Camera dei deputati - Legislatura - Dossier di documentazione (Versione per stampa)
Autore:	Servizio Studi - Dipartimento Attività Produttive
Titolo:	I regimi amministrativi per la produzione di energia da fonti rinnovabili. La normativa statale
Serie:	Documentazione e ricerche Numero: 47
Data:	03/08/2026
Organi della Camera:	X Attività produttive

Sigla	Denominazione
AIA	Autorizzazione integrata ambientale
ARERA	Autorità di regolazione per energia, reti e ambiente
AU	Autorizzazione unica
BESS	Battery Energy Storage System (sistema di accumulo elettrochimico)
BUR	Bollettino ufficiale regionale
CER	Comunità energetica rinnovabile
FER	Fonti energetiche rinnovabili
GSE	Gestore dei servizi energetici
MASE	Ministero dell’ambiente e della sicurezza energetica
MiC	Ministero della cultura
MIT	Ministero delle infrastrutture e dei trasporti
PAI	Piattaforma delle aree idonee (areeidonee.gse.it)
PAS	Procedura abilitativa semplificata
PAUR	Provvedimento autorizzatorio unico regionale
PGSM	Piani di gestione dello spazio marittimo
PNIEC	Piano nazionale integrato per l’energia e il clima
PNRR	Piano nazionale di ripresa e resilienza
RTN	Rete di trasmissione nazionale
SAU	Superficie agricola utilizzata
SIA	Studio di impatto ambientale
STMG	Soluzione tecnica minima generale
SUER	Sportello unico per le energie rinnovabili
TU FER	Testo unico dei regimi amministrativi FER (d.lgs. n. 190/2024)
VAS	Valutazione ambientale strategica
VIA	Valutazione di impatto ambientale
VIncA	Valutazione di incidenza ambientale
VPIA	Verifica preventiva dell’interesse archeologico

Le principali fonti normative

Il presente capitolo ricostruisce il quadro delle fonti che governano la materia: il riparto costituzionale di competenze tra Stato e regioni, la cornice eurounitaria (direttive RED e strumenti emergenziali) e la stratificazione della normativa statale, fino al Testo unico sulle FER e ai suoi più recenti correttivi.

I. Le competenze legislative

La potestà legislativa concorrente dello Stato e delle regioni in materia di energia ha conosciuto una serie di interventi del giudice costituzionale. Tali interventi, divenuti sempre più numerosi dal 2004, hanno finito per incidere profondamente sulle relazioni tra i livelli territoriali di governo, nell’ottica di un approccio al settore energetico, inteso non tanto come “materia”, quanto, invece, quale “politica energetica nazionale”, nel quale spetta allo Stato la fissazione dei principi fondamentali (così la Corte costituzionale, con la sentenza n. 383/2005).

In linea generale, il giudice costituzionale giustifica e legittima, con riferimento al settore energetico, la norma che attribuisce maggiori poteri amministrativi ad organi statali, in quanto ritenuti gli unici a cui non sfugge la valutazione complessiva del fabbisogno nazionale di energia e quindi idonei ad operare in modo adeguato per ridurre eventuali situazioni di gravi carenze a livello nazionale, seppure a determinate condizioni. Secondo costante giurisprudenza, infatti, la disciplina statale può conferire allo Stato il potere di emanare degli indirizzi ed anche di incidere indirettamente ed in modo significativo sul territorio e quindi sui relativi poteri regionali (cfr. la citata sent. n. 383 del 2005 e la sentenza n. 303/2003).

La giurisprudenza della Corte costituzionale riconosce in astratto sempre ammissibile l’avocazione sussidiaria da parte dello Stato di funzioni amministrative e legislative concernenti l’individuazione (e anche la realizzazione) degli interventi in materia di produzione, trasmissione e distribuzione dell’energia, ai sensi dell’art. 118 della Costituzione. In concreto, però, al fine di valutare la legittimità dell’attrazione in sussidiarietà, deve essere effettuato un giudizio sulla proporzionalità degli interventi stessi. Inoltre, sempre secondo la Corte, la “natura strategica” degli interventi “urgenti ed indifferibili” può soddisfare il principio di proporzionalità, se l’intervento statale è finalizzato a garantire l’effettività dell’attuazione e realizzazione “in modo unitario e coordinato” degli interventi individuati. Al riguardo, la Corte ha poi costantemente affermato il principio del doveroso coinvolgimento delle regioni e degli enti locali nei processi decisionali di elaborazione e realizzazione delle politiche energetiche (tra le più recenti pronunce, si richiama la sentenza n. 170/2017).

Corrispettivamente, secondo la Corte costituzionale, la materia in parola afferisce a funzioni il cui trasferimento alle regioni – nell’ambito dell’attuazione del cd. regionalismo differenziato ai sensi dell’articolo 116, terzo comma, Cost. – è, per ragioni di ordine sia giuridico che tecnico o economico, “difficilmente giustificabile” secondo il principio di sussidiarietà (sentenza n. 192/2024).

Nella comprensione del riparto di competenze in materia energetica, infatti, un ruolo determinante hanno “i vincoli derivanti dall’ordinamento comunitario” di cui al primo comma dell’articolo 117 Cost. In proposito si ricorda che l’articolo 194 del Trattato sul funzionamento dell’Unione europea (TFUE) introduce una base giuridica specifica per il settore dell’energia, basata su competenze condivise fra l’UE e i Paesi membri.

La politica energetica dell’UE, nel quadro del funzionamento del mercato interno e tenendo conto dell’esigenza di preservare e migliorare l’ambiente, si articola essenzialmente su quattro linee di intervento:

a) garantire il funzionamento del mercato dell’energia;

b) garantire la sicurezza dell’approvvigionamento energetico nell’Unione;

c) promuovere il risparmio energetico, l’efficienza energetica e lo sviluppo di energie nuove e rinnovabili;

d) promuovere l’interconnessione delle reti energetiche.

L’articolo 194 TFUE riconosce, invero, in capo ad ogni Stato membro, il diritto di “determinare le condizioni di utilizzo delle sue fonti energetiche, la scelta tra varie fonti e la struttura generale del suo approvvigionamento energetico” (paragrafo 2). Tuttavia, tale ultima previsione va contemperata con le ulteriori disposizioni del Trattato che attengono alle competenze unionali in materia di politica dell’ambiente (articoli 11 e da 191 a 193 del TFUE), venendo, infatti, fatta salva l’adozione, a date condizioni, quali il requisito dell’unanimità in seno al Consiglio, di misure aventi una sensibile incidenza sulla scelta di uno Stato membro tra diverse fonti di energia e sulla struttura generale dell’approvvigionamento energetico (articolo 192, paragrafo 2, lettera c), TFUE).

La politica energetica nazionale si inserisce, dunque, in una strategia comune europea, la quale, soprattutto nei suoi più recenti sviluppi – rappresentati dal Green New Deal e dal Next Generation EU – è volta a privilegiare lo sviluppo delle fonti rinnovabili e dell’efficienza energetica.

E infatti, tra i motivi che, secondo la citata sentenza della Corte costituzionale n. 192/2024, osterebbero al trasferimento in favore delle regioni delle funzioni legate alla politica energetica vi è appunto la considerazione che si è di fronte a “una materia disciplinata dal diritto eurounionale in funzione della realizzazione del mercato interno dell’energia, della tutela del consumatore e della sicurezza energetica”. A tal fine, come visto, la disciplina eurounitaria “si occupa dettagliatamente della generazione di energia, delle reti di trasmissione, delle reti di distribuzione e della vendita al consumatore, in modo da realizzare un mercato effettivamente aperto, in cui deve impedirsi che un operatore verticalmente integrato possa discriminare l’accesso alla rete da parte di operatori concorrenti o sfruttare informazioni commercialmente sensibili”. Il sistema elettrico – continua la Corte costituzionale – deve poi assicurare l’interoperabilità delle reti a livello europeo, assicurando gli scambi transfrontalieri, “col duplice obiettivo di realizzare il mercato europeo dell’energia e di assicurare, in ciascuno Stato membro, la sicurezza energetica, soprattutto in caso di ‘sbilanciamento’ del sistema nazionale. Pertanto, esiste un principio di solidarietà tra gli Stati membri in campo energetico (CGUE, grande camera, sentenza 15 luglio 2020, Repubblica federale di Germania, in causa C-848/19, punti da 37 a 53), cui devono uniformarsi le regole nazionali e la conformazione delle reti, senza ostacoli su base territoriale”.

Con specifico riferimento alla promozione dell’energia da fonti rinnovabili, si ricorda la sentenza n. 275/2012, con la quale la Corte costituzionale ha evidenziato come “la normativa comunitaria promuove, da oltre un decennio, il maggiore ricorso all’energia da fonti rinnovabili, espressamente collegandolo alla necessità di ridurre le emissioni di gas ad effetto serra, e dunque anche al rispetto del protocollo di Kyoto della convenzione quadro delle Nazioni Unite sui cambiamenti climatici, in una prospettiva di modifica radicale della politica energetica dell’Unione”. È stato poi affermato che: “[l]a possibilità di prevedere limiti alla facoltà di autorizzare l’installazione di impianti di produzione di energia da fonti rinnovabili […] si pone […] in aperto contrasto […] con l’art. 117, primo comma, Cost., in relazione all’obiettivo di garantire la massima diffusione degli impianti da fonti di energia rinnovabili, perseguito sia dalla direttiva 2009/28/CE, e già prima da quella 2001/77/CE, sia dalla direttiva 2018/2001/UE” e che “[s]imile finalità, riflessa nella disciplina dettata dalle citate direttive in materia di procedure di autorizzazione, certificazione e rilascio delle licenze, viene chiaramente esplicitata dalla direttiva 2018/2001/UE. Ivi si evidenzia che il ‘maggiore ricorso all’energia da fonti rinnovabili o all’energia rinnovabile costituisce una parte importante [delle] misure necessarie per ridurre le emissioni di gas a effetto serra e per rispettare gli impegni dell’Unione nel quadro dell’accordo di Parigi del 2015 sui cambiamenti climatici, a seguito della 21a Conferenza delle parti della Convenzione quadro delle Nazioni Unite sui cambiamenti climatici (accordo di Parigi)’ (considerando n. 2)”, concludendo nel senso che “[o]ccorre […] ribadire […] la necessità di garantire la ‘massima diffusione degli impianti da fonti di energia rinnovabili’ (sentenza n. 286/2019) nel comune intento ‘di ridurre le emissioni di gas ad effetto serra’, “onde contrastare il riscaldamento globale e i cambiamenti climatici” (v. da ultimo sentenza n. 27/2023).

II. Il riordino della disciplina sull’autorizzazione degli impianti FER

Come in precedenza illustrato, il riordino della frammentata disciplina autorizzativa nazionale ha trovato il suo fulcro normativo nell’articolo 26, comma 4, della legge n. 118/2022 (legge annuale per il mercato e la concorrenza 2021).

Nelle more dell’esercizio della delega conferita al Governo da tale disposizione, è entrata in vigore la direttiva (UE) 2023/2413 (RED III), modificativa della direttiva (UE) 2018/2001 (RED II). Il nuovo atto eurounionale, in linea con il piano REPowerEU, ha introdotto un corpus organico di norme finalizzate a un’ulteriore e più incisiva semplificazione delle procedure autorizzative per gli impianti di produzione di energia da fonti rinnovabili e per le relative infrastrutture di rete e di stoccaggio.

