Finanza di progetto e prelazione del promotore: l’esecutivo lavora a una riforma della disciplina nazionale
Le autorità governative competenti in materia di infrastrutture stanno collaborando con i vertici dell’esecutivo per elaborare una revisione della disciplina nazionale sul finanziamento di progetto. L’intervento si è reso necessario a seguito di una pronuncia della massima corte europea in materia di diritto dell’Unione, la quale ha stabilito l’illegittimità del meccanismo di prelazione riconosciuto al proponente nell’ambito delle procedure di finanza di progetto. La notizia è emersa nel corso di una risposta fornita da un esponente del governo a un’interrogazione parlamentare presentata dall’opposizione in sede di commissione.
La decisione giudiziaria, risalente ai primi mesi del 2026, ha avuto ripercussioni concrete e immediate: tra le prime conseguenze si segnala l’impatto su una procedura di gara nel settore idroelettrico avviata da un’amministrazione regionale del nord Italia, che si fondava proprio su quel meccanismo. Il governo ha dichiarato che è già in corso un lavoro di approfondimento, condotto in sinergia con i vertici dell’esecutivo, finalizzato a predisporre interventi correttivi e di coordinamento della normativa interna sulla finanza di progetto.
Per quanto riguarda la fase transitoria, il rappresentante governativo ha sottolineato che le amministrazioni sono tenute ad applicare i principi derivanti dalla pronuncia europea secondo i criteri consolidati di primato del diritto unionale e di disapplicazione delle norme interne incompatibili. Ciò, tuttavia, deve avvenire con attenzione alla continuità amministrativa delle procedure in corso, rispettandone la struttura complessa e la necessità di tutelare il legittimo affidamento nei limiti consentiti dall’ordinamento europeo.
In conclusione, il rappresentante del governo ha evidenziato che la decisione incide in maniera significativa sull’assetto normativo relativo alla prelazione del promotore, ma non comporta un arresto delle iniziative di finanza di progetto già in essere. Al contrario, essa avvia un processo di riallineamento normativo che sarà completato attraverso un intervento legislativo organico, già oggetto di lavoro istituzionale.
Rinnovabili agricole verso una nuova fase: in arrivo le mosse su biometano, solare e comunità energetiche
Le politiche di sostegno alle rinnovabili in agricoltura si preparano a una nuova fase, con interventi attesi su biometano, fotovoltaico agricolo e comunità energetiche.
È allo studio un nuovo schema di incentivazione destinato a subentrare all’attuale cornice legata ai fondi europei. L’orizzonte temporale ipotizzato è il periodo 2027-2032. L’obiettivo prioritario sarebbe agevolare la trasformazione degli impianti a biogas già in funzione presso le aziende agricole, con particolare attenzione alle dimensioni medio-piccole, dove il collegamento con singole imprese o gruppi di coltivatori risulta più stretto.
La distinzione tra taglie ha ricadute anche sugli aiuti. Gli impianti a biogas più contenuti hanno beneficiato di un prolungamento del meccanismo dei prezzi minimi garantiti fino al 2037, mentre quelli di dimensioni maggiori rischiano di restare privi di sostegno dopo il 2030: per loro la riconversione al biometano rappresenta una delle poche vie percorribili.
Per il futuro provvedimento si valuta una durata ventennale del beneficio, gare competitive su un arco temporale superiore ai cinque anni e una tariffa ancora da definire, con l’intento di bilanciare le necessità degli operatori, la tenuta del sistema e un impiego corretto delle risorse. Tra i nodi aperti figura il costo di allacciamento alla rete del gas: una recente modifica normativa prevede che il 70% degli oneri di connessione ricada sul sistema e il restante 30% sul produttore. Rientra nel dossier anche l’autoconsumo virtuale per i comparti difficili da decarbonizzare, che tuttavia non esaurisce le possibilità di valorizzazione del biometano.
Sul solare in agricoltura vengono rivendicati risultati superiori alle attese: circa 20mila impianti operativi sui 24mila del primo bando, una potenza vicina a 1,6 GW, tripla rispetto alle stime iniziali, e circa 1,8 milioni di metri quadrati di amianto rimossi dalle strutture rurali. Resta aperto il tema delle domande rimaste senza copertura finanziaria: si cercheranno fondi aggiuntivi per scorrere la graduatoria dell’ultimo bando. L’indirizzo confermato è contrario ai grandi impianti a terra, giudicati penalizzanti per la destinazione agricola dei suoli, e favorevole a soluzioni integrate con la produzione, con controlli che accertino l’effettiva attività coltivatrice nel tempo.
Sul fronte delle comunità energetiche è stato chiarito che il vincolo della cabina primaria resta valido per le configurazioni incentivate, nonostante una previsione normativa mai attuata ne prospettasse la deroga. La ragione è tecnica: poiché l’autoconsumo è virtuale e le utenze non sono connesse fisicamente, rimanere sotto la stessa cabina limita l’impatto sulla rete. Aggregazioni più estese all’interno della medesima zona di mercato sono ammesse, ma senza tariffa incentivante. Non sono state confermate nuove risorse per il periodo successivo al Pnrr, mentre per il relativo bando sono stati richiamati 173 milioni aggiuntivi derivanti da una rimodulazione dei fondi.
