver approvato un progetto di efficientamento energetico e tre RCV, ne ha respinto la quarta annullando il provvedimento di accoglimento della PPPM e le RVC in precedenza approvate in quanto non conformi alla normativa (D.M. 28 dicembre 2012). 

Ebbene, il Collegio ha stabilito che il provvedimento di annullamento non fosse riconducibile alla decadenza ma all’esercizio da parte del GSE del potere di autotutela, e come tale soggetto alla disciplina dell’art. 21 nonies della L. 241/1990, poiché fondato su una rivalutazione di elementi già esaminati in precedenza con esito positivo, senza che nel frattempo fossero emersi nuovi fatti o documenti.

La decadenza si caratterizza, infatti, per la tipologia di vizio, individuato (i) nella falsità o non veridicità delle condizioni dichiarate dall'istante, o (ii) nella violazione di prescrizioni amministrative ritenute essenziali per il perdurante godimento dei benefici ovvero, ancora, (iii) nel venir meno dei requisiti di idoneità per la costituzione e la continuazione del rapporto (Ad. Plen. 11 settembre 2020 n. 18).  Il potere esercitato in questi casi dal GSE si concretizza nell’emanazione di un atto vincolato di carattere accertativo della mancanza dei requisiti oggettivi condizionanti ab origine l'ammissione all’incentivo (Cons. Stato, sez. IV, 12 gennaio 2017, n. 50; 24 gennaio 2022, n. 462; 20 gennaio 2021, n. 594; sez. VI, 3 gennaio 2022, n. 9; 28 settembre 2021, n. 6516; Corte cost., 13 novembre 2020, n.237), all’esito di un nuovo percorso procedimentale, nel cui contesto sono acquisiti ulteriori elementi conoscitivi.

Qualora, invece, l’assenza delle condizioni per accedere al meccanismo incentivante venga pronunciata sulla base di una mera riconsiderazione dello stesso materiale istruttorio già nella disponibilità del GSE, l’atto è da ricondurre alla categoria dell’annullamento d’ufficio in autotutela. 

L’effettuazione di controlli sulla base di nuovi elementi istruttori traccia, dunque, la linea di demarcazione tra autotutela e decadenza.

Il giudici del Consiglio di Stato evidenziano come, una volta concluso il procedimento con il vaglio positivo degli elementi forniti dal privato, il loro riesame, non giustificato da nuovi elementi emersi, ovvero non dovuto a omissioni informative o false rappresentazioni, o inadempimenti ad obblighi assunti, deve necessariamente seguire i canoni ed i presupposti dell’esercizio del potere di autotutela soggiacendo ai relativi limiti di cui all’art. 21 nonies della L. 241/1990.

Attualmente, il SSPC (Sistema Semplice di Produzione e Consumo) è definito come il sistema in cui una linea elettrica collega una o più unità di produzione gestite, in qualità di produttore, dalla medesima persona fisica o giuridica o da persone giuridiche diverse purché tutte appartenenti al medesimo gruppo societario, ad una o più unità di consumo gestite, in qualità di cliente finale, dalla medesima persona giuridica o da persone giuridiche dello stesso gruppo. Tale configurazione impone quindi un vincolo soggettivo tra i produttori, limitando di fatto, lato consumo o lato produzione, l’accesso al regime SSPC a soggetti tra loro legati da rapporti societari formali (art. 16, comma 1, D.Lgs. n. 210/2021 e art. 1.1, lett. nn) dell’Allegato A alla Delibera ARERA 12 dicembre 2013 n. 578/2013/R/eel, il c.d. TISSPC).

2. Proposta di modifica

La nuova formulazione proposta in sede di conversione in Legge del D.L. n. 19/2025 (c.d. Decreto Bollette) prevede l’eliminazione del vincolo di appartenenza al medesimo gruppo societario in capo ai soggetti produttori, lasciando invariato tale vincolo per i soggetti consumatori. Il testo così modificato permetterebbe a produttori anche non appartenenti al medesimo gruppo societario di contribuire alla generazione elettrica all’interno dello stesso SSPC.

Nuova definizione proposta:

“Il sistema in cui una linea elettrica collega una o più unità di produzione gestite, in qualità di produttore, dalla medesima persona fisica o giuridica o da persone giuridiche diverse, ad un’unità di consumo gestita da una persona fisica in qualità di cliente finale o ad una o più unità di consumo gestite, in qualità di cliente finale, dalla medesima persona giuridica o da persone giuridiche diverse purché tutte appartenenti al medesimo gruppo societario [...]”.

3. Ragioni della proposta

L’obiettivo della modifica è quello di:

• favorire l’integrazione di impianti di produzione da parte di soggetti terzi, anche indipendenti, all’interno di un sistema SSPC, mantenendo tuttavia l’unitarietà del sistema di consumo;

• superare le rigidità societarie oggi richieste, che spesso non trovano riscontro nella realtà operativa di imprese che condividono spazi, interessi o finalità energetiche comuni, pur non facendo formalmente parte dello stesso gruppo;

• stimolare l’efficienza energetica e l’autoproduzione dietro un unico POD, dover necessariamente adottare configurazioni che utilizzano la rete pubblica (CER, autoconsumo a distanza con linea pubblica, autoconsumo collettivo).

4. Conclusioni

La modifica proposta si colloca nel solco delle recenti evoluzioni normative in materia di autoconsumo e sistemi energetici distribuiti, mirando a rendere più inclusivo e versatile l’istituto del SSPC, pur salvaguardando i presidi di responsabilità gestionale e di semplificazione amministrativa propri della configurazione attuale.

Entro e non oltre il 29 aprile 2025, la proposta di modifica dovrà (o meno) essere approvata definitivamente dal Parlamento in sede di conversione in Legge del D.L. Bollette.