Poiché la direttiva RED III ha fissato al 1° luglio 2024 il termine per il recepimento a livello nazionale delle disposizioni inerenti all’accelerazione procedurale (nello specifico, i nuovi articoli 15-sexies, 16, 16-ter e da 16-quater a 16-septies inseriti nella direttiva RED II), il legislatore delegato ha proceduto a coordinare i due interventi. L’adozione del decreto legislativo n. 190/2024 (TU FER) ha dunque assolto a una duplice funzione: attuare la delega di riordino nazionale e, contestualmente, recepire le tempistiche e le semplificazioni imposte dal nuovo diritto dell’Unione europea.

Con l’approvazione del decreto legislativo n. 190/2024, la disciplina in materia di regimi amministrativi per la produzione di energia da fonti rinnovabili è stata oggetto di una profonda riforma sistematica. L’intervento si è esplicato, da un lato, riconducendo le procedure autorizzatorie all’interno di un unico testo normativo e, dall’altro, disponendo l’abrogazione della pregressa stratificazione normativa settoriale.

Le disposizioni che disciplinano le procedure autorizzative per gli impianti FER operano in coordinamento sistematico – e vanno interpretate in combinato disposto – con le norme generali sul procedimento amministrativo recate dalla legge n. 241/1990. Rilevano, in particolare, le discipline di settore afferenti alla tutela ambientale, paesaggistica ed edilizia, che regolano gli atti di assenso cui è subordinata la realizzazione degli impianti. Il quadro normativo di riferimento include:

§ decreto legislativo n. 152/2006 (cd. Codice dell’ambiente): per i profili inerenti alle procedure di valutazione di impatto ambientale (VIA);

§ decreto legislativo n. 42/2004 (Codice dei beni culturali e del paesaggio): con specifico riferimento alle disposizioni sull’autorizzazione paesaggistica (articolo 146);

§ D.P.R. n. 380/2001 (Testo unico in materia edilizia): ai fini dell’acquisizione dei titoli edilizi necessari all’esecuzione degli interventi.

L’articolo 1 del d.lgs. n. 190/2024 enuncia le finalità del provvedimento, orientate ad assicurare la massima diffusione degli impianti FER nel rispetto della tutela dell’ambiente, della biodiversità, degli ecosistemi, dei beni culturali e del paesaggio.

Sotto il profilo del riparto di competenze, il medesimo articolo 1 ha stabilito l’obbligo per le regioni e gli enti locali di adeguarsi ai principi del Testo unico entro centottanta giorni dalla sua entrata in vigore (ossia entro il 30 giugno 2025). La disposizione prevedeva l’applicazione della disciplina previgente nelle more dell’adeguamento e, in caso di inutile decorso del predetto termine, la diretta applicazione delle norme del d.lgs. n. 190/2024. In sede di adeguamento, è peraltro riconosciuta a regioni ed enti locali la facoltà di introdurre regole di ulteriore semplificazione, ivi compreso l’innalzamento delle soglie di potenza previste per gli interventi assoggettati ad attività libera (allegato A) e a PAS (allegato B). Sono fatte salve le competenze delle regioni a statuto speciale e delle province autonome di Trento e di Bolzano, tenute ad adeguarsi nel rispetto dei rispettivi statuti e delle relative norme di attuazione[4].

Per quanto concerne la disciplina transitoria, l’articolo 15 fa salva l’applicazione della normativa previgente alle procedure pendenti alla data di entrata in vigore del Testo unico sulle FER (30 dicembre 2024), fatta salva la facoltà del proponente di optare esplicitamente per l’applicazione delle nuove disposizioni. Al fine di circoscrivere l’ambito applicativo di tale regime di salvaguardia, la norma precisa che per “procedure in corso” debbano intendersi esclusivamente i procedimenti abilitativi o autorizzatori per i quali, alla data del 30 dicembre 2024, risultasse già compiuta e perfezionata la verifica di completezza della documentazione progettuale.

III. Pubblica utilità e interesse pubblico prevalente

Ai sensi dell’articolo 2 del d.lgs. n. 190/2024, gli interventi per la realizzazione di impianti FER rivestono i caratteri della pubblica utilità, indifferibilità e urgenza.

La norma specifica che tali impianti possono essere localizzati anche all’interno di zone classificate come agricole dai vigenti strumenti urbanistici. Tale disposizione va letta in combinato disposto con la disciplina in materia di “aree idonee” (ora trasfusa nel nuovo articolo 11-bis, comma 2, del medesimo decreto legislativo). Nell’individuazione dei siti si dovrà in ogni caso tenere conto delle politiche di sostegno al settore agricolo, con specifica attenzione alla tutela della biodiversità, del patrimonio culturale, del paesaggio rurale e alla valorizzazione delle tradizioni agroalimentari locali.

Il medesimo articolo 2 stabilisce, inoltre, che l’assetto dei regimi amministrativi debba informarsi ai seguenti princìpi cardine:

celerità e divieto di aggravamento degli oneri procedimentali;
omogeneità della disciplina sull’intero territorio nazionale;
principio del risultato;
tutela dell’affidamento, della fiducia e della buona fede;
equa ripartizione territoriale nella diffusione delle fonti rinnovabili;
pubblicità e trasparenza;
partecipazione dei soggetti interessati;
tutela della concorrenza tra gli operatori.

In attuazione dell’articolo 16-septies della direttiva (UE) 2018/2001 (RED II, come inserito dalla direttiva RED III), l’articolo 3 del Testo unico statuisce che gli interventi per la costruzione e l’esercizio di impianti a FER siano considerati di interesse pubblico prevalente.

Tale presunzione subisce un’eccezione unicamente in presenza di un giudizio negativo di compatibilità ambientale (VIA) o di “prove evidenti” che il progetto comporti effetti negativi significativi sull’ambiente, sulla biodiversità, sul paesaggio, sul patrimonio culturale o sul settore agricolo.

Tuttavia, al fine di consolidare il quadro semplificatorio, i recenti interventi correttivi hanno introdotto un limite al potere statale di deroga territoriale. L’articolo 3, comma 3, del d.lgs. n. 190/2024 stabilisce ora che non è possibile limitare a priori (tramite decreto governativo) l’applicazione del principio di interesse pubblico prevalente qualora si tratti di progetti localizzati in “aree idonee” o in “zone di accelerazione”. In tali ambiti territoriali, la qualificazione di interesse pubblico prevalente risulta pertanto rafforzata, fermo restando l’obbligo dell’amministrazione procedente di valutare, nel singolo caso concreto, la sussistenza di un eventuale giudizio negativo di compatibilità ambientale o di prove evidenti di effetti negativi.

La qualificazione degli impianti FER quali opere di “interesse pubblico prevalente” (nonché afferenti alla salute e sicurezza pubblica) ai sensi dell’articolo 16-septies della direttiva RED II – richiesta fino al conseguimento della neutralità climatica – produce effetti sostanziali diretti nell’ambito del bilanciamento degli interessi giuridici protetti dall’ordinamento eurounionale. Nello specifico, tale qualificazione legittima gli Stati membri ad attivare le speciali clausole di deroga previste da tre direttive fondamentali in materia ambientale. Ciò consente di realizzare i progetti anche in contesti critici, purché non esistano soluzioni alternative valide e vengano adottate adeguate misure di mitigazione o compensazione. Le direttive interessate sono:

§ direttiva “Habitat” (92/43/CEE): consente deroghe ai divieti di perturbazione e deterioramento dei siti protetti e delle specie faunistiche e floristiche (art. 16, par. 1, lett. c) e prevede la possibilità di realizzare piani o progetti con incidenza negativa sui siti della Rete Natura 2000 (la rete europea di aree protette) per motivi imperativi di rilevante interesse pubblico (art. 6, par. 4).

§ direttiva “Acque” (2000/60/CE): giustifica il mancato raggiungimento del “buono stato” ecologico di un corpo idrico a causa di nuove alterazioni fisiche, qualora i vantaggi per lo sviluppo sostenibile superino i benefici di tutela (art. 4, par. 7).

§ direttiva “Uccelli” (2009/147/CE): ammette deroghe ai regimi di tutela dell’avifauna per ragioni di sicurezza pubblica e salute (art. 9, par. 1, lett. a).

L’art. 16-septies della direttiva RED II, come modificato dalla RED III, fa comunque salva la facoltà degli Stati membri di limitare tale presunzione a specifiche porzioni di territorio o a determinate tecnologie, previa congrua motivazione da trasmettere alla Commissione europea e in conformità con i Piani nazionali integrati per l’energia e il clima (PNIEC). Nell’ordinamento italiano, tale facoltà di limitazione è stata recepita dall’articolo 3, comma 2, del d.lgs. n. 190/2024, con la precisazione (inserita dai recenti interventi correttivi) che lo Stato non può in alcun caso avvalersi di tale deroga per limitare a priori il principio di interesse pubblico prevalente all’interno delle “aree idonee” o delle “zone di accelerazione”.

Come in precedenza illustrato, l’articolo 2 del decreto legislativo n. 190/2024 qualifica gli interventi per la realizzazione degli impianti FER come opere di “pubblica utilità, indifferibilità e urgenza”. Tale previsione si affianca al riconoscimento dell’“interesse pubblico prevalente” introdotto dall’articolo 3 del medesimo decreto (in attuazione della normativa eurounionale).

Pur condividendo la medesima ratio promozionale volta a favorire la diffusione delle energie rinnovabili, i due istituti presentano marcate differenze sotto il profilo degli effetti giuridici e dell’ambito di applicazione.

Profilo di analisi	Pubblica utilità, indifferibilità e urgenza	Interesse pubblico prevalente
Matrice normativa	Diritto nazionale (già prevista dall’abrogato art. 12 del d.lgs. n. 387/2003 e ripresa dall’art. 2 del d.lgs. n. 190/2024).	Diritto dell’Unione europea (art. 16-septies della direttiva RED II, recepita dall’art. 3 del d.lgs. n. 190/2024).
Effetti giuridici principali	È strumentale all’avvio dell’eventuale procedimento espropriativo e all’accelerazione generale dell’iter realizzativo.	Incide sull’attività discrezionale della pubblica amministrazione nel bilanciamento degli interessi, consentendo di superare specifici vincoli ambientali (direttive Habitat, Acque, Uccelli).
Limiti operativi	Non deroga automaticamente ai vincoli preesistenti né esime dall’acquisizione dei prescritti atti di assenso.	Subisce eccezioni, valutabili caso per caso in ogni ambito territoriale, in presenza di un giudizio negativo di compatibilità ambientale o di “prove evidenti” di impatti negativi significativi. L’inderogabilità nelle aree idonee e di accelerazione attiene unicamente al divieto per lo Stato di escludere tali aree a priori dalla presunzione tramite apposito decreto.
Modalità di attribuzione	Qualifica attribuita ex lege in via automatica agli interventi stessi di costruzione, esercizio e modifica degli impianti FER.	Postula, in base al tenore della direttiva europea, una ponderazione in concreto (caso per caso) da compiersi nel corso dell’istruttoria procedimentale.

