Rassegna e analisi degli ultimi provvedimenti in materia di energie rinnovabili
Accordo in Conferenza Unificata sui nuovi modelli unici Suer
In data 23 ottobre 2024 il Mase ha istituito lo sportello unico per le energie rinnovabili (Suer), un portale digitale gestito dal Gse, creato in attuazione dell’articolo 19 del D.lgs. 8 novembre 2021, n. 199, e concepito come punto di riferimento unico per gli operatori del settore.
Tra le finalità principali rientra la possibilità di monitorare i procedimenti amministrativi e valutare, per ogni Regione e Provincia autonoma, la quota di consumi energetici coperta da fonti rinnovabili, dialogando anche con altre piattaforme come quella dedicata alle aree idonee.
La piattaforma deve inoltre offrire supporto e orientamento alle amministrazioni pubbliche e agli operatori lungo tutte le fasi dell’iter, favorendo la raccolta e la condivisione dei dati tra gli enti. In questo modo si punta ad agevolare la circolazione delle informazioni e a ridurre gli oneri documentali per gli operatori nelle procedure di rilascio dei titoli autorizzativi e abilitativi, oltre che nei processi di concessione degli incentivi statali per l’energia rinnovabile.
A inizio novembre, nel corso di un’audizione parlamentare, Terna ha richiesto di poter accedere alla piattaforma Suer in qualità di gestore della rete, sottolineando che tale possibilità sarebbe “concretamente utile” per monitorare l’avanzamento degli iter autorizzativi e coordinare le procedure di connessione.
Secondo la viceministra Vannia Gava, questa misura rappresenta un passo significativo verso una gestione più lineare e digitalizzata delle autorizzazioni, utile a garantire tempi più rapidi ed una burocrazia più snella.
Il correttivo al Testo Unico Rinnovabili conferma che la piattaforma Suer fungerà da sportello unico digitale per tutte le fasi autorizzative e dovrà essere integrata con i sistemi informatici regionali. Fino al suo completo funzionamento, le domande continueranno comunque a essere presentate in formato digitale attraverso le procedure già adottate dalle amministrazioni competenti.
Obbligo del Comune di motivare il diniego di PAS e invalidità del parere della Soprintendenza reso fuori dalla Conferenza di servizi
Con sentenza n. 3377/2025 il TAR Sicilia – Catania è intervenuto su due aspetti fondamentali relativi all’iter autorizzativo.
Nel caso esaminato, la Conferenza di servizi (CdS), inizialmente convocata in modalità semplificata e asincrona ai sensi dell’art. 14-bis della legge n. 241/1990 (e dell’art. 18 della legge regionale Sicilia n. 7/2019), è stata poi convertita in una seduta sincrona ai sensi dell’art. 14-ter della stessa legge.
In queste ipotesi, la normativa stabilisce che l’amministrazione procedente debba adottare la determinazione motivata di conclusione della CdS sulla base delle “posizioni prevalenti” espresse dagli enti partecipanti, con gli effetti previsti dall’art. 14-quater.
Il legislatore, infatti, ha introdotto un criterio di decisione non fondato su una maggioranza aritmetica, ma su una valutazione qualitativa delle singole posizioni espresse dagli enti coinvolti, tenendo conto del peso sostanziale del contributo decisorio di ciascuna amministrazione.
In questo quadro, acquista particolare importanza la motivazione della decisione ma il Comune, che si è limitato a sostenere, in maniera generica, che il dissenso della Soprintendenza fosse “prevalente e determinante”, senza illustrare perché e come tale posizione dovesse essere considerata dominante nell’ambito della CdS.
Inoltre, sebbene il parere negativo della Soprintendenza sia stato formalmente adottato e trasmesso al Comune nei termini utili (12 giugno 2025 e ricevuto il 20 giugno 2025, prima della riunione conclusiva fissata per il 27 giugno 2025), esso risulta comunque illegittimo poiché reso al di fuori della Conferenza: il rappresentante della Soprintendenza non ha infatti partecipato alla seduta del 27 giugno 2025.
Sul punto, va ribadito l’orientamento giurisprudenziale costante secondo cui le amministrazioni competenti devono prendere parte alla Conferenza ed esprimere in tale sede i pareri di loro spettanza, nel rispetto della logica collaborativa propria dello strumento di semplificazione procedimentale. Ne consegue che un parere negativo formulato al di fuori della CdS deve considerarsi illegittimo per incompetenza, equivalente a un atto adottato da un’autorità priva del potere di intervenire nel procedimento.
Revisione del PNRR: conferma delle risorse e nuovi strumenti fino al 2029
Il 27 novembre il Governo italiano ha comunicato che il Consiglio europeo ha approvato la più recente revisione del Pnrr. La dotazione complessiva resta invariata a 194,4 miliardi di euro, ma la riformulazione consente di adeguare il Piano ai tempi stringenti fissati da Bruxelles.
