La settimana normativa: agrivoltaico, artato frazionamento, ETS

Umbria: in corso di predisposizione il piano per il corretto insediamento delle FER

Uno dei cardini della strategia regionale è la definizione delle aree idonee e non idonee per gli impianti energetici. In questo ambito, la Regione ha deciso di mantenere una propria interpretazione della normativa, anche a costo di uno scontro legale con lo Stato. L’obiettivo è evitare una liberalizzazione indiscriminata che potrebbe compromettere il paesaggio e l’equilibrio ambientale, elementi particolarmente sensibili in un territorio ricco di vincoli e aree protette.

Sul piano operativo, l’Umbria non punta sui grandi impianti a terra, come avviene in altri Paesi europei, ma su un modello diffuso. Il Piano regionale per le zone di accelerazione (Prizat) privilegia installazioni di piccola e media scala, localizzate in aree già compromesse come siti industriali dismessi, cave, superfici artificiali e coperture edilizie. Questa scelta risponde alla necessità di conciliare la produzione energetica con la tutela del territorio, ma implica anche una maggiore complessità nel raggiungimento degli obiettivi al 2030, fissati in oltre 1.700 MW di nuova capacità.

Per questo motivo, il piano è destinato a evolversi, includendo progressivamente nuove superfici come parcheggi, bacini per il fotovoltaico flottante e, in prospettiva, anche aree per l’eolico, sempre attraverso il coinvolgimento delle comunità locali. L’idea di fondo è costruire un sistema energetico distribuito, vicino ai luoghi di consumo e supportato da micro-reti e sistemi di accumulo.

Un capitolo fondamentale riguarda la decarbonizzazione del sistema produttivo. In Umbria, grandi poli industriali come quelli di Terni e Gubbio rappresentano una quota significativa dei consumi energetici regionali. Ridurre la loro dipendenza dalle fonti fossili è una priorità strategica. In questo contesto, l’idrogeno verde emerge come una possibile soluzione, anche se ancora in fase iniziale. 

Parallelamente, sono state attivate misure di sostegno per le piccole e medie imprese, con finanziamenti destinati all’efficienza energetica, all’autoproduzione da fonti rinnovabili e alla creazione di comunità energetiche. L’obiettivo è rendere il tessuto produttivo più resiliente e meno esposto alle oscillazioni dei prezzi energetici.

Un altro ambito di intervento riguarda l’agrivoltaico, per il quale la Regione sta preparando linee guida specifiche. L’intenzione è promuovere progetti realmente integrati con l’attività agricola, evitando utilizzi strumentali della tecnologia. I nuovi impianti dovranno dimostrare benefici concreti per la produttività, la biodiversità e il paesaggio, oltre a rispettare criteri rigorosi di sostenibilità.

Infine, l’Umbria ha scelto di rafforzare la propria presenza nei processi decisionali nazionali, partecipando attivamente alla commissione Pnrr-Pniec per le valutazioni ambientali. Questa scelta risponde all’esigenza di monitorare da vicino i progetti che interessano il territorio regionale e di garantire che le procedure accelerate non compromettano la capacità della Regione di governare le trasformazioni in atto.

Lombardia, passo avanti sulla legge per i data center: regole e iter più rapidi

Il progetto di legge della Regione Lombardia dedicato alla regolamentazione dei data center ha superato l’esame della commissione Territorio del Consiglio regionale e si avvia alla discussione in aula prevista per maggio. Il testo, proposto dalla Giunta lo scorso novembre, nasce da un lungo confronto con operatori e stakeholder del settore, con l’obiettivo di definire un quadro normativo chiaro e condiviso.

La Lombardia, che ospita un’elevata concentrazione di centri di elaborazione dati, si propone così come apripista nella disciplina del comparto. Il provvedimento introduce una definizione univoca dei data center, qualificandoli come insediamenti produttivi, e stabilisce criteri per la loro localizzazione, autorizzazione e gestione, con particolare attenzione al tema dei consumi energetici.

Tra le priorità figura la semplificazione delle procedure autorizzative, attraverso un’accelerazione dei processi legati alle autorizzazioni ambientali (Aua e Aia). Sono inoltre previste nuove strutture di supporto, come uno sportello regionale dedicato e una task force tecnica per facilitare l’iter amministrativo.