Laddove tale proposta dovesse essere effettivamente e definitivamente approvata, in attesa dell’ulteriore recepimento da parte di ARERA nell’ambito del TISSPC, con riferimento a quelle configurazioni SSPC che dovessero essere interessate ad aggiungere all’interno delle configurazione stesse uno o più impianti di produzione nella titolarità di soggetti diversi da quelli attualmente titolari degli impianti di produzione, si ritiene applicabile la procedura prevista per la comunicazione delle modifiche della configurazione del SSPC previste dalle relative Regole Tecniche del GSE.

Il regolamento richiede ai provider di questi modelli di rendere pubblicamente disponibile una sintesi sufficientemente dettagliata dei dati utilizzati per l’addestramento, ovvero di quel patrimonio informativo che viene impiegato per regolare e ottimizzare i parametri del modello stesso. Sin da subito, l’espressione “sufficiently detailed” ha generato un acceso dibattito: cosa significa, esattamente, “abbastanza dettagliato”? E soprattutto, quali criteri dovrebbero guidare i provider nella redazione di questa sintesi?

Sarà proprio sull’elasticità o sulla rigidità dell’interpretazione del requisito del “sufficientemente dettagliato” che si giocherà una parte decisiva della futura battaglia legale tra i titolari di contenuti e le piattaforme di intelligenza artificiale. Da un lato, i creatori e i detentori di diritti rivendicano un accesso concreto e verificabile alle informazioni sui dati utilizzati, essenziale per far valere i propri diritti. Dall’altro, i provider spingeranno per un’applicazione più flessibile del requisito, che consenta di proteggere i propri asset strategici e di evitare di scoprire troppo le carte, anche per ragioni di concorrenza. La linea di demarcazione tra trasparenza effettiva e mera compliance formale sarà sottile, e a definirla saranno – inevitabilmente – le prime pronunce giudiziarie.

La ratio dell’obbligo è chiara: consentire ai titolari di interessi legittimi di esercitare i propri diritti in modo più efficace. Il riferimento immediato è, naturalmente, ai titolari di diritti d’autore, per i quali la possibilità di accedere a informazioni sui dati utilizzati consente di verificare se e come i propri contenuti siano stati impiegati senza autorizzazione.

Ma il perimetro degli interessi tutelati va ben oltre la sfera autoriale. In gioco ci sono anche la protezione dei dati personali, il diritto alla ricerca scientifica, e la necessità – sempre più pressante – di individuare e correggere eventuali bias, che possono riflettersi su una vasta gamma di ambiti, dalle piattaforme di servizi ai sistemi decisionali pubblici, fino ai prodotti commerciali basati su IA.

Il considerando 107, nell’esplicitare le modalità di adempimento dell’obbligo di disclosure, sottolinea anche la necessità di trovare un equilibrio. Da una parte, la tutela di chi ha interesse a sapere quali dati siano stati usati. Dall’altra, la legittima esigenza dei provider di non esporre asset strategici, come segreti industriali, algoritmi o processi di raccolta ed elaborazione.

Per cercare di offrire un primo orientamento applicativo, la Commissione Europea ha pubblicato nel gennaio 2025 un template destinato a guidare i provider nella redazione della sintesi richiesta. Il modello nasce da un ampio processo di consultazione, che ha coinvolto rappresentanti del settore IA e dei titolari di interessi legittimi già attivi nella stesura del Codice di Buone Pratiche sull’IA per finalità generali (CPAI).

Questo template accompagna il provider lungo tutte le fasi del ciclo di vita del dato, dal pre-training al fine-tuning, e impone un linguaggio chiaro e comprensibile, pensato per essere accessibile anche a chi non ha competenze tecniche avanzate.

Le sezioni previste sono tre:

1. General Information
   Si raccolgono informazioni generali sul modello: chi lo ha sviluppato, quando è stato immesso sul mercato, qual è la knowledge cut-off date, ovvero la data dell’ultimo aggiornamento dei contenuti. Sono richiesti anche dettagli sulla dimensione complessiva dei dati e sulle loro caratteristiche (numero di immagini, minuti audio, lingue e provenienza geografica dei dati).
2. List of Data Sources
   Qui viene richiesto un elenco delle fonti di dati utilizzate: dataset pubblici, dataset di terze parti, dati raccolti tramite web crawling (con indicazione degli strumenti utilizzati), dati forniti dagli utenti o autoprodotti dal provider.
   Un aspetto controverso riguarda il fatto che il template si concentra solo sui dataset “principali” o “grandi”, definiti come quelli che rappresentano più del 5% del totale. Questo potrebbe creare un effetto distorsivo, perché:
   • alcuni provider potrebbero suddividere dataset voluminosi in sottoinsiemi artificiosi per eludere l’obbligo;
   • i dataset visivi (immagini/video), per loro natura, sono più grandi di quelli testuali, rischiando così una discriminazione tecnica non giustificata.
3. Relevant Data Processing Aspects
   In questa sezione si richiede di descrivere le misure adottate per la tutela dei diritti d’autore, come l’identificazione e rimozione di contenuti riservati, ma anche la gestione di contenuti inappropriati.
   Sono emerse tuttavia critiche: la sezione appare troppo focalizzata sulla protezione del copyright, e trascura aspetti cruciali come la descrizione delle fasi di pre-processing, in particolare i metodi di anonimizzazione o filtraggio dei dati.

La pubblicazione definitiva del template e delle linee guida è attesa nel secondo trimestre del 2025, in vista della piena applicabilità degli obblighi, fissata per il 2 agosto 2025.