In merito alle potenziali sovrapposizioni tra i due istituti, si rileva che le stesse istituzioni europee hanno evidenziato criticità applicative a livello continentale. Con la comunicazione COM(2023) 764 final, la Commissione europea ha infatti dato conto dell’emergere di incertezze interpretative in capo agli Stati membri circa l’esatto ambito di applicazione e il funzionamento pratico della presunzione di interesse pubblico prevalente nei procedimenti autorizzativi.

IV. Le abrogazioni

L’allegato D del Testo unico ha operato un’ampia ricognizione abrogativa. Nel dettaglio:

la lettera h) ha abrogato l’articolo 4 del d.lgs. n. 28/2011, superando la previgente articolazione in quattro regimi (comunicazione per l’edilizia libera, dichiarazione di inizio lavori asseverata - DILA, procedura abilitativa semplificata – PAS, e autorizzazione unica). La ratio della soppressione risiede nella contestuale riduzione dei regimi a tre sole tipologie (attività libera, PAS e autorizzazione unica), organicamente ridisciplinate dal nuovo decreto;
la medesima lettera h) ha altresì abrogato, sempre all’interno del d.lgs. n. 28/2011: l’articolo 5 (disciplinante l’autorizzazione unica); l’articolo 6 (disciplinante la previgente PAS e la comunicazione in edilizia libera); l’articolo 6-bis (relativo alla DILA, istituto non più contemplato); l’articolo 7-bis (casistiche in edilizia libera); e l’articolo 8-bis (regimi specifici per il biometano);
la lettera d) ha disposto l’abrogazione dell’articolo 12 e della Tabella A del d.lgs. n. 387/2003 in materia di autorizzazione unica. Tali disposizioni risultano interamente assorbite e sostituite dal nuovo articolo 9 del d.lgs. n. 190/2024.

Il quadro delle abrogazioni delineato dall’allegato D è stato successivamente esteso ad opera del decreto-legge n. 175/2025 e del d.lgs. n. 178/2025.

In particolare, il decreto-legge n. 175/2025 è intervenuto sulla lettera p) del citato allegato D, disponendo l’abrogazione integrale degli articoli 18, 20, 21, 22 e 23 del d.lgs. n. 199/2021 (mentre la formulazione originaria del 2024 ne prevedeva l’abrogazione solo parziale). Si tratta di disposizioni di particolare rilievo sistematico, in quanto recavano la disciplina relativa a:

definizione dei regimi di autorizzazione generale per la costruzione di impianti (articolo 18);
principi e criteri per l’individuazione delle “aree idonee” e non idonee di competenza regionale, ivi comprese le aree idonee transitorie ope legis (articolo 20);
istituzione della piattaforma digitale per le aree idonee (articolo 21);
regimi di semplificazione procedimentale per i progetti localizzati in aree idonee (articolo 22);
procedure autorizzative specifiche per gli impianti eolici off-shore (articolo 23).

La soppressione di tale corpus normativo è funzionale al processo di riordino organico: le relative disposizioni, contestualmente novellate dal medesimo decreto-legge n. 175/2025, sono state infatti trasposte all’interno dello stesso Testo unico sulle FER (con l’introduzione dei nuovi articoli 11-bis, 11-ter, 11-quater, 11-quinquies e 12-bis nel d.lgs. n. 190/2024), superando in via definitiva l’assetto previgente del 2021.

Il correttivo rappresentato dal decreto legislativo n. 178/2025 ha ulteriormente integrato l’allegato D del Testo unico sulle FER, introducendo due specifiche abrogazioni funzionali al completamento del riordino normativo:

§ articolo 19, commi 2 e 3, del d.lgs. n. 199/2021: sempre integrando la lettera p) dell’allegato D, viene abrogata la previgente disciplina recante l’istituzione della Piattaforma unica digitale (SUER); tale soppressione consegue al riordino organico della materia, interamente trasposta nel nuovo articolo 5 del d.lgs. n. 190/2024, in coerenza con i traguardi fissati dal PNRR e con le raccomandazioni della Commissione europea;

§ articolo 10, commi 4, 4-bis, 5, 6, 7 e 7-bis, del d.lgs. n. 22/2010: inserendo una nuova lettera f-bis) nell’allegato D, vengono abrogate alcune disposizioni recanti regole procedimentali e autorizzative specifiche per la ricerca e la coltivazione delle risorse geotermiche; nonostante tali abrogazioni, l’impianto normativo generale della relativa disciplina di settore resta in vigore.

V. I nuovi regimi amministrativi

In coerenza con le finalità di riordino e semplificazione precedentemente illustrate, l‘articolo 1 del decreto legislativo n. 190/2024 definisce il perimetro di applicazione dei regimi amministrativi validi per la costruzione e l’esercizio degli impianti di produzione di energia da fonti rinnovabili, ivi inclusi gli impianti di accumulo e gli elettrolizzatori (modifica introdotta dall’articolo 1, comma 1, del d.lgs. n. 178/2025).

Tale perimetro si estende, altresì, agli interventi di modifica, potenziamento (repowering) e rifacimento totale o parziale dei medesimi impianti, nonché alla realizzazione delle opere connesse e delle infrastrutture indispensabili alla loro costruzione ed esercizio.

Rimangono espressamente escluse da tale ambito applicativo le sole opere di sviluppo della rete di trasmissione nazionale (RTN) relative agli impianti da fonti rinnovabili o da accumuli: a seguito delle modifiche introdotte dal decreto-legge n. 21/2026 (che ha aggiunto nel Testo unico un nuovo articolo 10-bis), queste sono in capo a Terna s.p.a. e sono autorizzate dal Ministero dell’ambiente e della sicurezza energetica (MASE) ai sensi del decreto-legge n. 239/2003.

Sotto il profilo procedurale, l’articolo 6 del Testo unico sulle FER stabilisce che la nuova architettura risulta articolata unicamente sui seguenti tre regimi:

attività libera;
procedura abilitativa semplificata (PAS);
autorizzazione unica (AU).

Si ricorda la previsione sistemica di cui all’articolo 1, comma 3, del medesimo Testo unico, che fa salva la facoltà per regioni ed enti locali di introdurre regole particolari volte a un’ulteriore semplificazione dei regimi amministrativi. Tali enti possono, nello specifico, disporre l’innalzamento delle soglie di potenza previste dalla normativa statale per l’assoggettamento degli interventi all’attività libera o alla PAS, ferma restando l’inderogabilità della disciplina statale in materia di valutazioni ambientali e di valutazione di incidenza.

L’evoluzione della disciplina (2003-2026)

Anno	Atto	Contenuto essenziale
2003	D.lgs. n. 387/2003 (art. 12)	Prima disciplina organica dell’autorizzazione unica per gli impianti FER.
2010	D.M. 10 settembre 2010	Linee guida nazionali per l’autorizzazione degli impianti (aggiornamento previsto dal TU FER entro il 30 aprile 2025, non ancora intervenuto).
2011	D.lgs. n. 28/2011	Recepimento della direttiva 2009/28/CE; introduzione di PAS e comunicazione.
2021	D.lgs. n. 199/2021	Recepimento della direttiva RED II; prima disciplina delle aree idonee (art. 20, oggi abrogato).
2022	L. n. 118/2022 (art. 26) e reg. (UE) 2022/2577	Delega al riordino dei regimi amministrativi in un testo unico; quadro europeo di emergenza per l’accelerazione delle autorizzazioni.
2023	Direttiva (UE) 2023/2413 (RED III)	Obiettivo UE al 2030 (42,5%); zone di accelerazione; termini massimi dei procedimenti.
2024	D.l. n. 63/2024	Divieto di impianti fotovoltaici con moduli a terra nelle zone agricole, con deroghe.
2024	D.lgs. n. 190/2024 (Testo unico FER)	Riordino dei regimi amministrativi: attività libera, PAS e autorizzazione unica (allegati A, B e C).
2025	D.lgs. n. 178/2025	Decreto correttivo del Testo unico FER.
2025	D.l. n. 175/2025	Nuova disciplina delle aree idonee (articoli 11-bis – 11-quinquies) e della piattaforma digitale.
2026	D.l. n. 21/2026	Riforma delle connessioni alla rete (art. 10-bis): STMG in eccedenza, procedure competitive, scorporo delle opere di rete.

Le procedure abilitative e autorizzative

Il capitolo illustra i tre regimi amministrativi generali disegnati dal Testo unico sulle FER – attività libera, procedura abilitativa semplificata e autorizzazione unica – e il loro raccordo con le valutazioni ambientali (verifica di assoggettabilità, VIA, PAUR). La tavola sinottica che segue ne riepiloga gli elementi essenziali.

I tre regimi amministrativi a confronto

	Attività libera	PAS	Autorizzazione unica
Base normativa	Art. 7 e allegato A del d.lgs. n. 190/2024	Art. 8 e allegato B del d.lgs. n. 190/2024	Art. 9 e allegato C del d.lgs. n. 190/2024
Amministrazione	Nessun titolo richiesto (eventuale modello unico sulla piattaforma SUER)	Comune (per progetti sovracomunali: comune con la maggior porzione dell’impianto)	Regione o provincia delegata fino a 300 MW; MASE oltre 300 MW e per gli impianti off-shore
Termini	–	30 giorni; 45 giorni con atti di assenso comunali; 60 giorni con conferenza di servizi (enti terzi)	120 giorni dalla prima riunione della conferenza di servizi, con sospensioni per VIA (90 gg), VIncA (60 gg) o entrambe (120 gg)
Esito del silenzio	–	Silenzio-assenso; efficacia dalla pubblicazione dell’avviso nel BUR	Provvedimento espresso; nei dissensi qualificati decide il Consiglio dei Ministri
Efficacia e decadenze	–	Decadenza se i lavori non iniziano entro 2 anni o non si concludono entro 3 anni dall’avvio	Efficacia non inferiore a 5 anni; decadenza per mancato avvio, mancato esercizio o mancata prestazione delle garanzie (120 gg)
Corsie accelerate	–	Termini ridotti di un terzo per specifiche tecnologie (pompe di calore asservite a processi produttivi con potenza fino a 50 MW).	Art. 9-bis: repowering ? 15% e geotermico < 50 MW con termini dimezzati e conferenza in 40 giorni; riduzione di un terzo nelle aree idonee

I. L’attività libera

Ai sensi dell’articolo 7, comma 1, del decreto legislativo n. 190/2024, gli interventi di minore complessità non sono subordinati all’acquisizione di permessi, autorizzazioni o ulteriori atti amministrativi di assenso.

Nello specifico, per la realizzazione dei progetti elencati nell’allegato A del medesimo decreto, il soggetto proponente è esonerato dalla presentazione di qualsivoglia comunicazione, certificazione, segnalazione o dichiarazione alle pubbliche amministrazioni, fatta salva la trasmissione del modello unico semplificato e l’ottemperanza a quanto prescritto da specifiche normative di settore (su cui v. subito infra).