La necessità di aggiornare i Piani nazionali era stata già richiamata dalla Commissione Ue nella comunicazione del 4 giugno “NextGenEU: the road to 2026”, con cui si invitavano gli Stati membri a rivedere i Pnrr per garantire il completamento degli obiettivi entro il 31 agosto 2026.
Grazie alla revisione, gli effetti positivi del Piano si estenderanno anche oltre il 2026, attraverso la creazione di nuovi strumenti finanziari in linea con le indicazioni della Commissione europea.
Sul punto, il capo dipartimento Pnrr del Mase ha evidenziato che, per i settori agrivoltaico, Comunità energetiche (Cer) e biometano, si evita il rischio di mancato completamento dei progetti entro il 30 giugno 2026 tramite l’istituzione di una “facility” gestita dal Gse, che consentirà l’erogazione degli incentivi fino al 2029.
La proposta di revisione chiarisce che, per garantire il raggiungimento degli obiettivi dei Pnrr nonostante la riduzione o la difficoltà di alcune misure, è possibile introdurre strumenti finanziari gestiti da soggetti indipendenti secondo il modello della facility. Tali strumenti stimolano gli investimenti privati in presenza di fallimenti di mercato e possono includere anche contributi a fondo perduto. Entro agosto 2026 dovranno essere definiti l’implementing agreement, il trasferimento delle risorse al gestore e la firma delle convenzioni con i beneficiari finali.
La facility dovrà comunque ricevere l’approvazione anche dall’Ecofin, che dovrebbe esaminare la questione nella riunione del 12 dicembre. Solo dopo l’assenso del Consiglio Economia e Finanza, il Governo adotterà un decreto-legge Pnrr contenente le misure attuative e le proroghe degli incentivi fino al 2029 per agrivoltaico, biometano e Comunità energetiche.
Fer-X transitorio: assegnati 8,6 GW tra FV ed eolico
Il Gse ha comunicato l’esito delle aste previste dal DM Fer-X transitorio, assegnando circa 940 MW a 29 impianti eolici e 7.700 MW a 474 impianti fotovoltaici. I prezzi medi di aggiudicazione, ponderati sulla potenza assegnata, risultano pari a 72,851 €/MWh per l’eolico (con un ribasso medio del 19,67%) e 56,825 €/MWh per il fotovoltaico (ribasso medio del 37,34%).
Il Gestore ha inoltre precisato che i valori massimi accettati sono stati pari a 77,738 €/MWh per l’eolico e 62,675 €/MWh per il fotovoltaico.
Per quanto riguarda il fotovoltaico, la quasi totalità degli interventi ammessi riguarda nuove installazioni, con un solo progetto di potenziamento. Nel settore eolico, invece, circa un terzo delle richieste riguardava operazioni di rifacimento integrale, rappresentative di oltre metà della potenza complessivamente ammessa.
Le rinunce per gli impianti fotovoltaici ammontano complessivamente a 745 MW, e derivano in larga parte dalla scelta degli operatori di orientarsi verso altri meccanismi di incentivo, come il bando Fer-X Nzia o le misure previste per lo sviluppo dell’agrivoltaico.
Davide Valenzano, responsabile affari regolatori del Gse, ha evidenziato che, nonostante le rinunce, l’asta Fer-X transitoria ha assegnato un volume di capacità solare molto vicino agli 8 GW previsti, mentre per l’eolico non è stato raggiunto il contingente di 2,5 GW.
Secondo il dirigente, le rinunce sono state determinate soprattutto dall’interesse degli operatori verso altri strumenti di sostegno: energy release, agrivoltaico, comunità energetiche e l’asta Nzia. Per l’eolico, e in particolare per i nuovi impianti, gli esiti dell’asta richiedono ulteriori valutazioni in relazione agli obiettivi di sviluppo e ai vincoli di spesa.
Valenzano ha infine precisato che il Fer-X non rappresenta un ostacolo allo sviluppo dei Ppa, poiché l’Italia avrà comunque necessità di installare molti GW di nuova capacità. Tuttavia, ha riconosciuto la difficoltà per le Pmi e le aziende non quotate di accedere con facilità ai Ppa, e ha anticipato che sono in corso approfondimenti per rendere questi strumenti più bancabili e quindi più accessibili.
Aree idonee, aste Fer-X e nuova disciplina delle connessioni: il nuovo assetto del fotovoltaico italiano
Dal Forum Italia Solare emerge che il recente quadro normativo frammentato hai rallentato la presentazione di nuove istanze autorizzative, ma il sistema continua a produrre circa 9 GW l’anno di permessi, avviandosi verso un assetto in cui le aree idonee rappresenteranno una quota molto limitata del territorio mentre le aree ordinarie diventeranno la regola. La riforma delle connessioni prevista dal DL Energia, pur penalizzando alcuni operatori, è considerata un intervento capace di aumentare l’efficienza della rete e sostenere il settore nel lungo periodo. Parallelamente, l’asta Fer-X ha confermato che il fotovoltaico può operare con remunerazioni intorno ai 56 €/MWh, circa la metà dei prezzi medi di mercato, a dimostrazione della competitività della tecnologia.
Il DL 175/2025 ha eliminato la categoria delle aree non idonee, fissando un set minimo e inderogabile di aree idonee: repowering, cave, discariche, aree ferroviarie e autostradali, sedimi aeroportuali, fasce industriali con AIA e bacini idrici per il solo fotovoltaico. Tale perimetro è più ristretto rispetto al Dlgs 199/2021. Le Regioni possono individuare ulteriori aree idonee, ma non nei buffer di tutela dei beni culturali. La sovrapposizione dei buffer con il territorio nazionale riduce quasi a zero gli spazi aggiuntivi: è quindi probabile che il minimo definito dal Legislatore coincida con il massimo effettivo, determinando una riclassificazione dell’Italia in larga parte come area ordinaria.
Ciò comporta un minor utilizzo della PAS per gli impianti sotto i 10 MW e un aumento dei procedimenti ordinari, più incerti. Per gli impianti di maggiore taglia torna centrale il ruolo del Ministero della Cultura: in area ordinaria un parere negativo in Via/Vas non può essere superato automaticamente ma richiede l’intervento del Consiglio dei ministri.
Dal Mase è arrivata una parziale rassicurazione: entro sei mesi verranno adottate le norme attuative sulla “saturazione virtuale” della rete. La riforma vorrebbe decimare la coda attuale: secondo gli analisti ascoltati durante il Forum 40 GW già autorizzati mantengono la connessione, 90 GW con sola Via entrano in incertezza, mentre circa 415 GW perdono la STMG. L’accesso alla rete avverrà tramite open season con aste divise in 76 micro-zone, con connessione certa solo dopo l’autorizzazione dell’impianto. Se la micro-zona è satura, il progetto rimane in sospeso o decade. L’impostazione aumenta i rischi ma libera la rete da progetti non concreti, riduce comportamenti opportunistici e premia chi conclude il permitting.
La Camera approva il decreto sul Market Design
Una delle novità più rilevanti del decreto sul market design riguarda l’autoconsumo a distanza (art. 5), che apre prospettive importanti soprattutto per il fotovoltaico.
Le imprese potranno realizzare impianti – fino a 6 MW per le aziende più grandi e senza limiti per le Pmi – e utilizzare l’energia prodotta purché consumata all’interno della stessa zona di mercato, anche senza essere collegate alla stessa cabina primaria.
Ciò consentirà di sottrarre dalla bolletta la quota di energia generata e consumata in un altro punto, evitando che venga conteggiata come costo. Rimangono invece da coprire oneri di sistema, imposte, accise e il costo di ammortamento dell’impianto.
Il decreto introduce inoltre gli “accordi di connessione flessibile”, che permettono di utilizzare servizi di flessibilità a supporto della rete, insieme a nuovi obblighi per i gestori, chiamati a rendere pubblica la capacità disponibile per nuove connessioni (art. 7).
L’articolo 4 richiede ai fornitori con oltre 200.000 clienti di adottare strategie di copertura per attenuare gli effetti delle variazioni dei prezzi all’ingrosso sui contratti attivi.
Sono inoltre semplificate le regole sulla condivisione dell’energia rinnovabile (art. 5), affidando ad Arera il compito di definire criteri graduali per lo scorporo in bolletta dell’energia condivisa, applicabili solo alle configurazioni create dopo l’entrata in vigore del decreto.
Un altro intervento molto discusso è il rinvio dell’“switch lampo” – il cambio di fornitore in 24 ore – dal 1° gennaio 2026 al 31 dicembre dello stesso anno (art. 3).
Il decreto introduce inoltre precisazioni su temi già presenti nella normativa italiana: maggiore trasparenza nei sistemi di autoconsumo collettivo, più tutele per i clienti vulnerabili, obblighi di coperture finanziarie per mitigare la volatilità dei prezzi elettrici e un accesso più agevole alle offerte a prezzo fisso.
Questi interventi non modificano radicalmente il quadro nazionale, ma possono avere effetti significativi per chi vive condizioni economiche delicate.
L’articolo 1 definisce il contratto di fornitura “a tempo determinato e prezzo fisso”, specificando che tutte le condizioni devono rimanere invariate per l’intera durata dell’accordo, senza modifiche imputabili al fornitore.