Ciò che è certo è che questa normativa, e la sua attuazione concreta, avranno un impatto significativo sulle scelte dei provider di IA a livello globale. Alcuni Paesi potrebbero decidere di allinearsi al modello europeo, creando uno standard internazionale. Altri, al contrario, potrebbero preferire regolamenti più flessibili, per attrarre ricerca, investimenti e sviluppo nei rispettivi territori.

Il vero banco di prova, tuttavia, arriverà solo con le prime controversie giudiziarie, che daranno forma concreta ai principi oggi scritti nel regolamento. Quelle decisioni segneranno la direzione futura della regolazione europea in materia di intelligenza artificiale.

• la determinazione ACN n. 136117 del 10 aprile 2025 - Piattaforma, Punto di contatto e sostituto, aggiornamento delle informazioni e rappresentante NIS di cui all'articolo 7 del decreto NIS (“Determinazione 136117”);

• la determinazione ACN n. 136118 del 10 aprile 2025 – Notifica degli accordi di condivisione delle informazioni sulla sicurezza informatica di cui all'articolo 17 del decreto NIS (“Determinazione 136118”); e

• la determinazione ACN n. 164179 del 10 aprile 2025 – Specifiche di base per l'adempimento agli obblighi di cui agli articoli 23, 24, 25, 29 e 32 del decreto NIS (“Determinazione 164179”).

La Determinazione 136117, che aggiorna e sostituisce la determinazione ACN n. 38565 del 26 novembre 2024, disciplina l’accesso al portale dei servizi e le modalità per la registrazione e l’aggiornamento delle informazioni nonché la designazione del punto di contatto e delle altre persone abilitate ad operare sul portale dei servizi dell’ACN per conto dei soggetti NIS.

Le novità introdotte dalla Determinazione 136117 riguardano in particolare:

• il sostituto punto di contatto;

• la segreteria;

• gli operatori; e

• il processo per l’aggiornamento annuale delle informazioni.

Il sostituto punto di contatto è una persona fisica, diversa dal punto di contatto, designata dal soggetto NIS ai sensi dell’art. 7(4)(d) del d.lgs. n. 138/2024 a cui è affidato il compito di supportare il punto di contatto nell’esercizio delle proprie funzioni (fatta eccezione per la registrazione che compete unicamente al punto di contatto).

La segreteria è, invece, la persona fisica che supporta il punto di contatto e il sostituto punto di contatto nelle interlocuzioni con l’ACN.

Infine, gli operatori sono coloro che svolgono funzioni di supporto al punto di contatto e al sostituto punto di contatto operando sul portale.

Come per il punto di contatto, le funzioni di sostituto punto di contatto possono essere assunte solo dal rappresentante legale, da un procuratore generale (censito nel registro delle imprese) ovvero da un dipendente delegato dal rappresentante legale. Non è chiaro invece se ciò valga anche per la segreteria e gli operatori. 

Per poter operare sul portale, il sostituto punto di contatto, la segreteria e gli operatori devono essere invitati dal punto di contatto, effettuare il censimento e associare la propria utenza a quella del soggetto NIS. Segreteria e operatori non possono tuttavia, tramite il portale, trasmettere all’ACN comunicazioni relative all’adempimento degli obblighi di cui al d.lgs. n. 138/2024. Il ruolo di segreteria può essere assunto da un solo utente.

Si noti, in ogni caso, che mentre la designazione del sostituto punto di contatto è obbligatoria, il coinvolgimento di segreterie e operatori è meramente eventuale.   

Con riguardo al processo di aggiornamento delle informazioni, la Determinazione 136117 richiede che dal 15 aprile al 31 maggio di ogni anno siano trasmesse, tramite la sezione del portale denominata “Servizio NIS/Aggiornamento annuale”, le informazioni richieste dall’art. 7(4 e 5) del d.lgs. n. 138/2024.

In particolare, tutti i soggetti NIS devono, a seconda dei casi, fornire o verificare l’aggiornamento delle seguenti informazioni:

• dati anagrafici e di contatto del punto di contatto e, ove applicabile, dati contenuti nella delega conferita dal rappresentante legale;

• dati anagrafici e di contatto del sostituto punto di contatto e, ove applicabile, dati contenuti nella delega conferita dal rappresentante legale;

• dati anagrafici e di contatto della segreteria;

• dati anagrafici e di contatto del soggetto NIS (devono essere forniti almeno codice fiscale, denominazione, indirizzo della sede legale, indicazione del rappresentante legale, elenco dei procuratori generali, numero di telefono, domicilio digitale e indirizzo di posta elettronica ordinaria);

• elenco dei componenti degli organi di amministrazione e direttivi, da identificare sulla base dell’art. 38(5) del d.lgs. n. 138/2024 (devono essere forniti almeno nome e cognome, codice fiscale e indirizzo PEC);

• elenco dei servizi ricompresi nell’ambito di applicazione del d.lgs. n. 138/2024 che sono forniti dal soggetto NIS, con indicazione degli Stati membri dell’UE in cui sono forniti;

• spazio di indirizzamento IP pubblico in uso o nella disponibilità del soggetto NIS (e cioè gli indirizzi IP pubblici e statici che un soggetto NIS utilizza o ha nella propria disponibilità in forza di contratti o accordi con fornitori di servizi Internet, Registri Internet Regionali o altre organizzazioni deputate alla fornitura di indirizzi IP sulla base delle normative e degli accordi nazionali, europei e internazionali vigenti);

• nomi di dominio in uso o nella disponibilità del soggetto NIS (e cioè i nomi di dominio che un soggetto NIS utilizza o ha nella propria disponibilità in forza di contratti o accordi con fornitori di servizi di registrazione di nomi di dominio o altre organizzazioni deputate loro fornitura di nomi di dominio sulla base delle normative e degli accordi nazionali, europei e internazionali vigenti); e

• elenco degli accordi di condivisione delle informazioni (e cioè le intese volontarie tra soggetti NIS per scambiare informazioni rilevanti sulla cybersicurezza di cui all’art. 17 del d.lgs. n. 138/2024).