Infine, l’autorità di regolazione presenterà a breve un nuovo piano strategico che porrà tra le priorità reti e infrastrutture. Sui prezzi zonali si procederà con prudenza, valutando un avvio sperimentale o circoscritto per scongiurare contraccolpi indesiderati sul mercato.
Aste per le rinnovabili: in arrivo il calendario del nuovo meccanismo, con prospettiva biennale
Il ministero competente in materia di energia sta ultimando, in collaborazione con il gestore dei servizi energetici, le regole operative del nuovo sistema di incentivazione delle fonti rinnovabili a regime. L’annuncio è arrivato da un alto dirigente del dicastero, intervenuto a un convegno di settore dedicato all’eolico offshore svoltosi ai primi di luglio nella capitale.
Il decreto ministeriale firmato a metà giugno prevede contingenti di potenza pari a circa 16,5 GW per l’eolico e 10 GW per il fotovoltaico, oltre a quote minori per l’idroelettrico (0,63 GW) e per i gas da processi di depurazione (0,02 GW). Secondo il dirigente ministeriale, coprire il contingente fotovoltaico sarà relativamente agevole, con due o tre aste, mentre raggiungere i 16,5 GW di eolico risulterà più complesso, tenuto conto della pipeline e dei progetti autorizzati. L’intenzione sarebbe quella di pubblicare un calendario delle aste su base biennale, con un numero congruo di procedure, così da garantire stabilità e prevedibilità al meccanismo. Tra gli obblighi da rispettare figurano anche quelli derivanti dalla normativa europea sull’industria a zero emissioni, che impone aste dedicate a tecnologie di produzione non dipendenti da fornitori extraeuropei, come già avvenuto per il fotovoltaico nella fase transitoria del meccanismo.
Per quanto riguarda il successivo schema di incentivazione, basato su contratti bidirezionali per differenza, l’auspicio del ministero è che possa entrare in vigore dal 2028. Da settembre si avvierà un negoziato più serrato con le istituzioni europee, che già conoscono il meccanismo e lo considererebbero coerente con la nuova direttiva sul mercato elettrico. È previsto inoltre un sistema di vasi comunicanti tra i due meccanismi di incentivazione, per garantire flessibilità nell’allocazione dei contingenti.
Ampio spazio è stato dedicato anche alla revisione del decreto per le tecnologie innovative e l’eolico offshore. Il dirigente ministeriale ha riconosciuto che il settore ha attraversato un biennio complesso e che l’impostazione iniziale del meccanismo presentava criticità, tra cui l’inclusione nella stessa asta di impianti con fondazioni fisse e galleggianti, derivante da richieste emerse in sede di conferenza istituzionale. La consultazione con gli operatori condotta nelle settimane precedenti è servita a individuare le modifiche necessarie per rendere il sistema più coerente con gli obiettivi di sviluppo degli investimenti. Le proposte definitive saranno trasmesse al vertice del ministero per poi avviare il confronto con le istituzioni europee dopo la pausa estiva.
I principali temi sul tavolo comprendono la separazione tra aste per fondazioni fisse e galleggianti, l’aggiornamento dei meccanismi di incentivazione ai nuovi contratti per differenza e la garanzia di indicizzazione delle tariffe. Sono inoltre in valutazione proposte degli operatori su semplificazioni autorizzative e su modalità di incentivazione non tariffaria, come la separazione tra oneri di connessione e di investimento, con i primi a carico del gestore di rete. Il dirigente ha ammesso che alcuni operatori, in particolare quelli attivi nel segmento a fondazioni fisse, non hanno accolto favorevolmente la linea ministeriale, aggiungendo di esserne consapevole.
La principale associazione di categoria dell’eolico ha espresso soddisfazione per l’avanzamento dei lavori e per le tempistiche indicate. Nel corso del convegno è stata inoltre avanzata la proposta di utilizzare la flessibilità concessa dalle regole europee di bilancio per le spese energetiche al fine di sostenere gli investimenti nelle connessioni di rete, sia per l’eolico a terra che in mare. Il dirigente ministeriale ha tuttavia precisato che la gestione di tale flessibilità ricade in larga parte sotto la competenza del ministero dell’economia e delle finanze.
Il blocco agli inverter da paesi ad alto rischio: incertezze e impatti sul fotovoltaico europeo
La transizione verso le energie rinnovabili in Europa si trova ad affrontare un nuovo ostacolo regolatorio: la decisione di escludere dai finanziamenti comunitari i componenti per la conversione di potenza, in primis gli inverter fotovoltaici, originari di paesi classificati come “ad alto rischio”, con la Cina in testa alla lista. Per gli operatori del fotovoltaico e dello stoccaggio energetico, la misura si sta traducendo in blocchi concreti alle attività progettuali, ancora prima che siano chiari i criteri e i confini della sua applicazione.
Il nodo principale non è tanto il principio del provvedimento quanto l’assenza di un quadro interpretativo: le associazioni rappresentative del comparto denunciano che la misura è stata adottata senza consultazione preventiva né valutazione degli impatti, lasciando investitori e sviluppatori privi degli elementi necessari per orientare le proprie scelte su appalti, allocazione del capitale e strutturazione finanziaria dei progetti. Il rischio concreto è che questa zona grigia comprometta il percorso verso i target sulle rinnovabili fissati per il 2030.