Affinché l’intervento possa beneficiare del regime di attività libera, il quadro normativo (come integrato dal d.lgs. n. 178/2025) pone le seguenti condizioni e prescrizioni:

disponibilità dell’area e titoli edilizi preordinati: prima dell’avvio dei lavori, il proponente deve aver regolarmente acquisito, a qualunque titolo, la disponibilità della superficie interessata e, ove necessario, aver perfezionato le comunicazioni o acquisito i titoli abilitativi occorrenti per la realizzazione dei connessi e strumentali interventi edilizi;
rispetto delle norme tecniche e di sicurezza: la realizzazione delle opere deve avvenire nel rispetto delle norme tecniche per le costruzioni, delle disposizioni del codice della strada[5] (d.lgs. n. 285/1992) e del relativo regolamento di esecuzione (D.P.R. n. 495/1992);
compatibilità urbanistica automatica: la disposizione stabilisce una presunzione assoluta di conformità per gli interventi ricadenti in “aree idonee” o in “zone di accelerazione”. In tali fattispecie, i progetti si considerano automaticamente non contrastanti con gli strumenti urbanistici adottati, nonché compatibili con i regolamenti edilizi vigenti.

Ai sensi dell’articolo 7 (commi 2 e 8) del d.lgs. n. 190/2024, gli interventi di cui all’allegato A sono assoggettati alla procedura abilitativa semplificata (PAS), in luogo del regime di attività libera, qualora ricorrano specifiche condizioni di sensibilità del sito o di interferenza infrastrutturale.

Nello specifico, la PAS si rende obbligatoria per gli interventi che:

interessino beni culturali o paesaggistici oggetto di tutela (ai sensi della parte II e della parte III del Codice dei beni culturali e del paesaggio, d.lgs. n. 42/2004), fatte salve le specifiche deroghe e le procedure accelerate previste dai commi 4, 5 e 6 per alcuni immobili e aree di notevole interesse pubblico; l’articolo 14, comma 7, del Testo unico sulle FER chiarisce che la presenza del vincolo osta al regime di attività libera solo qualora i beni siano già stati dichiarati di interesse culturale (o di notevole interesse pubblico) al momento dell’istanza e che quindi gli effetti derivanti da una dichiarazione di interesse iniziata o conclusasi successivamente alla maturazione del titolo abilitativo non sono in alcun caso opponibili agli interventi già autorizzati, abilitati o che abbiano già ricevuto un provvedimento favorevole di valutazione ambientale;
siano localizzati all’interno di aree naturali protette (istituite ai sensi della legge n. 394/1991 o della legislazione regionale);
ricadano all’interno dei siti della Rete Natura 2000 (direttiva 92/43/CEE) o possano produrre incidenze significative sui medesimi siti (ai sensi dell’articolo 5, comma 3, del D.P.R. n. 357/1997);
interferiscano con uno dei vincoli afferenti alla tutela dal rischio idrogeologico, la difesa nazionale, la salute, la pubblica incolumità, ivi compresa la tutela dal rischio sismico, dal rischio vulcanico e la prevenzione incendi;
realizzino interferenze con opere pubbliche o di interesse pubblico, oppure ricadano o producano interferenze nella fascia di rispetto stradale o comportino modifiche agli accessi esistenti ovvero l’apertura di nuovi accessi.

1. Il sub-procedimento paesaggistico accelerato (articolo 7, commi 4, 5 e 6)

In linea generale, qualora un intervento ricadente nel regime di “attività libera” interferisca con i beni sottoposti a tutela paesaggistica (parte III del d.lgs. n. 42/2004), il regime applicabile muta, transitando nella PAS. Tuttavia, il legislatore ha introdotto una specifica deroga per determinati vincoli di notevole interesse pubblico. In tali fattispecie, l’intervento permane nel regime di attività libera, subordinandone l’avvio a un sub-procedimento autorizzatorio paesaggistico accelerato, regolato dai commi 4, 5 e 6 dell’articolo 7 del Testo unico.

§ Perimetro di applicazione (comma 4): la procedura speciale si applica agli interventi insistenti su immobili e aree definiti dall’articolo 136, comma 1, lettere b) e c), del Codice dei beni culturali e del paesaggio, individuati mediante apposito provvedimento amministrativo ai sensi degli articoli da 138 a 141 del codice medesimo. Si tratta, nello specifico, di ville, giardini e parchi di non comune bellezza (lett. b) e di complessi immobiliari aventi caratteristico aspetto estetico e tradizionale, inclusi i centri e i nuclei storici (lett. c).

§ La procedura accelerata e il silenzio-assenso (comma 5): la realizzazione degli impianti in tali aree è subordinata al rilascio di un’autorizzazione da parte dell’autorità preposta alla tutela del vincolo, la quale deve pronunciarsi entro il termine perentorio di 30 giorni dalla ricezione dell’istanza, previo parere vincolante della Soprintendenza (da rendersi entro 20 giorni). Si applicano i seguenti istituti:

o Sospensione dei termini: Il termine può essere sospeso una sola volta (per un massimo di 15 giorni) qualora, entro i primi 5 giorni, l’autorità o la Soprintendenza richiedano motivati approfondimenti istruttori o integrazioni. Il d.lgs. n. 178/2025 ha integrato la disciplina accordando al proponente la facoltà di richiedere un’ulteriore proroga di 15 giorni per la produzione di tali documenti. In tali casi, il termine di trenta giorni riprende a decorrere dalla data di presentazione della documentazione richiesta. La mancata tempestiva presentazione delle integrazioni equivale a rinuncia all’istanza.

o Silenzio-assenso: Qualora l’autorità non si pronunci entro i 30 giorni (e in assenza di parere negativo della Soprintendenza), l’autorizzazione si intende rilasciata in senso favorevole e senza prescrizioni. Un eventuale provvedimento di diniego adottato tardivamente risulta inefficace.

§ Deroga per assenza di impatto visivo (comma 6): si prevede un’esenzione totale dall’autorizzazione paesaggistica per gli interventi ricadenti nei complessi immobiliari e nei centri storici (art. 136, comma 1, lett. c)), al ricorrere di specifiche condizioni alternative:

o qualora le opere non siano visibili dagli spazi pubblici esterni e dai punti di vista panoramici;

o limitatamente all’installazione di impianti fotovoltaici, qualora le coperture e i manti di copertura siano realizzati in materiali della tradizione locale.

2. La garanzia per il ripristino dei luoghi (articolo 7, comma 7)

A prescindere dai vincoli insistenti sull’area, il comma 7 stabilisce che, laddove gli interventi in attività libera comportino l’occupazione di suolo non ancora antropizzato, il proponente è tenuto alla corresponsione di una cauzione mediante presentazione al comune o comuni territorialmente competenti di una garanzia bancaria o assicurativa. Tale deposito è posto a garanzia della futura esecuzione degli interventi di dismissione dell’impianto e delle opere di ripristino dello stato dei luoghi.

3. Fattispecie derogatorie

I commi 8 e 9 dell’articolo 7 del decreto legislativo n. 190/2024 disciplinano due fattispecie derogatorie e contrapposte nell’ambito degli interventi ordinariamente realizzabili in regime di attività libera, introducendo, rispettivamente, una clausola di salvaguardia procedimentale e una fattispecie di liberalizzazione assoluta.

Il comma 8 stabilisce che, pur rientrando nell’elenco degli interventi in attività libera, il progetto debba essere assoggettato alla PAS qualora la sua realizzazione interferisca con specifiche infrastrutture. Nel dettaglio, l’obbligo di transito alla PAS scatta nei seguenti casi:

realizzazione di interferenze con opere pubbliche o di interesse pubblico;
interventi che ricadano o producano interferenze nella fascia di rispetto stradale;
lavori che comportino modifiche agli accessi stradali esistenti ovvero l’apertura di nuovi accessi.

Tale regime non trova applicazione – rimanendo l’intervento soggetto ad attività libera con sub-procedimento accelerato – nella sola ipotesi in cui i lavori ricadano nel perimetro dei beni di notevole interesse pubblico e nei centri storici individuati dal precedente comma 4.

Di tenore speculare risulta il comma 9 dell’articolo 7, il quale introduce un regime di liberalizzazione assoluta per una particolare casistica di interventi di modifica e potenziamento. Per alcune specifiche opere (elencate nella sezione II dell’allegato A), la norma dispone che non sia in alcun caso necessaria l’acquisizione dell’autorizzazione paesaggistica, né la previa acquisizione di qualsivoglia altro atto amministrativo di assenso, comunque denominato. Il legislatore ha pertanto configurato una presunzione assoluta di compatibilità, precludendo alle amministrazioni procedenti la facoltà di subordinare l’avvio dei lavori a permessi o nulla osta preventivi.

La totale esenzione da atti di assenso prevista dal comma 9 si applica in via esclusiva a specifiche modifiche su impianti preesistenti (già abilitati o autorizzati), individuate dalla sezione II dell’allegato A (lettere a), numeri 1 e 3; b); c); e); l)) e vincolate al rispetto di determinati parametri tecnici:

Impianti solari fotovoltaici (lett. a)):

A terra: modifiche tecnologiche, di layout o potenziamento che non incrementino l’area occupata e comportino una variazione dell’altezza massima dal suolo non superiore al 50%, anche consistenti nella sostituzione della soluzione tecnologica utilizzata e a prescindere dalla potenza risultante;
Su edifici: modifiche che, senza incremento dell’area occupata, non comportino variazioni (o comportino variazioni in diminuzione) dell’angolo tra il piano dei moduli e la superficie di appoggio. Le modifiche possono consistere anche nella sostituzione della soluzione tecnologica utilizzata, a prescindere dalla potenza risultante.

Impianti eolici (lett. b) e c)):

Sostituzione del rotore con aumento delle dimensioni fisiche delle pale e delle volumetrie di servizio non superiore al 20% (senza incremento dell’area occupata ma a prescindere dalla potenza elettrica risultante);
Interventi di riduzione della superficie o del volume, indipendentemente dalla sostituzione degli aerogeneratori (senza incremento dell’area occupata). Sono incluse le modifiche relative alla soluzione tecnologica utilizzata, a prescindere dalla potenza elettrica risultante.

Impianti idroelettrici o di accumulo idroelettrico (lett. e)): modifiche tecnologiche, anche consistenti nella modifica della soluzione tecnologica utilizzata, che comportino un aumento della volumetria delle strutture e dell’area occupata non superiore al 15%.
Cogenerazione (lett. l)): sostituzione di impianti a servizio di edifici per climatizzazione e acqua calda sanitaria, con potenza nominale utile fino a 2 MW.

4. I vincoli di tutela per i siti UNESCO

Il decreto-legge n. 175/2025 ha inserito nel Testo unico sulle FER un nuovo articolo 11-quinquies, specificamente dedicato alla disciplina degli interventi realizzabili all’interno delle zone di protezione dei siti UNESCO.

A tutela del valore di tali siti, la norma limita drasticamente l’installazione di impianti FER in queste zone, consentendola esclusivamente per gli interventi classificati in attività libera. La relazione illustrativa del Governo al decreto-legge n. 175/2025 precisa che sono inclusi anche tutti gli interventi che, pur essendo compresi nell’allegato A, sono attratti nel regime di PAS ai sensi dell’articolo 7, comma 2, del d.lgs. n. 190/2024.