Fornitori di servizi di sistema dei nomi di dominio, gestori di registri dei nomi di dominio di primo livello, fornitori di servizi di registrazione dei nomi di dominio, fornitori di servizi di cloud computing, fornitori di servizi di data center, fornitori di reti di distribuzione dei contenuti, fornitori di servizi gestiti, fornitori di servizi di sicurezza gestiti, fornitori di mercati online, fornitori di motori di ricerca online e fornitori di piattaforme di social network devono inoltre, a seconda dei casi, fornire o verificare l’aggiornamento delle informazioni relative alle proprie sedi nell’UE. Se poi, questi sono stabiliti al di fuori del territorio nazionale e hanno designato il loro rappresentante in Italia forniscono e verificano l’aggiornamento anche dei dati di contatto e anagrafici del rappresentante in Italia.

Le analisi di dettaglio della Determinazione 136118 e della Determinazione 164179 saranno disponibili a breve.

Se hai bisogno di assistenza e supporto nell’adempimento degli obblighi previsti dalla disciplina NIS, rivolgiti ai tuoi professionisti di riferimento.   

A quanto sopra si deve aggiungere che la Garanzia Growth viene rilasciata sul mercato in piena continuità operativa rispetto alle sopra menzionate “Garanzia Futuro” e “Garanzia Green” grazie alla predisposizione effettuata da SACE di un nuovo modello 5.0 delle condizioni generali (le “Condizioni Generali”) della precedente “Garanzia Futuro”. Ciò consente alle 120 attuali banche partner di SACE di poter già ora strutturare finanziamenti assistiti dalla stessa Garanzia Growth. 

Si precisa che il presente elaborato concerne un’analisi delle previsioni della Garanzia Growth relativamente all’operatività della stessa in convenzione. 

* * *

La Garanzia Growth nasce con l’intento, tra le altre cose, di semplificare il processo di accesso alla garanzia. Da come si evince dalla pagina web di SACE, i tempi di rilascio della garanzia dovrebbero essere davvero celeri (addirittura, in certi casi, entro 24 ore dalla richiesta di garanzia). Inoltre, viene garantito alle imprese ed ai soggetti finanziatori un processo totalmente digitalizzato per l’emissione della garanzia. 

Il processo prevede, in ogni caso la presentazione di una richiesta di finanziamento al soggetto finanziatore che allega un’autocertificazione con la quale vengono definite le finalità del finanziamento, il tutto secondo il modello sub Allegato 3 alle Condizioni Generali (la “Richiesta di Finanziamento”). Sono previsti quattro separati moduli (allegati alla Richiesta di Finanziamento e tra loro alternativi) a seconda della tipologia di operazione su cui viene richiesto l’intervento di SACE. Nello specifico, come meglio si dirà nel prosieguo, abbiamo (i) il modulo “Mercato Domestico PMI”, (ii) il modulo “Mercati Globali”, (iii) il modulo “Mercato Domestico MID&LAC” e (iv) il modulo “Green PMI”. 

1. I soggetti a favore dei quali la Garanzia Growth può essere emessa

La Garanzia Growth può essere rilasciata in favore di:

(i) banche nazionali; 

(ii) banche estere; e 

(iii) operatori finanziari italiani od esteri,

che rispettino adeguati principi di organizzazione, vigilanza, patrimonializzazione ed operatività. 

È di particolare interesse segnalare che le FAQ pubblicate da SACE, relative alla Garanzia Growth (le “FAQ”)([2]) escludono dal novero dei soggetti finanziatori che possono richiedere la Garanzia Growth in convenzione i fondi di private debt, le società di gestione del risparmio e i FIA (anche se già in precedenza convenzionati con Garanzia Futuro). 

2. Le imprese destinatarie della Garanzia Growth

Ai sensi dell’art. 2.1 delle Condizioni Generali Garanzia Growth, per avere accesso alla garanzia, le imprese devono: 

(i) essere costituite in forma di società di capitali, anche in forma cooperativa, sia PMI ([3]) che non PMI (a seconda della tipologia di operazione su cui si chiedere l’intervento di copertura di SACE, come meglio si dirà nel proseguio);

(ii) avere la sede legale ovvero la stabile organizzazione in Italia; 

(iii) alla data della Richiesta di Finanziamento, non risultare in difficoltà ai sensi della Comunicazione della Commissione europea 2014/C 249/01; 

(iv) alla data della richiesta di Garanzia Growth e sulla base delle risultanze delle verifiche condotte dal soggetto finanziatore secondo le proprie procedure interne di concessione del credito: 

• non essere sottoposte a procedure concorsuali; 

• non essere sottoposte a procedure esecutive avviate dal soggetto finanziatore o a procedure esecutive immobiliari avviate da un soggetto terzo (quale, a titolo esemplificativo, un fornitore dell’impresa beneficiaria o un terzo finanziatore) che influiscano negativamente sulla valutazione del merito creditizio dell’impresa beneficiaria;

• non avere segnalazioni negative in Centrale Rischi; e 

• non essere inadempienti a qualsiasi obbligo di rimborso nei confronti del soggetto finanziatore, salvo che le imprese beneficiarie provvedano al rimborso delle eventuali somme non pagate entro la relativa data di erogazione; e

(v) avere, alla data della richiesta di Garanzia Growth, un rating creditizio compreso all’interno delle soglie indicate nell’Allegato 2 delle condizioni generali della Garanzia Growth (Termini e Condizioni Particolari).