Il disegno di legge individua come aree preferenziali per questi insediamenti quelle dismesse o soggette a rigenerazione urbana, promuovendo al contempo l’uso di energie rinnovabili, il recupero del calore e soluzioni tecnologiche sostenibili. 

Pnrr, il GSE pubblica gli schemi per le concessioni su agrivoltaico e biometano

Il GSE ha reso disponibili i modelli standard degli accordi di concessione relativi alle misure Pnrr per agrivoltaico e biometano. I documenti pubblicati comprendono atto di concessione, atto d’obbligo e nota di accettazione, che insieme definiscono il quadro contrattuale previsto dal decreto Pnrr 19/2026 e dalle regole operative aggiornate.

Questi schemi consentono ai soggetti ammessi in graduatoria di conoscere in anticipo i contenuti degli accordi che dovranno sottoscrivere. Tra le novità principali introdotte dal decreto vi è una maggiore flessibilità: non è più richiesta la comunicazione di fine lavori entro giugno 2026, ma è necessario formalizzare gli accordi di finanziamento con il GSE.

Gli impianti dovranno entrare in funzione entro 24 mesi dalla pubblicazione dei contratti, con scadenza potenziale a giugno 2028. Il processo si articola in tre fasi, dalla pubblicazione dell’atto di concessione fino alla firma della nota di accettazione. Il GSE invita infine gli operatori ad aggiornare tempestivamente la documentazione necessaria.

Le misure compensative vanno richieste durante la conferenza di servizi

Il Tar Piemonte (sentenza n. 952/2026) ha respinto il ricorso di un Comune contro l’autorizzazione per un impianto agrivoltaico da 60 MW, chiarendo un punto centrale sulle misure compensative. L’ente locale contestava l’assenza di tali misure nel provvedimento finale, ma i giudici hanno ritenuto infondata la critica, evidenziando il comportamento tenuto dal Comune durante l’iter.

Secondo il Tar, le compensazioni devono essere definite esclusivamente nell’ambito della conferenza di servizi, sede deputata al confronto tra le parti. Nel caso specifico, il Comune non aveva avanzato proposte concrete né richieste, limitandosi a esprimere un parere negativo e respingendo le soluzioni dell’operatore.

Solo dopo la conclusione positiva del procedimento erano state avviate trattative, giudicate però tardive. La decisione sottolinea che gli enti locali devono agire in modo tempestivo e propositivo, evitando di sollevare contestazioni a posteriori che rischiano di rallentare lo sviluppo degli impianti da fonti rinnovabili.

Artato frazionamento: i criteri fissati dai giudici

La giurisprudenza recente chiarisce in modo sempre più netto quando si può parlare di artato frazionamento nel fotovoltaico, escludendo automatismi e richiedendo prove concrete. Già in precedenti decisioni, come quelle del Consiglio di Stato (n. 2252/2025) e del Tribunale penale di Roma (n. 10299/2024), era stato affermato che la semplice condivisione di elementi come il punto di connessione o la vicinanza fisica non basta a dimostrare un intento elusivo, se gli impianti risultano tecnicamente autonomi.

Su questa linea si inseriscono due sentenze del Tar Lazio del 2026, che rafforzano tali principi. Nel caso relativo al V Conto Energia (sentenza n. 6351/2026), il tribunale ha accolto in parte il ricorso di una società contro la riduzione degli incentivi decisa dal Gse. È stato evidenziato che il frazionamento catastale era avvenuto anni prima sia dell’entrata in esercizio dell’impianto sia dell’introduzione degli incentivi stessi, escludendo quindi qualsiasi volontà di aggirare la normativa. Inoltre, mancavano elementi tecnici condivisi tra gli impianti, ritenuti fondamentali per dimostrare un collegamento sostanziale.

Un ragionamento analogo emerge dalla sentenza n. 7600/2026 sul IV Conto Energia. Anche qui il Tar ha sottolineato che l’accertamento del frazionamento illecito non può basarsi su indizi formali, come la titolarità comune o la simultaneità delle pratiche amministrative. È invece necessario un quadro probatorio solido, fondato su elementi strutturali e funzionali condivisi, oltre che sulla verifica della contiguità catastale al momento dell’entrata in esercizio.