Si tratta, in particolare, di interventi ricadenti su:

§ beni tutelati ai sensi della parte II e della parte III del Codice dei beni culturali e del paesaggio;

§ aree naturali protette;

§ siti della Rete Natura 2000;

§ vincoli afferenti alla tutela dal rischio idrogeologico, sismico e vulcanico, la difesa nazionale, la salute, la pubblica incolumità e la prevenzione incendi.

5. Lo sportello unico per le energie rinnovabili (SUER)

Ai sensi dell’articolo 7, comma 10, del decreto legislativo n. 190/2024, è prevista l’adozione di un decreto del MASE – previa intesa in sede di conferenza unificata – finalizzato alla revisione del modello unico semplificato. Tale aggiornamento normativo è volto a consentire l’inclusione, all’interno della piattaforma digitale SUER (Sportello unico per le energie rinnovabili), di tutti gli interventi ricadenti nel regime di “attività libera”, ivi compresi quelli per i quali non si pone alcuna necessità di connessione alla rete elettrica.

In proposito si ricorda che col D.M. 19 maggio 2015 si è provveduto all’approvazione del “modello unico per la realizzazione, la connessione e l’esercizio di piccoli impianti fotovoltaici integrati sui tetti degli edifici o su strutture o manufatti diversi dagli edifici o a terra”, assoggettati al regime dell’edilizia libera.

Successivamente, in virtù dell’estensione delle tipologie di interventi in edilizia libera, l’articolo 25, comma 3, lettera a) del d.lgs. 199/2021 ha esteso l’applicazione del modello unico semplificato agli impianti fotovoltaici di potenza fino a 50 kW.

Con un ulteriore intervento, contenuto nell’articolo 10, del decreto-legge n. 17/2022 (ora abrogato dal d.lgs. n. 190/2024), è stato demandato all’allora Ministro della transizione ecologica (ora Ministro dell’ambiente e della sicurezza energetica) di provvedere, con decreto, da adottare di concerto con il Ministro per gli affari regionali e le autonomie, all’individuazione delle condizioni e delle modalità per l’estensione del modello unico semplificato, agli impianti di potenza fino a 200 kW, realizzati ai sensi dell’articolo 7-bis, comma 5, del d.lgs. n. 28/2011 – anch’esso abrogato.

In attuazione del citato decreto-legge, è stato adottato il D.M. 2 agosto 2022, che reca il modello unico per la realizzazione, la connessione e l’esercizio di impianti fotovoltaici su edifici o su strutture e manufatti fuori terra diversi dagli edifici.

Dal 30 maggio 2025 sono validi i nuovi template del modello unico per la realizzazione, la connessione e l’esercizio di impianti fotovoltaici sotto i 200 kW: modello che, come appena visto, il comma 10 dell’articolo 7 prevede che con decreto del MASE sia esteso e valido anche per gli interventi in regime di attività libera.

Il 24 giugno 2026 il GSE ha annunciato l’entrata in esercizio dello Sportello unico per le energie rinnovabili e della relativa piattaforma, oltre alla pubblicazione dei modelli unici per autorizzazione unica, PAS e schede tecniche impianti. L’entrata in esercizio della piattaforma SUER è uno degli obiettivi PNRR da conseguire entro il 30 giugno 2026, rinviato di recente dalla nona alla decima e ultima rata.

Posta questa ricostruzione sulla disciplina generale sull’attività libera, si rinvia alle sezioni monografiche del presente dossier per il dettaglio delle soglie applicabili alle singole fonti rinnovabili.

II. La procedura abilitativa semplificata

La procedura abilitativa semplificata (PAS) è attualmente disciplinata dall’articolo 8 del decreto legislativo n. 190/2024, come da ultimo modificato dal decreto legislativo n. 178/2025 e dal decreto-legge n. 175/2025. Il perimetro degli interventi assoggettati a tale regime è definito dall’allegato B del medesimo decreto.

La norma prevede che il soggetto proponente presenti al comune il progetto, secondo il modello unico adottato ai sensi dell’articolo 5, comma 3, lettera a), corredato:

a) delle dichiarazioni sostitutive di certificazioni o dell’atto di notorietà rese ai sensi degli articoli 46 e 47 del D.P.R. n. 445/2000 in relazione a ogni stato, qualità personale e fatto pertinente alla realizzazione degli interventi;

b) della dichiarazione di legittima disponibilità, a qualunque titolo, anche derivante da contratti preliminari, e per tutta la durata della vita utile dell’intervento, della superficie su cui realizzare l’intervento e, qualora occorra, della risorsa interessata, nonché della correlata documentazione;

b-bis) della comunicazione (CILA) o della segnalazione (SCIA) di cui alla normativa edilizia, ove necessarie;

c) delle asseverazioni di tecnici abilitati che attestino la compatibilità degli interventi con gli strumenti urbanistici approvati e i regolamenti edilizi vigenti, la non contrarietà agli strumenti urbanistici adottati, il rispetto delle norme tecniche per le costruzioni, il rispetto delle norme di sicurezza e igienico-sanitarie e, per l’installazione degli impianti fotovoltaici a terra in zone agricole, il rispetto delle previsioni di cui all’articolo 11-bis, comma 2, del Testo unico sulle FER;

d) degli elaborati tecnici per la connessione predisposti o approvati dal gestore della rete;

e) degli elaborati tecnici occorrenti all’adozione dei relativi atti di assenso, nei casi in cui sussistano vincoli afferenti al patrimonio culturale e paesaggistico, la tutela del rischio idrogeologico, la difesa nazionale, la salute, la pubblica incolumità (inclusa la tutela dal rischio sismico, vulcanico e prevenzione incendi), nonché nei casi che richiedano l’acquisizione del titolo edilizio per l’eventuale realizzazione di ogni opera edilizia necessaria alla costruzione ovvero all’esercizio dell’impianto;

f) del cronoprogramma di realizzazione degli interventi, che tenga conto delle caratteristiche tecniche e dimensionali dell’impianto;

g) di una relazione relativa ai criteri progettuali utilizzati ai fini dell’osservanza del principio della minimizzazione dell’impatto territoriale o paesaggistico o alle misure di mitigazione adottate per l’integrazione del progetto all’interno del contesto ambientale di riferimento;

h) di una dichiarazione che attesti la percentuale di area occupata rispetto all’unità fondiaria di cui dispone il soggetto proponente stesso, avente la medesima destinazione urbanistica;

i) dell’impegno al ripristino dello stato dei luoghi a carico del soggetto esercente a seguito della dismissione dell’impianto, unitamente al piano di ripristino; prima dell’avvio della realizzazione dell’intervento, il soggetto proponente è tenuto alla presentazione della polizza fideiussoria a copertura dei costi previsti;

l) dell’impegno al ripristino di infrastrutture pubbliche o private interessate dalla costruzione dell’impianto o dal passaggio dei cavidotti ovvero di strutture complementari all’impianto medesimo;

m) solo nel caso in cui gli interventi comportino il raggiungimento di una soglia di potenza superiore a 1 MW:

1) della copia della quietanza di avvenuto pagamento, in favore del comune, degli oneri istruttori, se previsti;

2) di un programma di compensazioni territoriali al comune interessato non inferiore all’1% e non superiore al 3% del valore economico della produzione attesa durante la vita utile dell’impianto, al netto del valore dell’energia eventualmente autoconsumata: in proposito si ricorda che è applicabile, in relazione alle amministrazioni territoriali, quanto previsto all’articolo 1, comma 5 della legge n. 239/2004 (come modificato dall’articolo 14 del d.lgs. n. 190/2024) ai sensi del quale le regioni, gli enti pubblici territoriali e gli enti locali territorialmente interessati dalla localizzazione di nuove infrastrutture energetiche ovvero dal potenziamento o trasformazione di infrastrutture esistenti hanno diritto di stipulare accordi con i soggetti proponenti che individuino misure di compensazione e riequilibrio ambientale, coerenti con gli obiettivi generali di politica energetica nazionale.

Il decreto legislativo n. 178/2025, correttivo del Testo unico sulle FER, ha espressamente abrogato i preesistenti rinvii generali al Testo unico dell’edilizia (D.P.R. n. 380/2001). Come precisato dal Governo nella relazione tecnica allo schema di decreto correttivo (A.G. 332), tale intervento espuntivo risponde alla necessità di rimuovere richiami normativi generici, suscettibili di ingenerare incertezze interpretative e conseguenti aggravi procedimentali.

L’articolo 8, al comma 2, definisce, altresì, i casi in cui l’intervento non possa beneficiare della PAS, rendendo obbligatorio il transito al più articolato regime dell’autorizzazione unica (AU). Tale mutamento di iter si verifica qualora ricorra una delle seguenti condizioni:

il proponente non abbia la legittima disponibilità delle superfici necessarie all’installazione dell’impianto;
gli interventi risultino incompatibili con gli strumenti urbanistici approvati e con i regolamenti edilizi vigenti, oppure si pongano in contrasto con gli strumenti urbanistici adottati.

Tuttavia, come stabilito dal decreto correttivo, tale incompatibilità non può essere invocata qualora gli interventi ricadano in aree classificate come idonee o in zone di accelerazione, essendo in tali casi considerati per legge come non contrastanti con la strumentazione urbanistica ed edilizia.

A completamento del quadro disciplinare, il medesimo comma 2 definisce i confini dell’azione del proponente e ribadisce l’inderogabilità di specifiche tutele di settore:

espropri per opere connesse: esclusivamente per la realizzazione delle “opere connesse” all’impianto, il proponente è autorizzato ad attivare le procedure disciplinate dal Testo unico in materia di espropriazione per pubblica utilità (D.P.R. n. 327/2001);
titoli edilizi preventivi: resta fermo l’obbligo in capo al proponente di assolvere, antecedentemente all’avvio dei lavori, agli adempimenti relativi agli eventuali interventi di natura edilizia; nello specifico, le eventuali comunicazioni o segnalazioni (CILA o SCIA) devono essere allegate alla medesima istanza di PAS, mentre, nel caso in cui il progetto necessiti di un vero e proprio permesso di costruire (ai sensi dell’articolo 10 del D.P.R. n. 380/2001), il relativo titolo deve essere acquisito prima della presentazione del progetto al comune;
vincoli idrogeologici e di sicurezza: è fatta salva in ogni caso l’osservanza della disciplina di tutela dal rischio idrogeologico, sismico e vulcanico: permane, pertanto, la necessità di acquisire i preventivi atti di assenso – comunque denominati – rilasciati dalle amministrazioni preposte alla gestione del relativo vincolo.

1. La competenza territoriale nei progetti sovra-comunali (articolo 8, commi 3-bis e 5)

L’istanza per l’avvio della PAS deve essere presentata al comune territorialmente competente, avvalendosi del modello unico predisposto dal Ministero dell’ambiente e della sicurezza energetica (MASE).

Al fine di scongiurare la frammentazione istruttoria per le opere a rete o di vasta scala, il nuovo comma 3-bis dell’articolo 8 (aggiunto dal decreto correttivo) del TU sulle FER disciplina l’ipotesi in cui l’intervento coinvolga il territorio di più amministrazioni comunali. In tale fattispecie, la norma dispone che la competenza sia in capo al comune sul cui territorio insiste la maggior porzione dell’impianto da realizzare, da individuarsi tenendo conto della percentuale di area occupata rispetto all’unità fondiaria di cui dispone il soggetto proponente. Il comune assume il ruolo di amministrazione procedente e di punto di contatto unico per il proponente, fermo restando l’obbligo (ai sensi del comma 5) di acquisire formalmente le osservazioni degli altri comuni incisi dalla realizzazione dell’opera.