Le richieste che arrivano dal settore alla Commissione europea sono operative e urgenti: rendere pubbliche linee guida dettagliate sulla portata delle restrizioni, accompagnate da un pacchetto di misure di sostegno che comprenda analisi di impatto differenziate per paese, piani di transizione calibrati sui singoli mercati, armonizzazione delle norme di rete che agevolino l’ingresso dei produttori europei di inverter e strumenti di incentivo alla produzione manifatturiera locale.
Dal punto di vista geografico, le ricadute più pesanti si concentreranno nei mercati dell’Europa centro-orientale, dove la leva dei fondi comunitari è strutturalmente più rilevante per lo sviluppo delle rinnovabili e dove la filiera di approvvigionamento è più dipendente da fornitori cinesi.
Le analisi disponibili stimano che il perimetro diretto della misura riguarderebbe circa il 14% della domanda fotovoltaica europea attesa nel quinquennio 2026-2030, equivalente a oltre 28 GW di inverter, e intorno al 12% dei sistemi di accumulo previsti nello stesso periodo. Sul versante economico, il sovracosto per i progetti che dovranno rivolgersi a fornitori non cinesi è stimato in una forchetta tra il 2% e l’8% del totale, a seconda del segmento di mercato. Tuttavia, l’impatto non si misura solo in termini di prezzo: le complicazioni logistiche nell’approvvigionamento, la necessità di riprogettare alcuni impianti e la difficoltà di scindere sistemi integrati che abbinano batterie e inverter rappresentano sfide operative aggiuntive, particolarmente critiche nei contesti di mercato più sensibili ai costi.
Il perimetro potrebbe peraltro allargarsi sensibilmente: la Commissione europea ha invitato gli Stati membri ad applicare le stesse restrizioni anche ai progetti co-finanziati da bilanci nazionali. Se questa indicazione venisse recepita su larga scala, la quota di capacità soggetta al divieto supererebbe di molto le stime attuali. Al momento, la parte preponderante della domanda europea di fotovoltaico e accumuli, stimata intorno all’80%, scorre attraverso canali privati o a finanziamento nazionale, dove le forniture cinesi continuano a dominare senza vincoli di sorta.
A complicare ulteriormente il quadro interviene l’iter di revisione della normativa europea in materia di sicurezza informatica: se le modifiche in discussione estendessero il divieto all’intera categoria degli inverter fotovoltaici a prescindere dalla fonte di finanziamento, la portata delle restrizioni si amplierebbe in modo sostanziale. Diversi paesi stanno già conducendo valutazioni sui profili di rischio cyber legati ai sistemi energetici digitalmente interconnessi, con possibili esiti sia in chiave tecnica che regolatoria. L’interazione tra questi sviluppi normativi e le scelte autonome dei governi nazionali determinerà, nei prossimi mesi, la dimensione reale dell’impatto complessivo del provvedimento.
Articolo 6 del DL Bollette: i nodi irrisolti della nuova architettura regolatoria
Due recenti documenti di consultazione pubblicati dall’autorità di regolazione energetica danno attuazione all’articolo 6 del DL Bollette e delineano un approccio regolatorio inedito nel panorama italiano ed europeo. Il primo introduce un ristoro temporaneo per le centrali termoelettriche a ciclo combinato e aperto, costruito sul modello già sperimentato nella penisola iberica: gli impianti riceverebbero una compensazione pari allo scarto positivo tra il prezzo corrente del gas sul mercato e una soglia convenzionale fissata dal regolatore. Il secondo prevede invece un rimborso di natura strutturale, operativo dal 2027 a tempo indeterminato, relativo ad alcune voci variabili della tariffa di trasporto del gas e agli oneri generali gravanti sul sistema.
L’aspetto più dirompente di entrambi i documenti non riguarda i meccanismi di rimborso in sé, ma il sistema di controllo che li accompagna. Il decreto affida al regolatore il compito di accertare che le compensazioni erogate si riflettano concretamente nelle offerte presentate dagli impianti sul mercato all’ingrosso del giorno prima. La soluzione proposta si basa su un criterio di conformità presuntiva: un’offerta sarebbe considerata regolare soltanto se non supera un costo variabile di riferimento, costruito combinando un rendimento standard convenzionalmente attribuito agli impianti con un prezzo del gas ancorato alla soglia del meccanismo di rimborso. Il superamento di questo parametro comporterebbe la restituzione delle somme ricevute e l’apertura di procedimenti sanzionatori.
Il riferimento al precedente iberico, in questo contesto, non è pienamente calzante. Anche quel meccanismo prevedeva controlli sulle offerte degli impianti beneficiari, ma era circoscritto a un arco temporale limitato e si inseriva in una fase eccezionale, caratterizzata da prezzi dell’energia ai massimi storici. Applicare una logica analoga a un rimborso strutturale, privo di scadenza, significa introdurre in via permanente un sistema di supervisione sulle condotte di offerta che non trova precedenti comparabili.