3. I finanziamenti garantiti dalla Garanzia Growth e le modalità di erogazione

Ai sensi della FAQ n. 18 sono ammessi i finanziamenti, inclusa la modalità "Confirming" per il pagamento di fatture a scadenza. Sono, invece, esclusi titoli di debito, leasing e factoring anticipo fatture. 

I finanziamenti possono prevedere un’erogazione unica o erogazioni multiple/SAL, se effettuate entro il periodo di preammortamento. È  esclusa la modalità revolving. 

Le FAQ precisano altresì che la Garanzia Growth non può essere impiegata nel contesto di operazioni di project finance, mentre è ammessa la possibilità di finanziare operazioni corporate asset based, purchè le garanzie reali che assistono il finanziamento siano conformi alle Condizioni Generali.

L’importo massimo in linea capitale del finanziamento (che, come si evince dalle FAQ, potrà essere gestito in pool purchè, tra l’altro, tutte le banche partecipanti al pool abbiano aderito alle Condizioni Generali), in questa maniera superando una delle principali criticità della “Garanzia Futuro”) e la durata del medesimo devono essere concordati tra le parti come previsto dall’Allegato 2 delle Condizioni Generali (Termini e Condizioni Particolari) che sono oggetto di definizione tra SACE ed il singolo soggetto finanziatore aderente alle Condizioni Generali (le “Condizioni Particolari”). In particolare, è possibile supportare finanziamenti a medio/lungo termine per un importo da un minimo di euro 50.000,00 ad un massimo di euro 50.000.000,00 in linea capitale con durata compresa tra i 12 mesi ed i 20 anni. 

I contratti di finanziamento garantiti dalla Garanzia Growth dovranno (i) rispettare i termini e condizioni indicati nelle Condizioni Particolari e (ii) essere conformi ai contenuti di cui all’Allegato 4 (Contenuti minimi del Contratto di Finanziamento), che contiene le previsioni da inserire obbligatoriamente nel contratto di finanziamento.

4 Le peculiarità dei “4 Moduli”

Come anticipato, la peculiarità della Garanzia Growth risiede nel fatto che le Condizioni Generali prevedano ben quattro diverse autocertificazioni da allegare alternativamente alla Richiesta di Finanziamento. 

Un elemento comune a tutti i moduli è la definizione delle spese sostenute o da sostenere.

Le “spese da sostenere” sono quelle ancora da sostenere in merito al progetto finanziato. Per “spese sostenute” si intendono: 

(a) i costi e le spese sostenuti per investimenti: 

• entro 18 mesi antecedenti alla Richiesta di Finanziamento (cd. “Reachback semplice”) o 

• oltre 18 mesi ma in ogni caso entro 60 mesi antecedenti alla Richiesta di Finanziamento (cd. “Reachback avanzato”), a condizione che vengano effettuate spese da sostenere entro i successivi 3 (tre) anni per un importo almeno pari al 10% della quota del finanziamento relativa a tali spese sostenute; e 

(b) i costi e le spese sostenuti per esigenze di capitale circolante entro 60 mesi antecedenti alla Richiesta di Finanziamento, a condizione che vengano effettuate spese da sostenere entro i successivi 3 (tre) anni per un importo almeno pari al 10% della quota del finanziamento relativa a tali spese sostenute. 

Per la voce “altre spese” (per esigenze di capitale circolante), prevista dai moduli “Mercato Domestico PMI”, “Mercati Globali” e “Mercato Domestico Mid&LAC”, non c’è distinzione tra Reachback semplice ed avanzato e le stesse possono essere state sostenute entro 60 mesi dalla Richiesta di Finanziamento, a condizione che l’impresa beneficiaria si impegni ad effettuare spese da sostenere ricadenti negli ambiti del modulo a cui la richiesta della voce “altre spese” si riferisce. L’impegno è da realizzarsi entro 3 anni dalla Richiesta di Finanziamento e per un importo almeno pari al 10% della quota di spese sostenute. 

Qualora l’operazione persegua obiettivi ambientali green (i.e. nel caso di utilizzo del modulo Green PMI e per le casistiche A.3 e/o A.4 previste all’interno del modulo Mercato Domestico MID&LAC) sono finanziabili spese già sostenute in immobilizzazioni entro i 60 mesi antecedenti alla Richiesta di Finanziamento, purché sussistano o siano attesi ulteriori costi e/o spese di gestione e/o manutenzione e/o di realizzazione non ancora sostenuti alla data della Richiesta di Finanziamento (ma non vi è un impegno analogo a quello previsto per il Reachback avanzato). Non  è invece possibile richiedere il rimborso di spese sostenute per capitale circolante. 

4.1 Il modulo “Mercato Domestico PMI”

Il modulo “Mercato Domestico PMI” è dedicato ad imprese PMI,per operazioni in Italia. Il finanziamento può avere ad oggetto:

• immobilizzazioni materiali, immateriali e/o finanziarie (sia per spese da sostenere che sostenute) in relazione a investimenti connessi a diversi settori (inclusi, a titolo esemplificativo, infrastrutture ambientali e risorse idriche, infrastrutture energy da fonti rinnovabili, biocombustibili, waste to energy, innovazione tecnologica, industriale e digitale, imprenditoria femminile); o

• esigenze di capitale circolante per (i) l’approntamento di una fornitura o sub-fornitura di beni e/o servizi (per sole spese da sostenere) o per (ii) il pagamento dei debiti maturati dall’impresa beneficiaria verso i propri fornitori derivanti da forniture di beni e/o servizi connesse a investimenti sempre in relazione determinati settori (per sole spese da sostenere) oppure, in alternativa, (iii) per altre spese (in quest’ultimo caso sono finanziabili solamente spese sostenute).