2. Istruttoria, tempistiche e silenzio-assenso (articolo 8, comma 6)

Il comma 6 dell’articolo 8 del TU sulle FER fissa una tempistica perentoria per la conclusione del procedimento, disciplinata dall’istituto del silenzio-assenso.

Qualora entro 30 giorni dalla data di presentazione del progetto il comune non comunichi al proponente un espresso provvedimento di diniego, il titolo abilitativo si intende perfezionato in senso favorevole e senza prescrizioni (fatte salve le specifiche deroghe previste dai successivi commi 7 e 8, afferenti a contesti vincolati). Tale termine generale di 30 giorni è ridotto di un terzo, scendendo a 20 giorni, ai sensi del comma 13 del medesimo articolo, esclusivamente per gli interventi relativi all’installazione o sostituzione di pompe di calore asservite a processi produttivi con potenza termica utile nominale fino a 50 MW.

Per garantire il corretto svolgimento dell’istruttoria, la norma disciplina la sospensione dei termini per l’acquisizione di documentazione integrativa, articolandola secondo i seguenti vincoli procedimentali:

richiesta del comune (massimo una sospensione): entro il termine di trenta giorni dalla data di ricezione del progetto, il comune può sospendere la procedura per una sola volta, manifestando con motivazione puntuale la necessità di acquisire integrazioni documentali o approfondimenti istruttori; in tal caso, assegna al proponente un termine non superiore a 30 giorni per il deposito;
proroga del proponente: esclusivamente su richiesta del proponente, e in ragione della complessità o entità delle integrazioni richieste, il comune può accordare una proroga di tale termine per una sola volta e per un periodo non superiore a ulteriori 30 giorni;
ripresa dei termini e decadenza: il termine perentorio per la conclusione della procedura riprende a decorrere dalla data di materiale presentazione della documentazione integrativa da parte del proponente; qualora quest’ultimo ometta di presentare quanto richiesto entro le scadenze assegnate, la mancata integrazione equivale a formale rinuncia all’istanza, determinando la chiusura del procedimento.

3. Le tempistiche derogatorie in presenza di vincoli (articolo 8, commi 7 e 8)

Il termine ordinario di 30 giorni per la conclusione della PAS subisce una differenziazione qualora la realizzazione dell’intervento sia subordinata all’acquisizione di atti di assenso in materie sensibili (patrimonio culturale e paesaggistico, rischio idrogeologico, difesa nazionale, salute, pubblica incolumità, rischio sismico e vulcanico, prevenzione incendi, ovvero qualora occorra uno specifico titolo edilizio). In tali fattispecie, l’istruttoria si biforca in base alla titolarità della competenza al rilascio di detti atti.

A. Atti di assenso di esclusiva competenza comunale (comma 7)

Qualora i pareri o nulla osta richiesti debbano essere rilasciati dalla medesima amministrazione comunale procedente, il termine per la conclusione della PAS è innalzato a 45 giorni dalla presentazione del progetto. In assenza di un provvedimento espresso di diniego entro tale scadenza, il titolo abilitativo si intende perfezionato per silenzio-assenso, senza prescrizioni.

Il comune può sospendere il termine una sola volta (qualora entro i primi 30 giorni ravvisi la necessità di integrazioni), assegnando al proponente un massimo di 30 giorni per il deposito. Su istanza del proponente, tale termine è prorogabile di ulteriori 30 giorni. La mancata integrazione equivale a rinuncia.

Il termine principale di 45 giorni è ridotto di un terzo (scendendo a 30 giorni, con arrotondamento per difetto al numero intero ove necessario) per le pompe di calore asservite a processi produttivi (fino a 50 MW termici).

B. Atti di assenso di competenza di enti terzi: la conferenza di servizi (comma 8)

Qualora gli atti di assenso debbano essere resi da amministrazioni diverse dal comune procedente, si instaura obbligatoriamente una conferenza di servizi (ai sensi della legge n. 241/1990), caratterizzata da tempistiche fortemente accelerate:

§ indizione (entro 5 giorni): il comune deve convocare la conferenza entro 5 giorni dalla presentazione del progetto;

§ richiesta di integrazioni (entro 10 giorni): il comune, anche per conto delle altre amministrazioni, può richiedere integrazioni istruttorie entro i successivi 10 giorni (con le medesime regole di sospensione e proroga previste al comma 7; 30 giorni, con eventuale proroga di ulteriori 30 giorni);

§ determinazioni degli enti (entro 45 giorni): le amministrazioni coinvolte devono rilasciare i propri pareri entro 45 giorni dalla convocazione della conferenza; in assenza di un dissenso espresso, puntuale e congruamente motivato (con l’indicazione concreta dei motivi ostativi), l’assenso si intende tacitamente acquisito; per le pompe di calore fino a 50 MW, tale termine è ridotto a 30 giorni;

§ conclusione e silenzio-assenso (entro 60 giorni): il procedimento deve concludersi entro 60 giorni dalla presentazione del progetto; decorso tale termine senza che il comune abbia comunicato un esito negativo, il titolo si intende perfezionato; per le pompe di calore, il termine complessivo scende a 40 giorni.

A temperamento del meccanismo del silenzio-assenso al sessantesimo giorno, la lettera c) del comma 8 introduce una clausola di salvaguardia: l’espressione di un formale e motivato dissenso da parte di un’amministrazione preposta alla tutela del rischio idrogeologico, paesaggistico-territoriale, dei beni culturali, della salute o della pubblica incolumità (inclusi i rischi sismico e vulcanico) produce l’effetto giuridico di un provvedimento di diniego dell’approvazione del progetto, precludendo il perfezionamento tacito del titolo.

Si osserva che la previsione secondo cui tutte le amministrazioni, incluse quelle preposte alla cura di interessi sensibili, debbano esprimersi all’interno della conferenza di servizi entro il termine perentorio di 45 giorni costituisce una significativa deroga acceleratoria al regime amministrativo generale: l’articolo 14-bis, comma 2, lettera c), della legge n. 241/1990, infatti, riserva ordinariamente a tali amministrazioni (preposte alla tutela ambientale, paesaggistico-territoriale, beni culturali, salute) un termine più ampio, pari a 60 giorni, per la resa delle rispettive determinazioni.

4. Gli adempimenti preventivi: VIncA e permesso di costruire (commi 12 e 12-bis)

I commi 12 e 12-bis dell’articolo 8 del TU sulle FER dettano una sequenza procedimentale per l’avvio della PAS. Qualora i progetti ricadano nel campo di applicazione della valutazione di incidenza ambientale (VIncA, ex articolo 5 del D.P.R. n. 357/1997) o necessitino di interventi edilizi soggetti a permesso di costruire (articolo 10 del D.P.R. n. 380/2001), il proponente ha l’obbligo di acquisire le relative determinazioni e i titoli prima della formale presentazione del progetto al comune. Il nuovo comma 12-bis precisa inoltre che, qualora per il medesimo progetto occorrano congiuntamente sia la VIncA sia il permesso di costruire, la valutazione di incidenza deve obbligatoriamente essere preventiva all’acquisizione del titolo edilizio.

Il nuovo comma 12-ter (aggiunto dal decreto-legge n. 21/2026) introduce un vincolo temporale: una volta ottenuta la valutazione di incidenza o il titolo edilizio, il soggetto proponente ha l’obbligo di presentare la PAS entro il termine perentorio di 90 giorni.

5. Perfezionamento, pubblicazione ed efficacia del titolo (comma 9)

Decorsi i termini previsti per l’istruttoria o per la conferenza di servizi (commi 6, 7 e 8, lettera c)) in assenza di un provvedimento espresso di diniego da parte dell’amministrazione, si perfeziona il silenzio-assenso.

In tale fattispecie, il comma 9 onera il soggetto proponente di richiedere la pubblicazione di un avviso di perfezionamento del titolo abilitativo sul Bollettino ufficiale della regione (BUR) territorialmente competente. L’avviso deve recare la data di presentazione del progetto, la data di perfezionamento tacito del titolo, la tipologia di intervento e l’esatta localizzazione.

È esclusivamente dalla data di avvenuta pubblicazione (eseguita nel primo BUR utile successivo alla ricezione della richiesta) che il titolo abilitativo acquista piena efficacia, diviene opponibile ai terzi e segna il dies a quo per il decorso dei termini di impugnazione giurisdizionale.

6. I poteri di autotutela del comune (comma 10)

A bilanciamento del meccanismo del silenzio-assenso, il comma 10 riconosce al comune il potere di intervenire in autotutela. In caso di mancata comunicazione del diniego ai sensi dei commi 6, 7 e 8, lettera c), l’amministrazione procedente è legittimata ad adottare provvedimenti di annullamento d’ufficio (ai sensi dell’articolo 21-nonies della legge n. 241/1990) entro un termine perentorio di 6 mesi decorrenti dal perfezionamento dell’abilitazione. Si fa espressamente salva l’applicazione del comma 2-bis del medesimo articolo 21-nonies: conseguentemente, qualora il provvedimento amministrativo sia stato conseguito sulla base di false rappresentazioni dei fatti, oppure di dichiarazioni sostitutive e atti di notorietà falsi o mendaci (accertati con sentenza passata in giudicato in quanto costituenti reato), il comune conserva il potere di annullare d’ufficio il titolo abilitativo anche oltre la scadenza del termine massimo.

7. Decadenza del titolo e tempistiche di cantiere (comma 11)

A garanzia dell’effettiva realizzazione degli interventi assentiti, il comma 11 introduce precisi termini di decadenza del titolo abilitativo. Il provvedimento decade di diritto qualora si verifichi una delle seguenti condizioni:

i lavori non siano iniziati entro due anni dal perfezionamento della PAS;
le opere non siano concluse entro tre anni dalla data di avvio della loro realizzazione. Ai fini del computo di tali scadenze, non si tiene conto degli impedimenti all’avvio della realizzazione degli interventi o alla mancata conclusione dei lavori derivanti da comprovate cause di forza maggiore. In caso di parziale realizzazione dell’opera allo spirare del termine, il proponente dovrà incardinare una nuova e autonoma PAS per ultimare la parte residua dell’intervento. Sussiste, in ogni caso, l’obbligo di comunicare formalmente al comune la data di ultimazione dei lavori.

Sull’istituto della procedura abilitativa semplificata (PAS) permangono incertezze interpretative in ordine alla sua esatta qualificazione giuridica. Il tema riveste un preminente rilievo sistematico, poiché dalla sussunzione della PAS nell’alveo dei provvedimenti amministrativi taciti (silenzio-assenso) ovvero negli istituti di liberalizzazione (segnalazione certificata di inizio attività – SCIA) discendono regimi profondamente differenti in materia di stabilità del titolo e di tutela giurisdizionale dei terzi controinteressati.

I due istituti di riferimento e la tutela del terzo

Per inquadrare la problematica, occorre preliminarmente richiamare le divergenze strutturali tra i due modelli generali previsti dalla legge n. 241/1990:

§ La SCIA (articolo 19 della legge n. 241/1990) si configura come un atto di natura strettamente privata che liberalizza l’attività. Non costituendo un provvedimento amministrativo, la SCIA non è direttamente impugnabile dal terzo. Quest’ultimo può unicamente sollecitare l’amministrazione a esercitare i propri poteri di verifica e, in caso di inerzia, esperire l’azione contro il silenzio (ai sensi dell’articolo 31 del codice del processo amministrativo, d.lgs. n. 104/2010). La giurisprudenza costituzionale (sentenze n. 45/2019 e n. 153/2020) ha chiarito che tale potere di verifica è temporalmente circoscritto: decorso il termine di legge, la situazione soggettiva del segnalante si consolida definitivamente, precludendo l’intervento dell’amministrazione (salvi i casi di dichiarazioni mendaci o falsità accertate).

§ Il silenzio-assenso (articolo 20 della legge n. 241/1990) si configura, al contrario, come un vero e proprio provvedimento amministrativo tacito di accoglimento dell’istanza. Avendo natura provvedimentale, esso è direttamente impugnabile dal terzo controinteressato dinnanzi al giudice amministrativo nei termini di rito.

Il dato normativo testuale e il contrasto giurisprudenziale

Il legislatore, in continuità con la previgente disciplina (articolo 6, comma 7-bis del d.lgs. n. 28/2011), ha stabilito al comma 9 dell’articolo 8 del Testo unico sulle FER che il proponente, maturato il silenzio, debba richiedere la pubblicazione di un avviso sul Bollettino ufficiale regionale (BUR). La norma precisa che, dalla data di pubblicazione, il titolo abilitativo acquista efficacia, diviene opponibile ai terzi e decorrono i termini di impugnazione. Secondo parte della dottrina, il riferimento espresso alla decorrenza dei termini per l’impugnazione parrebbe sottendere la volontà del legislatore di attribuire alla PAS una natura provvedimentale (assimilabile al silenzio-assenso), ammettendone la diretta impugnabilità.

Nonostante il tenore della norma, in seno alla giurisprudenza amministrativa permane un contrasto ermeneutico, articolato su due filoni contrapposti:

1. Tesi del provvedimento tacito (silenzio-assenso): un primo orientamento riconduce la PAS nel novero dei provvedimenti amministrativi taciti, assimilandola in tutto e per tutto all’articolo 20 della legge n. 241/1990. In questa prospettiva, la PAS è direttamente impugnabile (ex multis, Cons. Stato, sentt. n. 2526/2019, n. 4383/2020, n. 1754/2022). Tale impostazione sembra confermata dal nuovo Testo unico sulle FER: l’articolo 8, comma 10, dispone infatti che, in caso di mancato diniego, il comune “è legittimato all’esercizio dei poteri di cui all’articolo 21-nonies della legge 7 agosto 1990, n. 241” (annullamento d’ufficio). Essendo l’annullamento d’ufficio un potere di autotutela che ha per oggetto esclusivo atti di natura provvedimentale, il rinvio testuale all’art. 21-nonies suffraga la natura di provvedimento tacito della PAS.

2. Tesi dell’atto privato (SCIA): un diverso e più recente filone giurisprudenziale ascrive invece la PAS al genus della SCIA (art. 19, legge n. 241/1990), interpretandola quale radicale istituto di liberalizzazione e non come mera semplificazione procedimentale (Cons. Stato, sentt. n. 5715/2018, n. 130/2023). Tale impostazione è stata ribadita di recente dal Supremo consesso amministrativo (Cons. Stato, Sez. IV, sent. n. 3990/2024), il quale ha statuito che il decorso dei trenta giorni non perfeziona un provvedimento tacito di accoglimento, bensì rende puramente e semplicemente lecita l’attività privata, determinandone la fuoriuscita dal regime autorizzatorio a controllo preventivo, in linea con i dettami della citata giurisprudenza costituzionale.

L’articolo 8, comma 3, del Testo unico sulle FER introduce inoltre una clausola volta a prevenire l’elusione delle soglie di potenza.

Nel rispetto degli obiettivi fissati dal Piano nazionale integrato per l’energia e il clima (PNIEC) e dei criteri di ripartizione degli oneri regionali (ex articolo 11-bis, comma 5 del medesimo Testo unico), si riconosce alle regioni e alle province autonome la facoltà di disciplinare il cosiddetto effetto cumulo. Tale effetto si verifica qualora la realizzazione ravvicinata di più impianti del medesimo tipo in un dato contesto territoriale determini, di fatto, il superamento delle soglie previste per la PAS, imponendo conseguentemente il transito al più rigoroso regime dell’autorizzazione unica (AU).

A tal fine, gli enti territoriali sono tenuti a stabilire regole per contrastare l’artato frazionamento degli interventi. La disposizione va letta in combinato disposto con il principio generale statuito dall’articolo 6, comma 3, ai sensi del quale un progetto si intende “unico” (e le relative potenze devono essere sommate) qualora contempli più interventi relativi alla medesima fonte rinnovabile, localizzati in aree vicine e riconducibili a uno stesso centro di interessi giuridico o economico.

Sotto il profilo delle competenze territoriali, giova richiamare in questa sede la previsione sistemica dettata dall’articolo 1, comma 3, del d.lgs. n. 190/2024, che autorizza regioni ed enti locali a introdurre disposizioni specifiche finalizzate all’ulteriore semplificazione dei regimi amministrativi. Tali enti territoriali sono legittimati a disporre un innalzamento delle soglie di potenza stabilite dalla legge statale per l’assoggettamento degli interventi all’attività libera e alla PAS. Resta in ogni caso ferma l’applicazione della normativa statale e sovranazionale in materia di valutazioni ambientali (VIA) e di valutazione di incidenza (VIncA).

Per una disamina degli interventi sottoposti a PAS si rinvia ai successivi capitoli del presente dossier dedicati alle singole fonti rinnovabili.

III. Il procedimento di autorizzazione unica

L’autorizzazione unica (AU) costituisce il regime amministrativo riservato agli impianti di produzione di energia da fonti rinnovabili caratterizzati da maggiore potenza o da un più elevato grado di complessità (in ragione, ad esempio, dei potenziali impatti territoriali derivanti dalla loro localizzazione). Il regime, il cui perimetro oggettivo di applicazione è individuato dall’allegato C del decreto legislativo n. 190/2024, ricomprende contestualmente anche l’approvazione delle opere connesse e delle infrastrutture indispensabili alla costruzione e all’esercizio degli impianti medesimi.

Il nuovo articolo 9 del Testo unico sulle FER supera e abroga in via definitiva l’assetto normativo previgente (già dettato dall’articolo 12 del d.lgs. n. 387/2003 e dall’articolo 5 del d.lgs. n. 28/2011).

1. Il riparto delle competenze autorizzatorie

La titolarità del procedimento autorizzatorio è ripartita in base alla taglia e alla tipologia dell’impianto:

§ competenza regionale: l’autorizzazione è ordinariamente rilasciata dalla regione (o dalle province territorialmente delegate) per gli impianti le cui potenze superano le soglie della PAS ma si mantengono al di sotto dei 300 MW (cfr. allegato C, sezione I);

§ competenza statale (MASE): per gli impianti aventi potenza superiore alla soglia dei 300 MW, la competenza è attratta a livello statale in capo al MASE (cfr. allegato C, sezione II). Il rilascio del provvedimento statale richiede la previa intesa con la regione o le regioni territorialmente interessate. Fa eccezione la realizzazione degli impianti off-shore (a mare), per i quali il provvedimento è adottato “sentita” la regione costiera interessata.

2. L’avvio del procedimento e il punto di contatto unico (articolo 9, commi 2 e 2-bis)

Ai sensi dell’articolo 9, comma 2, del decreto legislativo n. 190/2024, il proponente avvia il procedimento di autorizzazione unica presentando formale istanza, redatta avvalendosi dell’apposito modello unico (da presentarsi in modalità digitale ai sensi del combinato disposto con l’articolo 5). Il riparto di competenza prevede che la domanda sia inoltrata:

alla regione territorialmente competente (o all’ente dalla stessa delegato), per la realizzazione degli interventi di competenza regionale;
al Ministero dell’ambiente e della sicurezza energetica (MASE), per la realizzazione degli interventi di taglia maggiore o strategica, di esclusiva competenza statale.

Al fine di razionalizzare il rapporto con l’utenza, il nuovo comma 2-bis stabilisce che l’amministrazione procedente (sia essa la regione o il MASE) assuma formale funzione di punto di contatto unico per il proponente, in attuazione dei princìpi di semplificazione dettati dalla direttiva (UE) 2018/2001 (cosiddetta RED II).

3. Il raccordo con le valutazioni ambientali e il PAUR (articolo 9, comma 1)

Il procedimento autorizzatorio unico assorbe e ricomprende al proprio interno, ove normativamente prescritte, le procedure di valutazione di impatto ambientale (VIA) e/o di valutazione di incidenza ambientale (VIncA). La verifica di assoggettabilità a VIA, ove occorrente, precede invece l’avvio del procedimento autorizzatorio unico e deve concludersi entro una durata non superiore a novanta giorni dalla conclusione della fase di verifica di completezza della documentazione.

Qualora gli interventi sottoposti a VIA ricadano nella competenza delle regioni o delle province autonome, la norma primaria rinvia all’applicazione del provvedimento autorizzatorio unico regionale (PAUR), disciplinato dall’articolo 27-bis del d.lgs. n. 152/2006 (Codice dell’ambiente). È fatta salva, in ogni caso, la facoltà per le stesse regioni e province autonome di optare per l’iter disciplinato dall’articolo 9 del Testo unico sulle FER. Ove si proceda mediante PAUR, il legislatore fissa una tempistica definita: la conclusione del procedimento non può in alcun caso superare il termine massimo di due anni decorrenti dal suo avvio formale ovvero dall’avvio della fase preliminare di verifica di assoggettabilità a VIA.

4. La competenza territoriale nei progetti interregionali

Sulla scorta dei princìpi consolidati in materia dalle linee guida nazionali (D.M. 10 settembre 2010), qualora un progetto in autorizzazione unica interessi il territorio di più regioni, la competenza a condurre il procedimento spetta all’ente sul cui territorio incide la “maggiore entità” dell’impianto (calcolata in base al maggior numero di aerogeneratori, pannelli, pozzi geotermici o entità della derivazione d’acqua). L’ente in tal modo individuato provvede allo svolgimento del procedimento, cui partecipano le altre amministrazioni, procedendo al rilascio del titolo previa intesa con le stesse.

Sempre in forza del citato D.M. 10 settembre 2010, qualora l’impianto non ricada in un’area formalmente vincolata, il proponente è tenuto a effettuare una comunicazione preventiva alle Soprintendenze territoriali. Ciò al fine di appurare l’eventuale sussistenza di accertamenti archeologici o procedimenti di tutela avviati e non ancora conclusi alla data dell’istanza: l’esito positivo di tale verifica obbliga l’amministrazione procedente a convocare in conferenza il Ministero della cultura. Tale principio trova oggi conferma a livello legislativo nell’articolo 9, comma 13, del d.lgs. n. 190/2024, il quale stabilisce espressamente la partecipazione del Ministero della cultura qualora gli interventi ricadano in aree sottoposte a tutela “anche in itinere” ai sensi del d.lgs. n. 42/2004.