Proprio questo aspetto temporale è decisivo: nel caso esaminato, una perizia tecnica ha dimostrato che le particelle non erano effettivamente contigue secondo i criteri normativi, poiché separate da un’area significativa. Anche la verifica condotta dal Gse è stata ritenuta incompleta, non avendo considerato correttamente la situazione al momento rilevante.

In sintesi, le sentenze ribadiscono che per configurare l’artato frazionamento serve una prova concreta dell’unitarietà sostanziale degli impianti. Elementi indiziari isolati o riferiti al passato non sono sufficienti: ciò che conta è la presenza di legami tecnici e funzionali attuali e dimostrabili.

Dl Bollette, impatto contenuto sui prezzi ma svolta verso un mercato più regolato

L’effetto dell’articolo 6 del Dl Bollette sui prezzi dell’energia elettrica potrebbe essere molto più limitato rispetto alle previsioni iniziali. Secondo le analisi della società di consulenza Afry, anche in caso di approvazione da parte dell’Unione europea, è improbabile che si arrivi a un rimborso totale dei costi legati alle emissioni di CO₂ (Ets). Di conseguenza, la riduzione dei prezzi potrebbe aggirarsi intorno a circa 10 €/MWh, ben lontana dai cali più consistenti ipotizzati in precedenza.

Le prime simulazioni avevano infatti prospettato una diminuzione del Pun fino a 35 €/MWh e una riduzione significativa dei prezzi catturati dalle rinnovabili. Tuttavia, questo scenario appare poco realistico, anche perché l’autorità di regolazione dovrà evitare distorsioni nei flussi energetici con l’estero, come il rischio che l’Italia diventi esportatrice netta di energia incentivata. Inoltre, il via libera europeo resta incerto e, anche in caso positivo, la misura potrebbe essere ridimensionata per rispettare i principi comunitari sulla decarbonizzazione.

Se l’impatto diretto sui prezzi appare contenuto, più rilevanti sono invece gli effetti indiretti sul mercato. L’incertezza normativa sta infatti modificando le strategie degli operatori, spingendo verso modelli più protetti e meno esposti al rischio. Questo fenomeno riguarda in particolare i contratti di lungo termine (Ppa), i sistemi di accumulo e gli investimenti cosiddetti merchant. Nei Ppa si registra un aumento delle clausole di salvaguardia, mentre nello storage emergono difficoltà legate ai modelli di business basati sul rischio di mercato a lungo termine.

In questo contesto, cresce il ruolo degli strumenti regolati, come i contratti per differenza (CfD), che offrono maggiore stabilità dei ricavi. Secondo Afry, lo sviluppo delle rinnovabili in Italia continuerà, ma sempre più all’interno di meccanismi incentivati. Il Paese ha già raggiunto circa il 55% degli obiettivi al 2030 per solare ed eolico: il fotovoltaico potrebbe centrare il target con un lieve ritardo, mentre l’eolico rischia tempi più lunghi.

Parallelamente, l’aumento della capacità rinnovabile porterà a una progressiva riduzione dei prezzi catturati, soprattutto per il fotovoltaico, a causa del fenomeno della “cannibalizzazione”. L’eolico, invece, dovrebbe risentirne meno, anche per via dei limiti nella disponibilità dei siti.

Anche il settore dello storage è in evoluzione. La prima asta del Macse ha assegnato capacità a prezzi competitivi, ma con rendimenti considerati modesti da alcuni investitori, soprattutto esteri. Di conseguenza, si osserva una crescente diffusione di modelli ibridi che combinano diverse fonti di ricavo, migliorando la sostenibilità economica dei progetti.

Sul fronte dei fondamentali, la domanda elettrica resta debole, nonostante le previsioni di crescita al 2030. La diffusione di tecnologie come veicoli elettrici e pompe di calore procede lentamente, mentre i data center rappresentano uno dei pochi fattori di aumento dei consumi nel breve periodo.

Infine, il sistema energetico continua a dipendere dal gas, i cui prezzi restano elevati e sensibili alle tensioni geopolitiche. Anche il mercato della CO₂ è in evoluzione, con possibili interventi per ridurne la volatilità. In questo scenario, emerge la tendenza verso obiettivi climatici più realistici, con effetti potenzialmente più contenuti sui costi complessivi.