4.2 Il modulo “Mercati Globali”

Il modulo “Mercati Globali” è dedicato a tutte le tipologie di imprese (PMI e grandi imprese), per operazioni all’estero. Il finanziamento può avere ad oggetto: 

• immobilizzazioni materiali, immateriali e/o finanziarie all’estero (sia per spese da sostenere che sostenute). Con riferimento alla presente fattispecie l’operazione da finanziare non deve essere relativa a talune categorie di investimenti impattanti sotto il profilo ambientale; o

• esigenze di capitale circolante per (i) l’approntamento di una fornitura o sub-fornitura di beni e/o servizi in favore di una controparte estera (per sole spese da sostenere); (ii) l’approntamento di una fornitura di beni e/o servizi da incorporarsi in produzioni destinate all’estero (per sole spese da sostenere); (iii) il pagamento dei debiti maturati dall’impresa beneficiaria verso i propri fornitori derivanti da forniture di beni e/o servizi da incorporarsi in produzioni di beni e/o servizii dell’impresa beneficiaria destinate all’estero (per sole spese da sostenere); (iv) altre spese (in quest’ultimo caso sono finanziabili solamente spese sostenute). 

4.3 Il modulo “Mercato Domestico Mid&LAC”

Il modulo “Mercato Domestico Mid&LAC” fruisce del plafond previsto per la Garanzia Archimede (per operazioni fino a Euro 50 milioni) ed è dedicato alle imprese non PMI, per operazioni in Italia. Il finanziamento può avere ad oggetto:

• immobilizzazioni materiali, immateriali e/o finanziarie in Italia in relazione a investimenti connessi a (i) infrastrutture; (ii) servizi pubblici locali; (iii) transizione, economia pulita e circolare e mobilità sostenibile; (iv) adattamento/mitigazione, sostenibilità/resilienza climatica; (v) industria; (vi) innovazione tecnologica, industriale e digitale;

• esigenze di capitale circolante (i) connesse ad investimenti di cui ai paragrafi (i), (ii), (v) e (vi) di cui sopra (per sole spese da sostenere); (ii) per il pagamento dei debiti maturati dall’impresa beneficiaria verso i propri fornitori derivanti da forniture di beni e /o servizi connesse a investimenti nei settori di cui ai paragrafi (i), (ii), (v) e (vi) di cui sopra (per sole spese da sostenere); (iii) per altre spese (in quest’ultimo caso sono finanziabili solamente spese sostenute).

Qualora l’operazione rientri nell’ambito di immobilizzazioni materiali/immateriali e/o finanziarie connesse ai settori della transizione, economia pulita e circolare e mobilità sostenibile e/o dell’adattamento/mitigazione, sostenibilità/resilienza climatica, sorge un obbligo in capo all’impresa beneficiaria di indicare quale “Obiettivo Ambientale“ è perseguito per mezzo dell’operazione.

4.4 Il modulo “Green PMI”

Il modulo “Green PMI” è dedicato a tutte le imprese PMI, che intendono finanziare spese da sostenere e/o spese sostenute per progetti greenin Italia. In particolare, il finanziamento deve essere richiesto allo scopo di effettuare i pagamenti dei costi e delle spese da sostenere e/o già sostenuti per attività tese al perseguimento di uno o più degli “Obiettivi Ambientali”. 

5. La percentuale garantita ed il regime commissionale della Garanzia Growth

La Garanzia Growth è una garanzia a prima richiesta assunta da SACE e dallo Stato italiano esplicita, irrevocabile, avente ad oggetto il rischio di mancato rimborso del finanziamento, per capitale e interessi, per una quota pari al 70% del debito garantito, senza alcun vincolo di solidarietà tra i due soggetti.

Il soggetto finanziatore dovrà corrispondere a SACE per la concessione della Garanzia Growth la “Remunerazione SACE Running”, orientata alle condizioni di mercato, su base periodica. Si noti che le Condizioni Generali della nuova Garanzia Growth escludono in toto la disciplina relativa al pagamento della cd. remunerazione upfront che, in passato, poteva cumularsi con la “Remunerazione SACE Running” o, in alternativa, essere prevista come unica forma di remunerazione dovuta dalll’impresa beneficiaria in favore di SACE. L’unica forma di remunerazione contemplata dunque dalle Condizioni Generali è la Remunerazione SACE Running. 

Le commissioni dovute a SACE sono calcolate tenuto conto, tra le altre cose, del rating creditizio attribuito all’impresa beneficiaria. 

6. L’istruttoria di SACE

Il soggetto finanziatore, una volta ricevuta la Richiesta di Finanziamento da parte dell’impresa, effettuerà l’istruttoria creditizia. A seguito dell’approvazione dell’operazione di finanziamento da parte dell’organo deliberante, il soggetto finanziatore procederà all’invio della richiesta di Garanzia Growth. SACE effettuerà quindi la dovuta istruttoria prodromica alla concessione della garanzia. In caso di esito positivo, verrà emessa la garanzia mediante il portale online, utilizzando il modello di garanzia di cui all’Allegato 6 (Garanzia SACE) delle Condizioni Generali, comunicando altresì al soggetto finanziatore il CUI (codice unico identificativo) relativo a tale garanzia. 

La prima od unica erogazione del finanziamento dovrà avvenire entro 60 giorni dalla ricezione della comunicazione di SACE relativa al positivo esito dell’istruttoria e, quindi, dall’emissione della garanzia. 

7. La Garanzia Growth “Light”. 

SACE ha altresì introdotto un ulteriore strumento di garanzia a beneficio delle imprese italiane (in continuità con quanto già effettuato con riferimento alla “Garanzia Futuro”), la cd. Garanzia Growth Light, le cui condizioni generali rispecchiano in modo quasi integrale le Condizioni Generali Garanzia Growth. Alcune delle principali differenze che meritano di essere poste all’attenzione riguardano: 

(i) l’elenco dei criteri di eligibility delle imprese beneficiarie, che con riferimento alla Garanzia Growth Light non tiene in considerazione il rating creditizio di quest’ultime al fine della concessione della garanzia; e 

(ii) le modalità di determinazione delle commissioni dovute a SACE non tengono conto del rating creditizio attribuito all’impresa beneficiaria, ma sono determinate a insindacabile giudizio di SACE sulla base di metodologie e valutazioni interne e indicate nel testo della garanzia rilasciata da SACE.

Il contenuto di questo elaborato ha valore meramente informativo e non costituisce, né può essere interpretato, quale parere professionale sugli argomenti in oggetto.

 

([1]) Si veda il comunicato stampa pubblicato al seguente link https://www.sace.it/media/comunicati-e-news/dettaglio-comunicato/sace--al-via-la-garanzia-growth-per-la-crescita-delle-imprese.

([2]) Le  FAQ sono disponibili al seguente link https://www.sace.it/docs/default-source/garanzia-growth/faq-garanzie-growth-02-04-2025.pdf?sfvrsn=3ce4f1b9_3.  

([3]) come definite nella Raccomandazione n. 2003/361/CE della Commissione Europea.

In vigore dal 14 febbraio 2025, giorno della pubblicazione sul Bollettino Ufficiale della Regione Veneto, la previsione normativa unifica le tre precedenti proposte di legge (i.e., nn. 221, 283 e 291) ed introduce una fondamentale proroga per l’esercizio delle piccole derivazioni a scopo idroelettrico scadute: con il precedente testo, difatti, si fissava il termine di scadenza nella data del 31 luglio 2024 ma, per effetto della novella, tale termine è stato sostituito con il termine del “31 luglio 2029”.

La Legge regionale n. 1/2025, infatti, opera una proroga di ben cinque anni per le piccole concessioni scadute nel luglio del 2024, nell’ottica di riservare allo Stato un tempo tecnicamente “sufficiente” per l’individuazione e l’attuazione di un’adeguata disciplina regolatoria finalizzata alle assegnazioni delle piccole derivazioni idroelettriche, come ritenuto dal Consiglio regionale. 

Difatti, la ratio della novella risiede nella consapevolezza dell’attuale assenza, a livello nazionale, di una disciplina finalizzata alla regolazione, in sede di rinnovo delle piccole concessioni, delle procedure competitive: a tal proposito, non manca il richiamo alle direttive europee, come la “Bolkestein”, per la quale l’indizione di bandi per l’affido delle derivazioni idroelettriche ai nuovi concessionari è garanzia di leale concorrenza ma, di conseguenza, dispendio di ampio tempo durante il quale, come sancito dalla presidente della Seconda commissione consiliare, “non possiamo lasciare scoperto un servizio essenziale come la produzione elettrica, [specialmente] se consideriamo quanto siano problematiche per l’ambiente e costose economicamente altre forme di approvvigionamento energetico, in primis quelle provenienti da combustibili fossili”.

Inoltre, con la medesima Legge regionale n. 1/2025, la Regione Veneto è intervenuta anche sulle concessioni per i grandi impianti, rimettendo - dall’entrata in vigore della novella - alla Giunta regionale la possibilità di consentire alle sole concessioni scadute in data anteriore al 31 dicembre 2024, la prosecuzione temporanea, da parte del concessionario, dell’esercizio degli impianti di grande derivazione ad uso idroelettrico per il tempo che si ritiene necessario per il completamento delle procedure di attribuzione delle stesse grandi derivazioni idroelettriche: l’intento di detta previsione risiede nel garantire la continuità della produzione elettrica in considerazione dei tempi necessari per effettuare la ricognizione delle opere, dei beni e degli impianti afferenti alle grandi derivazioni idroelettriche, nonché nel garantire l’espletamento delle procedure di gara.

Benché si tratti, quindi, come anticipato, di una previsione normativa di natura “transitoria”, la cui introduzione, d’altronde, lascia spazio alla possibilità di conoscere, medio tempore, la pronuncia della Corte di Giustizia europea sull’applicabilità della predetta Direttiva “Bolkestein” anche alle piccole derivazioni idroelettriche, il Consiglio dei Ministri, nella seduta del 9 aprile, ha disposto l’impugnazione della medesima Legge regionale n. 1/2025, in quanto alcune delle disposizioni ivi contenute si mostrano illegittime rispetto agli articoli 11 e 117, comma 1 e 2, lett. e), della Costituzione: in particolare, il Consiglio ha ritenuto che “la disposizione regionale in esame delinea una specifica ipotesi di rinnovo che esula dai principi concorrenziali, […]viene così cristallizzato il riconoscimento implicito di un rinnovo, in evidente contrasto con i principi di pubblicità, trasparenza e non discriminazione previsti dalla normativa eurounitaria ed in particolare dall'art. 12 della direttiva Bolkenstein che, secondo la costante giurisprudenza […], costituisce norma self executing dell'ordinamento euro unitario, e, come tale, direttamente applicabile con conseguente necessità di disapplicazione della normativa interna contrastante con essa”. 

Il Tribunale di Modena ha accolto la misura cautelare di inibitoria dell’escussione di garanzie pubbliche, non tanto per evitare la maturazione del privilegio conseguente all’escussione, quanto piuttosto per facilitare le trattative da proseguire con il finanziatore garantito (rispetto alle complessità dei rapporti con il garante pubblico) e, inoltre, per consentire di approfondire la verifica della non abusività della concessione di credito in considerazione della garanzia ottenuta dalla banca.

Si consolida l’orientamento di merito che inibisce in via cautelare l’escussione di garanzie di terzi: per quanto riguarda le garanzie pubbliche, in un precedente inedito del Trib. Ravenna l’inibitoria era stata concessa per evitare il consolidarsi del “super-privilegio”, ciò che invece correttamente il Trib. Modena lascia in disparte. Interessante poi la motivazione modenese che richiama il tema emergente della contestazione della validità della garanzia pubblica e della verifica che la banca non abbia concesso abusivamente il credito a fronte della stessa.

Si ricorda come l’approvazione da parte della Regione Lazio delle suddette Linee Guida è da inserirsi nelle more dell’approvazione, da parte delle singole Regioni, dei decreti ministeriali finalizzati all'individuazione delle superfici e delle aree idonee e non all'installazione di impianti a fonti rinnovabili, di cui al comma 1, dell’art. 20, del D.Lgs. n. 199/2021: con le medesime Linee Guida, la Regione Lazio, se da un lato ha conferito priorità alla realizzazione delle iniziative ricadenti in aree già ritenute idonee ai sensi del comma 8, dell’art. 20, del D.Lgs. n. 199/2021 o inerenti allo sviluppo delle Fonti Energetiche Rinnovabili nell’ambito dell’attuazione del PNRR, del Piano Nazionale Complementare e della Programmazione unitaria 21-27, dall’altro lato ha condizionato l’attivazione del procedimento per il rilascio del PAUR ad un criterio di proporzionalità e sussidiarietà tra Province, “tale da consentire, in ogni singola provincia, lo sviluppo delle FER esclusivamente fino a un massimo del 50% del totale autorizzato espresso in MWp dell’intera Regione”.

Ebbene, in considerazione dell’elevata concentrazione di impianti FER nella Provincia di Viterbo (che, attualmente, ospita circa il 78% della totalità degli impianti FER installati presso la Regione Lazio), le previsioni contenute dalle Linee Guida, con specifico riferimento a tale Provincia, dispongono di fatto un vero e proprio divieto all’installazione di progetti che non siano ricompresi tra quelli prioritari ovvero insistenti in area idonea, con la conseguente impossibilità, quindi, di avviare i procedimenti autorizzativi in tutti gli altri casi.

Contrariamente a quanto statuito con sentenza n. 23856, pubblicata il 31 dicembre 2024, il medesimo TAR Lazio ha, dunque, rilevato la contrarietà di dette Linee Guida con le disposizioni contenute ai commi 6 e 7, del D.Lgs. n. 199/2021, in quanto introducono una moratoria per i procedimenti non prioritari in aree diverse da quelle idonee, nonché con linee guida di cui al D.M. del 10 settembre 2010, configurando, per una porzione significativa del territorio regionale, un divieto preliminare alla realizzazione di progetti FER, oltreché alla costante giurisprudenza costituzionale che ha chiarito la natura inderogabile delle linee guida a garanzia di una disciplina uniforme sul territorio nazionale.

Il Collegio, dunque, nonostante abbia confermato in capo alle Regioni la possibilità di introdurre criteri di proporzionalità e sussidiarietà al fine di rendere armonico lo sviluppo degli impianti FER sul territorio regionale, ha concluso per la qualificazione della Deliberazione n. 171/2023 nei termini di un vero e proprio “divieto aprioristico di instaurare [una debita istruttoria] procedimentale”, determinando un’“inevitabile illegittimità per violazione dei principi inderogabili che governano la materia”.

1. IL QUADRO DELLE NUOVE TARIFFE DOGANALI

Con provvedimento emanato dal Presidente degli Stati Uniti lo scorso 2 aprile, il governo americano ha adottato le nuove misure in materia di tariffe doganali, che prevedono l’applicazione di dazi supplementari sulle importazioni dei prodotti provenienti da tutti i Paesi esteri.

Le nuove politiche protezioniste adottate dal governo americano, in vigore dalla mezzanotte del 2 aprile, si applicano quindi anche alle importazioni provenienti dall’Unione europea.

Di seguito le principali novità previste dalle nuove misure:

• per il settore automobilistico, sono introdotte tariffe doganali del 25%, che vengono applicate alle importazioni di automobili, camion e relativa componentistica (per quest’ultima voce, le misure entreranno in vigore entro il 3 maggio) da tutti i Paesi esteri;

• a partire dal 5 aprile le importazioni di tutte le merci dai Paesi esteri nel territorio doganale degli Stati Uniti sono sottoposte all’applicazione di dazi del 10%;

• per molti Paesi, l’aliquota sarebbe stata destinata a salire a partire dal 9 aprile. In particolare, il provvedimento della Casa Bianca prevedeva che all’Unione europea (e, di conseguenza, all’Italia) sarebbero stati applicati dazi al 20%; nel caso della Cina, la percentuale arrivava fino al 34%;

• tuttavia, lo stesso 9 aprile il Presidente degli Stati Uniti ha annunciato una sospensione di 90 giorni delle nuove tariffe, mantenendo dazi reciproci al 10% verso tutti i Paesi;

• l’unica eccezione è costituita dalla Cina, che aveva risposto alle nuove misure statunitensi con l’approvazione di controdazi all’84%: nei suoi confronti, il governo americano ha ordinato un rialzo dei dazi al 125%;

• alcuni prodotti rimangono al momento esclusi dalle nuove tariffe doganali. Tra questi, rientrano prodotti farmaceutici, legname e semiconduttori, molti metalli preziosi (tra cui oro, argento, platino e rame), prodotti energetici (incluso il petrolio) e minerali, oltre alle merci oggetto di misure specifiche.