Il segnale economico inviato ai potenziali investitori in nuova capacità si deteriora, scoraggiando proprio quei progetti che sarebbero necessari in un sistema elettrico sempre più dominato da fonti non programmabili. Il paradosso è che anche lo sviluppo delle rinnovabili potrebbe risentirne: la compressione strutturale dei prezzi all’ingrosso, effetto collaterale dei rimborsi, ne riduce la redditività prospettica.
A questo si aggiunge l’incertezza che grava sul mercato della capacità, la cui prossima asta è già slittata rispetto alle previsioni iniziali: i provvedimenti derivanti dalle due consultazioni influiranno sulla definizione del prezzo di esercizio, rendendo il quadro di riferimento per quella procedura ancora più instabile.
Sul piano normativo, infine, il decreto reca ancora, per uno dei due rimborsi, un richiamo alla valorizzazione dei costi delle emissioni che il quadro europeo sugli aiuti di Stato, aggiornato in risposta alla crisi mediorientale, ha reso inapplicabile. Sarà necessario modificare il testo del decreto stesso, ma l’esito di questo percorso dipende da trattative con Bruxelles ancora aperte. Il regolatore ha scelto di procedere comunque, elaborando orientamenti che anticipano una modifica legislativa non ancora formalizzata.
Stoccaggio elettrico: aggiornate le FAQ sul meccanismo di approvvigionamento
Il gestore della rete di trasmissione nazionale ha aggiornato il documento di domande e risposte relativo al meccanismo di approvvigionamento di capacità di stoccaggio elettrico, integrando tre nuove sezioni rispetto alla versione risalente al luglio 2025.
Il primo chiarimento riguarda le modalità di partecipazione all’asta con periodo di consegna 2029, in programma il 24 novembre prossimo: chi abbia già presentato una domanda valida per l’asta relativa al 2028 è comunque tenuto a presentare una nuova richiesta di ammissione. La procedura per il 2029 è infatti disciplinata da un nuovo quadro normativo, introdotto con un decreto ministeriale emanato nel marzo 2026, che si distingue da quello applicabile alla gara precedente.
Il secondo chiarimento affronta il tema della struttura degli impianti: è ammessa la suddivisione di un sistema di accumulo in due o più unità di produzione, le quali possono essere messe in esercizio in momenti distinti. Questa facoltà è subordinata al rispetto degli obblighi previsti dalla disciplina vigente per ciascun sistema di accumulo e dei criteri definiti dalle norme tecniche di rete.
Il terzo chiarimento precisa le modalità di verifica degli obblighi contrattuali: la disciplina prevede che tali verifiche siano condotte con riferimento all’intero sistema di accumulo, considerato nella sua unità. Eventuali articolazioni in più unità di produzione non incidono su questo principio: obblighi e controlli rimangono riferiti al sistema nel suo complesso.
Per quanto riguarda la procedura con consegna 2029, il contingente disponibile è stato confermato in 16 GWh. Le domande di ammissione possono essere trasmesse fino al 27 luglio 2026 entro le ore 16:00.
Capacity market e FerX: tempi e priorità secondo il ministero
Il rinvio dell’asta del capacity market per il 2028 a dopo la pausa estiva è ormai dato per acquisito. Se la procedura slittasse ulteriormente, fino a collocarsi successivamente all’asta per lo stoccaggio elettrochimico di fine novembre, il ministero non lo considera uno scenario pregiudizievole: quella gara assorbirebbe parte della domanda di accumulo, lasciando al capacity market il compito di operare su un quadro di riferimento più stabile e definito.
La causa del ritardo è tecnica e procedurale. Prima di indire l’asta occorre aggiornare la normativa e, di conseguenza, le regole tecniche del gestore della rete di trasmissione, soprattutto per quanto riguarda i parametri di declassamento della capacità garantita dai sistemi di stoccaggio. Il gestore aveva avviato una consultazione in proposito, poi interrotta formalmente dall’autorità regolatoria; il confronto è ancora aperto e non è possibile fissare una data certa per la procedura.
Nel frattempo, le richieste di partecipazione da parte degli operatori di sistemi di accumulo hanno registrato una crescita notevole. Molti di questi operatori valutano il capacity market come uno sbocco economicamente praticabile, nonostante il mercato copra solo in parte i loro costi. La questione aperta è dove si collochi la soglia oltre la quale lo stoccaggio inizia a erodere lo spazio economico del termoelettrico in misura non più sostenibile per la sicurezza del sistema. Una graduale riduzione del peso delle centrali a gas nel mix produttivo è considerata strutturalmente inevitabile, ma deve avvenire secondo tempi e modalità che non compromettano l’affidabilità della rete.
Parallelamente, il ministero punta a rendere pubblico entro luglio il calendario delle procedure competitive per il FER X. Le regole operative, elaborate insieme al GSE, introducono alcune novità rispetto all’edizione transitoria: un sistema di prequalifica degli impianti e criteri di localizzazione geografica. Come già accaduto nella tornata precedente, è probabile che le regole vengano adottate in due fasi distinte.
La struttura delle aste seguirà un orizzonte biennale. Per il fotovoltaico si valuta un programma di due procedure da 5 GW o, in alternativa, tre da 3 GW: in entrambi i casi la copertura del contingente da 10 GW non è ritenuta problematica. Ben diverso è il caso dell’eolico, dove il divario tra progetti in corso di autorizzazione e quelli che hanno già ottenuto il via libera è molto ampio. Per gestire questa asimmetria si pensa a procedure più frequenti e di minore dimensione, che permettano di agganciare progressivamente i progetti man mano che escono dai processi autorizzativi. Raggiungere i 16,5 GW previsti è comunque condizionato a un’accelerazione significativa di quei processi.
Laddove le aste FerX non riuscissero ad assorbire l’intera capacità programmata, il meccanismo successivo subentrerebbe a partire dal 2028; i negoziati con la Commissione europea per la sua definizione sono previsti da settembre. Nel complesso, il quadro incentivante è giudicato quantitativamente coerente con gli obiettivi al 2030: la capacità già installata, sommata ai contingenti del FerX transitorio, dell’energy release, delle comunità energetiche e dell’agrivoltaico, porterebbe il totale a circa 45 GW, lasciando circa 39 GW da coprire con gli strumenti ancora in via di definizione.
FER 2 e eolico offshore: revisione in dirittura d’arrivo
Il lavoro tecnico sulla revisione del decreto FER 2 in materia di eolico offshore è in fase conclusiva. La direzione competente del ministero dell’energia sta esaminando gli ultimi contributi pervenuti dagli operatori del settore e prevede di completare questa fase “a brevissimo”, per poi sottoporre il testo al ministro e notificarlo successivamente alla Commissione europea. Il completamento del lavoro tecnico è atteso “nelle prossime settimane”.
I principali temi ancora al vaglio riguardano la separazione tra impianti con fondazioni fisse e galleggianti, l’adeguamento dei meccanismi di incentivazione e l’indicizzazione delle tariffe. Si sta inoltre valutando la possibilità di separare gli oneri per la connessione alla rete elettrica dei parchi offshore dai costi di investimento per la realizzazione degli impianti di generazione, con eventuale trasferimento delle opere di rete al gestore della trasmissione.
La revisione già presentata dal ministero prevede tariffe differenziate per le due tipologie tecnologiche: 160 €/MWh per l’eolico offshore a fondazioni fisse e 185 €/MWh per quello galleggiante. Tra le novità si segnalano anche l’indicizzazione all’inflazione sul modello del FER X, la soppressione della riduzione automatica annua del 3% e un allungamento dei tempi di realizzazione degli impianti fino a 72 mesi.
Sul fronte degli altri strumenti incentivanti, il FER Z – che assegnerà gli incentivi sulla base di profili di generazione multi-impianto – i negoziati con la Commissione europea sono previsti con maggiore intensità a partire da settembre, con l’obiettivo di un’entrata in vigore dal 2028.
In occasione di un recente summit di settore dedicato all’eolico offshore è stato presentato uno studio sulle potenzialità economiche, occupazionali e sociali di questa tecnologia in Italia. Sul versante dei costi, le stime indicano una riduzione complessiva dei costi di investimento (Capex) del 14,8% entro il periodo 2030-2035, trainata dalla maturità tecnologica: in particolare, i costi di produzione delle turbine dovrebbero calare del 22% e quelli delle fondazioni galleggianti del 23%.
Per raggiungere l’obiettivo del FER 2, pari a 3,8 GW di capacità installata in mare, gli investimenti stimati oscillano tra 18,4 e 22,4 miliardi di euro. La fase di costruzione potrebbe generare tra 54.000 e 60.000 occupati equivalenti a tempo pieno, mentre la gestione e manutenzione degli impianti garantirebbe tra 3.800 e 4.200 posti di lavoro equivalenti per anno.
Il ministero ha sottolineato le ricadute potenziali dell’eolico offshore sulla logistica marittima e portuale, evidenziando il lavoro in corso per una pianificazione efficiente del settore attraverso l’elaborazione di un piano delle zone di accelerazione. È stata inoltre avanzata la proposta di destinare la flessibilità di bilancio proveniente dalla Commissione europea allo sviluppo dell’eolico offshore galleggiante e della relativa filiera industriale, come leva per la decarbonizzazione del sistema elettrico nazionale.
Il fenomeno della saturazione della rete elettrica e le misure per affrontarlo
La rete elettrica può essere paragonata a un teatro con un numero limitato di posti. Negli ultimi anni migliaia di operatori hanno “prenotato” un posto chiedendo al gestore nazionale della trasmissione una connessione per futuri impianti rinnovabili o di accumulo. Le prenotazioni hanno tuttavia ampiamente ecceduto il fabbisogno: al 31 marzo 2026 le richieste superavano i 320 GW per le rinnovabili e i 300 GW per gli accumuli, circa dieci volte gli obiettivi fissati dagli strumenti nazionali di programmazione energetica. La cosiddetta “saturazione virtuale” derivava da un criterio sequenziale, per cui ogni nuova richiesta era valutata presumendo il buon esito di tutte le precedenti, con conseguente occupazione della capacità di rete. La rete appariva così satura solo sulla carta, impegnata da progetti in larga parte mai realizzati. Ne discendevano due conseguenze negative: il rischio di pianificare opere sovradimensionate, con costi trasferiti sugli utenti, e il blocco dei progetti seri in coda dietro iniziative meramente virtuali.
La disposizione di riferimento capovolge la logica precedente, passando dal criterio “first come, first served” a quello “first permitted, first connected”: la capacità non è più riservata a chi presenta per primo la richiesta, ma a chi ottiene per primo i titoli autorizzativi. Si introducono inoltre obblighi di trasparenza sulla capacità disponibile, da pubblicare con cadenza trimestrale, e nuove regole che disciplinano le soluzioni di connessione, la procedura di Open Season e la perdita di efficacia delle soluzioni già rilasciate. Un successivo decreto ministeriale, sentita l’autorità di regolazione, definisce i criteri operativi oggetto dello schema in consultazione.
Il gestore suddivide la rete in Microzone, corrispondenti ai vincoli fisici di trasporto, aggiornate almeno ogni due anni. Per ciascuna Microzona calcola la potenza addizionale accoglibile e costruisce l'”Offerta”, cioè il catalogo dei punti di connessione disponibili, dimensionata ad almeno il 150% degli obiettivi normativi, minimizzando i costi e valorizzando le infrastrutture esistenti. L’Offerta è pubblicata almeno 30 giorni prima dell’Open Season, distinguendo i punti immediatamente disponibili da quelli che richiedono nuove opere.
Non è più il gestore a predisporre una soluzione su misura, bensì il richiedente a scegliere dal catalogo predefinito. Ottenuta l’attestazione della soluzione, il richiedente può avviare l’iter autorizzativo, senza che ciò costituisca prenotazione definitiva. Le attestazioni possono essere rilasciate anche in eccesso rispetto alla capacità (overbooking), sul modello del trasporto aereo. La riserva definitiva della capacità scatta solo con il conseguimento del titolo abilitativo, secondo l’ordine cronologico di comunicazione. In caso di saturazione sopravvenuta, il gestore assegna fino a esaurimento e comunica agli esclusi la situazione; restano possibili soluzioni provvisorie tramite accordi di connessione flessibile.
Il profilo più delicato riguarda l’azzeramento del “parco prenotazioni” superiore a 600 GW: le soluzioni già accettate decadono, salvo quelle sorrette da opere già validate, autorizzate o esistenti, con un regime di attenzione per i progetti già positivamente valutati sul piano ambientale. Complessivamente, la riforma sostituisce le code cronologiche cartacee con un sistema a catalogo, senza nuovi oneri per la finanza pubblica e con l’obiettivo di ridurre i costi in bolletta attraverso l’accelerazione degli impianti e la maggiore efficienza della rete.
FerX transitorio: modificate le norme sulla copertura degli investimenti e sul recesso anticipato
Il ministero competente in materia di ambiente e sicurezza energetica ha introdotto alcune modifiche al modello di garanzia per la rinuncia anticipata al FerX transitorio. Come precisato dal recente decreto ministeriale, l’aggiornamento mira a chiarire i criteri di determinazione degli importi delle garanzie e a integrare l’appendice al contratto autonomo di garanzia posto a copertura del pagamento del corrispettivo dovuto in caso di recesso.
Secondo le regole aggiornate, la garanzia ha durata annuale ed è automaticamente rinnovabile per dieci anni a decorrere dalla data di entrata in esercizio dell’impianto. L’importo inizialmente garantito è pari al 10% del costo d’investimento e si riduce automaticamente di una quota fissa annua, corrispondente al 10% dell’importo originario, per ciascun anno di validità della garanzia. Tali riduzioni operano in modo automatico a ogni scadenza annuale e a partire dalla seconda annualità.
A ciascuna scadenza annuale, la garanzia resta valida ed efficace per un ulteriore periodo di dodici mesi, senza necessità di atti espressi di proroga o rinnovo, salva la comunicazione di svincolo da parte dell’ente gestore competente ovvero la revoca del garante, esercitabile con un preavviso di almeno 90 giorni prima di ogni scadenza annuale.
In caso di revoca del garante, il richiedente è tenuto a sostituire la garanzia, almeno 60 giorni prima della scadenza annuale, con altra garanzia conforme ai modelli allegati alle regole operative.
Sicilia: aggiornamenti su autorizzazioni e sistemi di stoccaggio nella proposta di legge sulle aree idonee
L’assemblea legislativa regionale siciliana si appresta ad avviare la discussione in aula sul disegno di legge relativo all’individuazione delle aree idonee a ospitare impianti di produzione di energia da fonti rinnovabili. Il provvedimento ha avuto un iter parlamentare non lineare: originato dallo stralcio di alcuni articoli della manovra finanziaria regionale, era già stato portato all’esame dell’aula nel mese precedente, ma fu rinviato in commissione per un ulteriore approfondimento su alcune disposizioni particolarmente rilevanti, segnatamente l’obbligo di valutazione di impatto ambientale per i sistemi di accumulo a batteria e l’obbligo per i nuovi impianti rinnovabili di dotarsi di sistemi di stoccaggio dell’energia.
Nella versione del testo che ha ottenuto il via libera della commissione competente, il riferimento alla procedura di valutazione di impatto ambientale per i sistemi di accumulo elettrochimico di potenza pari o superiore a 20 MW è stato eliminato. È stato invece confermato l’obbligo, per i nuovi impianti a fonte rinnovabile soggetti ad autorizzazione unica regionale, di dotarsi di adeguati sistemi di accumulo elettrochimico di capacità proporzionata alla potenza installata, ovvero di stipulare apposita convenzione con un impianto di accumulo già esistente.
Un ulteriore profilo di significativo rilievo attiene alla facoltà di sospensione dei procedimenti autorizzativi. La bozza attribuisce all’assessorato competente in materia di energia, previo parere della commissione ambiente dell’assemblea, la facoltà di disporre la sospensione dei procedimenti autorizzativi relativi a nuovi impianti al raggiungimento degli obiettivi di potenza installata previsti per il 2030, con espressa esclusione degli impianti afferenti ai sistemi di accumulo. Il target regionale al 2030, individuato nell’ambito del cosiddetto burden sharing, è fissato in 10,4 GW. Tale facoltà di sospensione si estende anche ai nuovi impianti sottoposti a procedura abilitativa semplificata e cessa al ricorrere di due condizioni: l’adeguamento della sostenibilità tecnica delle infrastrutture di rete di trasmissione e distribuzione, anche in funzione di eventuali nuovi obiettivi assegnati alla regione, e la compiuta applicazione del sistema dei prezzi zonali.
Sul piano del permitting, il disegno di legge individua inoltre la documentazione necessaria all’avvio del procedimento unico di autorizzazione. Tra i documenti richiesti figurano il piano economico-finanziario asseverato, la documentazione attestante la disponibilità giuridica dell’area, nonché gli atti unilaterali d’obbligo di comunicazione in materia di cessione del progetto e di osservanza del protocollo di legalità.
Anche la regione siciliana, al pari di altre regioni, ha adottato il limite dello 0,8% della superficie agricola utilizzata quale soglia per l’installazione di impianti rinnovabili, corrispondente alla soglia minima prevista dalla normativa nazionale di riferimento. Il provvedimento prevede altresì che la regione possa, anche su richiesta delle amministrazioni comunali, escludere aree agricole di pregio.
Il disegno di legge stabilisce inoltre una priorità istruttoria per le istanze relative a specifiche tipologie di impianto: geotermia, idroelettrico, agrivoltaico avanzato e sistemi di accumulo elettrochimico, nonché impianti per la produzione di idrogeno verde e di biogas o biometano. Con riferimento all’agrivoltaico – che nel primo semestre del 2026 ha rappresentato il 58% della potenza complessiva dei procedimenti trattati dall’organismo tecnico regionale competente – è previsto l’obbligo di garantire il mantenimento di una produzione lorda vendibile pari ad almeno l’80% di quella antecedente alla realizzazione dell’impianto, in conformità con quanto disposto dalla norma nazionale.
Ulteriori misure contenute nel provvedimento riguardano i controlli sugli impianti agrivoltaici e la possibilità per il proponente di un progetto a fonte rinnovabile di utilizzare o condividere opere di rete, capacità di trasporto e punti di connessione già esistenti o preventivati e validati dal gestore di rete competente.
Il voto in aula sul provvedimento è atteso entro la fine del mese corrente.
Procedura abilitativa semplificata e formazione tacita del consenso: tre pronunce giurisprudenziali consolidano le garanzie per gli operatori del settore rinnovabili
Tre recenti pronunce della giustizia amministrativa, tutte emesse nel luglio 2026, convergono su un principio destinato a incidere in modo significativo sulle strategie autorizzative degli operatori del settore. Il messaggio per IPP, fondi e utilities è netto: nella procedura abilitativa semplificata (PAS), una volta presentata un’istanza completa, le richieste di chiarimenti, le integrazioni documentali e gli atti interlocutori dell’amministrazione non possono trasformarsi in uno strumento per dilatare a piacimento i tempi del procedimento. Se entro i termini di legge non interviene una determinazione conclusiva negativa o il dissenso qualificato di un’amministrazione preposta alla tutela di interessi sensibili, il titolo abilitativo si forma per silenzio-assenso.
Le decisioni riguardano tre progetti e due diverse sedi della giustizia amministrativa. Le prime due sentenze, emesse dal Tribunale amministrativo regionale competente per il Veneto, hanno ad oggetto due impianti fotovoltaici a mentre la terza, pronunciata dalla sezione bresciana del Tribunale amministrativo regionale competente per la Lombardia, riguarda invece la riconversione di un impianto da biogas a biometano. In tutti e tre i casi l’oggetto del contendere è il medesimo: la legittimità di un diniego comunale adottato quando, secondo i ricorrenti, il titolo si era già formato per silenzio-assenso.
Nei due casi veneti le istanze di PAS erano state presentate alla fine del 2024. Durante l’istruttoria il comune aveva formulato diverse richieste di integrazione documentale, con successive sospensioni e riconvocazioni delle conferenze di servizi, per poi concludere negativamente i procedimenti nel maggio 2026, richiamando – tra l’altro – il possibile cumulo della potenza dei due impianti, la qualificazione delle aree come idonee e il rispetto della disciplina regionale in materia di asservimento dei terreni. Il caso lombardo trae origine da un’istanza presentata nel febbraio 2025 per la riconversione di un impianto esistente, anch’essa poi respinta dal comune.
Il fulcro delle tre pronunce è la formazione del titolo abilitativo per silenzio-assenso. I giudici veneti hanno ritenuto assorbente l’avvenuto perfezionamento tacito dei titoli, annullando gli atti comunali. Nel corso delle conferenze di servizi, hanno accertato, non era stato espresso alcun dissenso congruamente motivato da parte delle amministrazioni preposte alla tutela ambientale, paesaggistica, culturale, sanitaria o della pubblica incolumità: erano invece pervenuti pareri favorevoli, indicazioni progettuali e richieste di integrazione, poi riscontrate dalla società proponente. La sola mancata adozione di una determinazione conclusiva negativa entro i termini è stata quindi ritenuta sufficiente al perfezionamento dei titoli.
Nei casi veneti il Tribunale non ha nemmeno ritenuto necessario stabilire se fosse applicabile la disciplina previgente o quella del nuovo Testo Unico delle rinnovabili: entrambe le normative, hanno osservato i giudici, collegano la formazione tacita del titolo al medesimo presupposto, ossia il decorso dei termini senza una conclusione negativa o un dissenso qualificato.
Un passaggio di particolare interesse operativo attiene al momento in cui si consuma il potere dell’amministrazione procedente. Perfezionatosi il titolo, ha chiarito il Tribunale, il comune non può tornare a esaminare ordinariamente la pratica e adottare un diniego tardivo. Le eventuali criticità residue possono essere affrontate soltanto attraverso gli strumenti che l’ordinamento prevede per intervenire su un titolo già formato, nel rispetto dei presupposti e dei termini dell’autotutela.
In concreto, questioni quali il possibile cumulo tra impianti, l’idoneità dell’area, l’asservimento dei terreni o la decadenza del titolo non possono essere sollevate tardivamente come se il procedimento fosse ancora aperto. Sul piano degli effetti, la sentenza lombarda precisa inoltre che i provvedimenti tardivi sono annullabili, e non automaticamente nulli o inefficaci: l’amministrazione era titolare del potere di negare il titolo, ma lo ha esercitato dopo la scadenza del termine, quando il titolo si era già formato.
La pronuncia bresciana affronta in modo diretto la disciplina transitoria del Testo Unico delle rinnovabili, sciogliendo un nodo interpretativo molto dibattuto. Il comune sosteneva che, nei primi 180 giorni successivi all’entrata in vigore del decreto, dovesse continuare ad applicarsi la disciplina previgente, in attesa dell’adeguamento di regioni ed enti locali. Il Tribunale ha respinto questa lettura, operando una distinzione netta tra due piani spesso confusi.
Da un lato, il termine di 180 giorni riguarda l’adeguamento della disciplina regionale e locale; dall’altro, esso non incide sul rapporto tra la precedente normativa statale e quella introdotta dal Testo Unico. Ne consegue che alle istanze presentate dopo l’entrata in vigore del decreto si applica la nuova disciplina statale, che può estendersi anche alle istanze precedenti qualora, alla medesima data, non fosse ancora stata completata la verifica della documentazione. Il Tribunale ha così distinto correttamente tra l’adeguamento normativo regionale e locale e la successione tra vecchia e nuova disciplina statale della PAS, richiamando precedenti giurisprudenziali che avevano già affermato l’immediata sostituzione della normativa statale previgente con quella del Testo Unico.
In applicazione della nuova disciplina, il Tribunale ha ricordato che, quando sono necessari atti di assenso di più amministrazioni, il procedimento deve concludersi entro 60 giorni dalla presentazione del progetto. Il termine può essere sospeso per richieste di integrazioni o approfondimenti istruttori, ma per un massimo di 15 giorni, e le amministrazioni devono formulare tali richieste entro dieci giorni dalla convocazione della conferenza di servizi. Nel caso concreto il comune aveva disposto una seconda sospensione di 30 giorni, sulla base di richieste pervenute oltre il termine: sospensione ritenuta illegittima, poiché la disposizione speciale del Testo Unico, finalizzata ad accelerare le autorizzazioni degli impianti a fonte rinnovabile, prevale sulla disciplina generale del procedimento amministrativo. Individuato il termine finale nel 28 aprile 2025 e accertato che entro tale data nessuna conclusione negativa era stata comunicata né alcun dissenso congruamente motivato era stato espresso, il Tribunale ha ritenuto formato il titolo senza prescrizioni e ha annullato il diniego adottato nei mesi successivi.
Il filo conduttore delle tre decisioni è il contrasto a una prassi ancora diffusa: prolungare i procedimenti attraverso continue richieste di integrazione documentale o sollevando dubbi giuridici con atti intermedi e interlocutori. I giudici chiariscono che tali atti non paralizzano automaticamente il meccanismo del silenzio-assenso e non valgono, di per sé, a impedire il perfezionamento tacito del titolo allo scadere dei termini. Le osservazioni degli enti tecnici che si risolvono in richieste di chiarimenti e documenti – anziché in opposizioni congruamente motivate al progetto – non equivalgono a un dissenso qualificato idoneo a bloccare la formazione del titolo.
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