Si ricorda che ai sensi dell’articolo 14, comma 5, del d.lgs. n. 190/2024, il D.M. 10 settembre 2010 avrebbe dovuto essere aggiornato entro 120 giorni dalla data di entrata in vigore del decreto (ossia entro il 30 aprile 2025): alla data di pubblicazione del presente dossier tale previsione non risulta essere stata ancora attuata.

5. La conferenza di servizi e il coinvolgimento dei Ministeri

L’autorizzazione unica è rilasciata all’esito di una conferenza di servizi (disciplinata, per i profili generali, dagli articoli 14 e seguenti della legge n. 241/1990). L’articolo 9 del Testo unico (commi 12 e 13), come novellato dal decreto correttivo n. 178/2025, disciplina la partecipazione delle amministrazioni statali, prevedendo in ogni caso l’applicazione dell’articolo 14-quinquies della citata legge n. 241/1990 per la risoluzione degli eventuali dissensi:

§ Ministero della cultura (MiC): prende parte al procedimento qualora gli interventi interessino aree sottoposte a tutela ai sensi del Codice dei beni culturali e del paesaggio (d.lgs. n. 42/2004), ivi incluse le aree interessate da procedimenti di tutela ancora in itinere. La sua partecipazione in conferenza è tuttavia esclusa ove i medesimi interventi siano già stati assoggettati a procedure di valutazione ambientale (VIA), trovando in tale sede la necessaria composizione degli interessi.

§ Ministero delle infrastrutture e dei trasporti (MIT): in virtù della novella apportata dal d.lgs. n. 178/2025, la competenza del MIT è stata circoscritta. Il Ministero viene coinvolto esclusivamente in due ipotesi:

per gli impianti off-shore a mare (incluse le modifiche che superino i 300 MW);
qualora i progetti idroelettrici ricomprendano “grandi dighe” (strutture con altezza superiore a 15 metri o volume d’invaso superiore a 1.000.000 di metri cubi, ex decreto-legge n. 507/1994). Tale coinvolgimento si applica a prescindere dal fatto che il procedimento sia di competenza regionale (per i nuovi impianti idroelettrici di potenza compresa tra i 100 kW e i 300 MW e le modifiche fino a 300 MW) oppure di competenza statale (per i nuovi impianti e i rifacimenti di potenza superiore ai 300 MW, nonché per gli impianti di accumulo idroelettrico tramite pompaggio puro).

§ Ministero dell’agricoltura, della sovranità alimentare e delle foreste (MASAF): partecipa al procedimento, limitatamente alla valutazione degli impatti sulle attività di pesca, esclusivamente per la realizzazione degli impianti off-shore a mare.

6. Il fascicolo documentale e i limiti all’esproprio (articolo 9, comma 3)

L’istanza per l’avvio dell’autorizzazione unica prevede il deposito di un articolato fascicolo progettuale e amministrativo. Ai sensi del comma 3, il corredo documentale deve obbligatoriamente includere:

la documentazione tecnica necessaria per il rilascio di tutte le autorizzazioni, pareri e nulla osta previsti dalle normative di settore (inclusi i profili paesaggistici, culturali ed edilizi);
gli elaborati prescritti per le eventuali valutazioni ambientali (VIA e/o VIncA);
l’asseverazione di un tecnico abilitato attestante l’esatta qualificazione dell’area come idonea ai sensi dell’articolo 11-bis del d.lgs. n. 190/2024;
un avviso al pubblico (esclusivamente per i progetti assoggettati a VIA) recante l’indicazione di ogni atto di assenso richiesto, redatto ai sensi dell’articolo 24, comma 2, del d.lgs. n. 152/2006.
la documentazione da cui risulti la disponibilità, anche tramite contratti preliminari, della risorsa o dell’area su cui realizzare l’impianto e le opere connesse. In alternativa, laddove necessaria, il proponente può allegare la richiesta di attivazione della procedura di esproprio. Sotto tale profilo, la norma fissa un limite operativo: per la realizzazione di impianti alimentati a biomassa (inclusi biogas e biometano di nuova costruzione), impianti fotovoltaici e solari termodinamici, la procedura di esproprio può essere richiesta esclusivamente per le aree interessate dalle opere connesse (es. cavidotti e cabine di connessione), rendendo obbligatoria l’acquisizione preventiva della disponibilità dell’area di impianto.

7. L’istruttoria preliminare: verifica di completezza e decadenze (articolo 9, comma 4)

Depositata l’istanza, si apre una fase di verifica formale scandita da tempistiche perentorie (fino a un massimo di 40 giorni complessivi):

condivisione (10 giorni): l’amministrazione procedente rende disponibile il fascicolo per via telematica a tutte le altre amministrazioni interessate entro 10 giorni dalla ricezione dell’istanza;
verifica (20 giorni): gli enti coinvolti hanno 20 giorni per verificare la completezza degli atti di rispettiva competenza e segnalare eventuali carenze;
richiesta di integrazioni: entro 20 giorni le amministrazioni interessate comunicano a quella procedente le integrazioni occorrenti per i profili di propria competenza e, nei successivi 10 giorni, l’amministrazione procedente inoltra tali richieste e assegna al proponente un termine non superiore a 30 giorni per il deposito delle integrazioni (prorogabile una sola volta, su richiesta motivata del soggetto proponente per giustificati motivi di complessità, fino a un massimo di ulteriori 90 giorni). Qualora il proponente ometta di presentare la documentazione integrativa entro le scadenze assegnate, l’amministrazione adotta un formale provvedimento di improcedibilità dell’istanza (ex articolo 2, comma 1, legge n. 241/1990), archiviando la pratica.

8. Lo sdoppiamento dell’iter: binario ordinario e binario ambientale (articolo 9, commi 5, 6 e 7)

Superata positivamente la verifica di completezza, l’iter procedurale si biforca a seconda della sensibilità ambientale del progetto (restando inteso che l’eventuale fase preliminare di verifica di assoggettabilità a VIA deve essersi già conclusa precedentemente all’avvio dell’AU):

Procedura ordinaria (comma 5): fuori dai casi di progetti sottoposti a VIA, l’amministrazione procedente convoca la conferenza di servizi decisoria entro i 10 giorni successivi alla conclusione della verifica di completezza.
Procedura integrata con VIA (commi 6 e 7): nel caso in cui il progetto sia sottoposto a valutazione di impatto ambientale, l’autorità ambientale competente provvede, sempre entro 10 giorni dalla verifica di completezza, alla pubblicazione dell’avviso al pubblico (ai sensi dell’art. 23, comma 1, lett. e), del d.lgs. n. 152/2006), di cui è data informazione anche all’albo pretorio informatico dei comuni territorialmente interessati. A decorrere da tale data, si apre una finestra di 30 giorni durante la quale il pubblico e i portatori di interesse possono presentare osservazioni. Se all’esito di tale consultazione pubblica emerge la necessità di modificare o integrare il progetto, l’autorità ambientale ne dà comunicazione all’amministrazione procedente. Quest’ultima assegna obbligatoriamente al proponente un termine non superiore a 120 giorni per trasmettere telematicamente il progetto revisionato. Il comma 7 introduce una deroga restrittiva rispetto ai princìpi generali del procedimento amministrativo. Qualora il proponente non depositi la documentazione modificata a seguito della consultazione pubblica entro i 120 giorni assegnati, l’amministrazione procedente adotta un provvedimento di diniego dell’autorizzazione unica. La norma stabilisce espressamente che tale diniego venga emanato senza l’applicazione dell’articolo 10-bis della legge n. 241/1990. Viene pertanto inibita al proponente la garanzia del “preavviso di rigetto” (il diritto di presentare ultime memorie scritte prima del diniego definitivo), disponendo dunque la chiusura immediata dell’istruttoria.

9. L’indizione e le tempistiche della conferenza di servizi (articolo 9, commi 8 e 9)

Superata la fase preliminare di verifica documentale e consultazione, l’articolo 9, comma 8, dispone che la conferenza di servizi decisoria debba essere obbligatoriamente convocata entro 10 giorni dall’esito della consultazione pubblica ovvero dalla formale ricezione della documentazione integrata.

Ai sensi del comma 9, i lavori della conferenza sono assoggettati a un regime temporale stringente: il procedimento deve concludersi entro 120 giorni dalla data della prima riunione. A garanzia del corretto espletamento delle istruttorie di maggiore complessità, tale termine perentorio è passibile di specifica sospensione qualora il progetto sia sottoposto a valutazioni ambientali, secondo i seguenti limiti massimi:

sospensione massima di 90 giorni per i progetti assoggettati a valutazione di impatto ambientale (VIA);
sospensione massima di 60 giorni per i progetti assoggettati a valutazione di incidenza ambientale (VIncA);
sospensione complessiva massima di 120 giorni qualora il medesimo progetto sia assoggettato a entrambe le valutazioni.

10. L’accentramento della VIA e il superamento del d.lgs. n. 387/2003

L’assetto procedimentale introdotto dal Testo unico sulle FER segna un sensibile superamento della disciplina previgente (dettata dall’abrogato art. 12, comma 4, del d.lgs. n. 387/2003). Nel previgente quadro normativo, i tempi per la conclusione del procedimento unico (60 o 90 giorni) erano calcolati al netto dei tempi previsti per le procedure di valutazione ambientale, mantenendo i due iter formalmente separati. L’odierno d.lgs. n. 190/2024, in attuazione del diritto eurounionale, sussume pienamente la tempistica della VIA e della VIncA all’interno di un’unica dinamica endoprocedimentale. Per le fasi preliminari, si precisa che la sola verifica di assoggettabilità a VIA (screening) deve obbligatoriamente precedere e preesistere all’avvio dell’autorizzazione unica. Proprio per recepire questo principio di “integrazione assoluta”, il legislatore ha adottato il correttivo rappresentato dal d.lgs. n. 178/2025, il quale ha abrogato il comma 14 dell’articolo 9, eliminando in radice la facoltà (originariamente concessa al proponente) di richiedere che il provvedimento di VIA o di verifica di assoggettabilità a VIA venisse rilasciato al di fuori del procedimento unico.

11. Gli effetti del provvedimento finale (articolo 9, comma 10)

La determinazione motivata favorevole adottata a chiusura della conferenza di servizi costituisce, a tutti gli effetti di legge, il provvedimento di autorizzazione unica. Tale atto, recandone indicazione esplicita, assorbe e sostituisce integralmente:

il provvedimento di VIA e la VIncA (ove occorrenti);
la totalità degli atti di assenso, nulla osta e pareri (comunque denominati) di competenza delle amministrazioni e dei gestori di beni o servizi pubblici necessari alla costruzione e all’esercizio delle opere, ivi compresi i titoli abilitativi edilizi.

Sotto il profilo degli effetti sostanziali, l’emanazione dell’autorizzazione unica produce conseguenze giuridiche di assoluto rilievo per l’ordinamento territoriale. