La settimana normativa: riforma delle connessioni, aree idonee, Milleproroghe

Riforma delle connessioni alla rete in Italia: questioni aperte e prospettive operative

La riforma delle procedure di connessione alla rete introdotta in Italia tramite l’articolo 7 del cosiddetto Decreto Bollette continua a generare significativa incertezza tra gli operatori del settore. L’associazione del settore fotovoltaico Italia Solare ha inviato una richiesta formale di chiarimenti a Terna, il gestore della rete di trasmissione nazionale, su diversi aspetti chiave del nuovo quadro normativo.

Le principali preoccupazioni dell’associazione riguardano quattro questioni.
In primo luogo, il funzionamento concreto del meccanismo di overbooking: la riforma consente ai gestori di rete di rilasciare preventivi di connessione oltre la capacità disponibile, ma i criteri e le tempistiche di applicazione non sono ancora definiti.

In secondo luogo, viene segnalato un possibile disallineamento tra i procedimenti autorizzativi delle infrastrutture di rete e le regole che disciplinano la decadenza dei preventivi di connessione.
In terzo luogo, il settore chiede chiarimenti sul fatto che il ruolo ampliato di Terna nell’autorizzazione delle opere in alta tensione si estenda anche agli impianti in media tensione che richiedono interventi sulla rete di trasmissione nazionale.

Infine, e forse soprattutto, permane incertezza sulla definizione di “connessioni rilasciate ma non validate”, elemento che determina quali progetti restano attivi e quali sono invece soggetti a decadenza.

Su quest’ultimo punto, il responsabile della pianificazione territoriale di Terna ha fornito alcune rassicurazioni nel corso di un recente evento di settore. Ha infatti chiarito che la decadenza delle connessioni sarà applicata in modo più limitato rispetto a quanto inizialmente temuto: i progetti collegati a stazioni elettriche già autorizzate, approvate in linea di principio o comunque in fase avanzata di autorizzazione tenderanno a mantenere il diritto di connessione anche in assenza di una validazione formale. Questo riduce significativamente il numero di progetti potenzialmente a rischio rispetto alle stime inizialmente circolate nel settore.

Guardando alle prossime fasi attuative, Terna ha delineato un calendario di implementazione graduale. È atteso un decreto ministeriale entro 90 giorni dall’entrata in vigore della legge, cui seguiranno una fase di consultazione e l’aggiornamento delle regole tecniche, con l’obiettivo di rendere il nuovo sistema pienamente operativo entro la fine dell’anno. Un elemento centrale della riforma sarà la pubblicazione della capacità di connessione disponibile per nodo di rete, sia attuale sia prospettica, che Terna punta a rendere disponibile nei prossimi mesi, potenzialmente già prima dell’estate.

La riforma introdurrà inoltre un meccanismo di open season, destinato a sostituire l’attuale criterio first-come-first-served con finestre periodiche di presentazione delle domande, presumibilmente trimestrali, con definizione delle soluzioni di connessione entro 90 giorni dalla chiusura di ciascuna finestra. La capacità disponibile sarà infine assegnata solo ai progetti in possesso di un titolo autorizzativo valido.

Alla fine di febbraio 2026, le richieste di connessione pendenti per impianti da fonti rinnovabili superavano i 322 GW, un valore di gran lunga superiore a qualsiasi traiettoria realistica di sviluppo, a conferma della dimensione del problema che la riforma intende affrontare.

Allungamento a 48 mesi dei termini per l’avvio dei lavori: novità su autorizzazioni e incentivi

Il recente intervento normativo contenuto nel cosiddetto “Milleproroghe” ha ulteriormente esteso il margine temporale previsto dal decreto emergenziale collegato alla crisi internazionale, incidendo in modo significativo anche sul settore delle energie rinnovabili. Rimangono tuttavia alcuni aspetti ancora non del tutto chiariti, in particolare per quanto riguarda il nuovo meccanismo Fer X e alcune richieste operative avanzate dal Gestore dei Servizi Energetici.

Con la legge di conversione del decreto di fine 2025, in vigore dal 1° marzo 2026, il legislatore è nuovamente intervenuto sulla disciplina già introdotta nel 2022, portando da tre a quattro anni (da 36 a 48 mesi) la proroga dei termini relativi sia all’avvio sia alla conclusione dei lavori. L’estensione interessa una pluralità di titoli e atti: dai permessi di costruire alle SCIA, dalle autorizzazioni paesaggistiche e ambientali fino alle convenzioni urbanistiche e ai piani attuativi collegati, purché perfezionati entro il 31 dicembre 2025.

Un importante contributo interpretativo è arrivato da un organo di giustizia amministrativa, che ha chiarito come le disposizioni relative ai termini di avvio dei lavori – anche quelle non esplicitamente riferite agli impianti a fonti rinnovabili – debbano comunque ritenersi applicabili anche agli impianti soggetti ad autorizzazione unica.

In linea con una precedente decisione di un tribunale amministrativo regionale, è stato evidenziato come gli operatori possano legittimamente beneficiare di più disposizioni favorevoli, anche se introdotte in contesti normativi differenti. La ratio di tali interventi, infatti, è riconducibile alle difficoltà legate all’approvvigionamento dei materiali e all’aumento dei prezzi, problematiche che riguardano non solo il settore edilizio tradizionale ma anche quello della realizzazione di impianti per la produzione di energia da fonti rinnovabili.

Nonostante il riferimento normativo alle “autorizzazioni ambientali comunque denominate”, nella prassi amministrativa la proroga è stata ritenuta applicabile anche alle procedure di valutazione ambientale, comprese quelle di verifica preliminare e di impatto ambientale.

Escludere le valutazioni ambientali in effetti comporterebbe il paradosso per cui, pur beneficiando della proroga per l’autorizzazione principale, sarebbe necessario riavviare l’iter di valutazione ambientale qualora i termini fossero scaduti. 

È noto che la proroga opera automaticamente al ricorrere dei presupposti previsti dalla legge, senza necessità di attendere un provvedimento formale di accoglimento.

In questo contesto, appare non del tutto allineata la prassi del Gestore dei Servizi Energetici, che pur riconoscendo in generale l’applicabilità della proroga anche agli adempimenti connessi agli incentivi per le rinnovabili, richiede – in presenza di titoli autorizzativi espressi – un ulteriore atto dell’amministrazione che certifichi la proroga dei termini, introducendo però, in questo modo, un onere non previsto dalla norma.

Permangono tuttavia alcune zone d’ombra, soprattutto per quanto riguarda il coordinamento tra la proroga dei termini e gli obblighi previsti dai decreti ministeriali in materia di incentivi.

In particolare, non risulta chiarito se la proroga sia applicabile anche ai termini previsti dal decreto più recente relativo al meccanismo Fer X transitorio. Al contrario, continuano a essere aggiornati i chiarimenti relativi a normative precedenti e ad altri strumenti incentivanti, inclusi quelli per il biometano.

Aree idonee per i progetti rinnovabili: due sentenze dei TAR su limiti, gerarchia normativa e ruolo della VIA

La prima decisione è quella del TAR Veneto (sentenza n. 650/2026 del 25 marzo), che affronta direttamente il tema della qualificazione delle aree idonee ai sensi dell’articolo 20 del d.lgs. 199/2021.

Il caso riguarda il ricorso della società Ecoagri S.r.l. contro il Comune di Selvazzano Dentro, con cui si contestava il diniego di una PAS per un impianto agrivoltaico. La società ha impugnato il provvedimento sia per la mancata qualificazione dell’area come idonea, sia per la presunta assenza della disponibilità giuridica dei terreni.

Sotto il profilo procedurale, la pronuncia chiarisce il requisito della disponibilità delle aree nell’ambito della PAS, previsto dall’articolo 6, comma 2, del d.lgs. 28/2011. Il TAR adotta un approccio sostanziale, affermando che non è determinante la natura formale del titolo giuridico (preliminare o definitivo), bensì la concreta idoneità del rapporto giuridico a conferire al proponente i poteri necessari per avviare il procedimento autorizzativo.

In questa prospettiva, il TAR valorizza il contenuto dei contratti preliminari, quali ad esempio l’accesso ai fondi, la possibilità di svolgere attività tecniche e progettuali e i vincoli posti a carico del proprietario, ritenendoli sufficienti a integrare il requisito della disponibilità delle aree.

I giudici precisano infatti che la verifica deve essere effettuata “non tanto in astratto, con riferimento al negozio giuridico utilizzato dalle parti, ma in concreto, considerando il novero dei poteri di godimento effettivamente assicurati”, purché tali poteri siano idonei a consentire l’immediato conseguimento del titolo autorizzatorio e, successivamente, l’acquisizione della piena disponibilità giuridica dell’area in modo stabile e duraturo, tale da garantire la realizzazione e la gestione dell’impianto.

La decisione del TAR Sicilia (sentenza n. 732/2026 del 20 marzo) conferma che il parere della Soprintendenza nell’ambito della procedura di VIA è soggetto al meccanismo del silenzio-assenso tra amministrazioni previsto dall’articolo 17-bis della legge 241/1990.

Di conseguenza, un parere espresso oltre i termini previsti deve considerarsi inefficace, con la possibilità per l’amministrazione procedente di concludere legittimamente il procedimento sulla base degli elementi istruttori già acquisiti.

Anche sotto questo profilo, la pronuncia rafforza l’esigenza di certezza giuridica e celerità nei procedimenti autorizzativi relativi ai progetti di energia rinnovabile.

Facility PNRR: il GSE pubblica le regole operative

Il Gestore dei Servizi Energetici (GSE) ha pubblicato nella sezione “documenti” del proprio portale tre file contenenti le regole operative relative alle facility PNRR dedicate ad agrivoltaico, biometano e comunità energetiche rinnovabili (CACER).

La pubblicazione dà attuazione all’articolo 27 del decreto-legge PNRR, entrato in vigore a febbraio con la pubblicazione in Gazzetta Ufficiale, che consente di proseguire i progetti relativi a queste tre filiere anche oltre la scadenza del 2026 prevista dal Piano nazionale di ripresa e resilienza.

Il meccanismo prevede l’istituzione di programmi di sovvenzione finanziati con risorse già stanziate nell’ambito del PNRR, finalizzati alla concessione di contributi in conto capitale secondo modalità già approvate dalla Commissione europea.

Proprio sul tema delle risorse disponibili è intervenuta anche Italia Solare, che durante un’audizione alla Camera, nell’ambito dell’esame del decreto in fase di conversione, ha segnalato come eventuali riduzioni dei fondi destinati alle comunità energetiche potrebbero mettere a rischio migliaia di progetti.

Per tutti e tre i programmi viene fissato al 30 giugno 2026 il termine entro il quale il GSE dovrà stipulare gli accordi di finanziamento con i beneficiari finali, fino a esaurimento delle risorse disponibili per ciascun programma di investimento.

L’entrata in esercizio degli impianti potrà invece avvenire entro ventiquattro mesi dalla comunicazione dei contratti, con una possibile estensione fino al 30 giugno 2028.

L’obiettivo è quello di salvaguardare i progetti che non riuscirebbero a completare le opere e certificare le spese entro la scadenza originaria del PNRR fissata ad agosto 2026.

Le regole operative precisano infine che tutti gli interventi dovranno rispettare il principio DNSH (Do No Significant Harm), garantendo che la realizzazione delle opere non comporti danni significativi all’ambiente.

Decreto Bollette, via libera della Camera: ora il testo passa al Senato

Il decreto-legge n. 21 del 2026, noto come “Decreto Bollette”, è stato approvato dall’Aula della Camera il 31 marzo con 157 voti a favore e 93 contrari, senza modifiche rispetto al testo precedentemente definito dalla commissione competente in materia di attività produttive. Il provvedimento prosegue ora il proprio iter parlamentare passando al Senato, dove è calendarizzato per la discussione in Aula l’8 aprile. La scadenza per la conversione in legge è fissata al 21 aprile.

Prima del voto finale alla Camera, il Governo aveva già ottenuto l’approvazione della questione di fiducia sul medesimo testo, con 203 voti favorevoli, 117 contrari e tre astensioni. Tra i voti contrari alla fiducia si segnalano tre parlamentari appartenenti a una neoformazione politica distinta, guidata da un esponente di rilievo nazionale.

Autoconsumo diffuso e comunità energetiche: ritardi e criticità operative

Lo sviluppo delle configurazioni di autoconsumo diffuso e delle comunità energetiche sta incontrando ostacoli significativi, legati sia ai tempi di connessione alla rete sia alle procedure di riconoscimento. In molti casi, dopo mesi di attesa per l’allaccio, i progetti restano bloccati nella fase amministrativa, rallentando l’entrata in esercizio degli impianti.

Uno dei principali problemi riguarda le tempistiche di istruttoria. Sebbene le regole prevedano la conclusione delle pratiche entro 90 giorni, nella realtà tali scadenze vengono frequentemente superate. Alcune richieste presentate nel 2025 risultano ancora prive di riscontro, con conseguenze rilevanti soprattutto per i progetti legati a finanziamenti pubblici, che devono rispettare termini stringenti.

L’assenza del provvedimento finale impedisce agli operatori di procedere con certezza negli investimenti. Molti soggetti hanno già sostenuto costi per autorizzazioni, connessioni e finanziamenti, ma senza il completamento dell’iter amministrativo si ritarda l’accesso agli incentivi, aumentando il rischio finanziario.

A questo si aggiunge un problema di disallineamento dei dati: il mancato aggiornamento delle configurazioni nei sistemi ufficiali crea uno scarto rispetto alla situazione reale degli impianti. Ciò rende difficile stimare l’energia condivisa e i ricavi attesi, complicando la pianificazione economica e la chiusura dei bilanci.

Dal punto di vista operativo, le procedure risultano ancora poco digitalizzate. L’inserimento di nuovi impianti o membri richiede spesso l’invio di documentazione tramite canali non automatizzati, con tempi lunghi e scarsa visibilità sullo stato delle pratiche.

Un’ulteriore criticità riguarda la rigidità nella gestione dei dati tecnici. I sistemi richiedono una corrispondenza perfetta tra i valori di potenza registrati nelle diverse banche dati. Anche minime differenze possono bloccare l’intera procedura, obbligando gli operatori a riavviare l’iter con il gestore di rete, con costi aggiuntivi e ritardi anche di mesi.

Le difficoltà non si limitano agli aspetti amministrativi. I tempi di connessione alla rete restano elevati, con impianti che rimangono fermi a lungo prima dell’allaccio. Questo rallenta l’immissione di nuova capacità rinnovabile e rischia di scoraggiare ulteriori investimenti.

Alla base delle criticità vi è anche un problema organizzativo: il sistema si trova a gestire un volume crescente di richieste e strumenti, senza un adeguato potenziamento delle risorse.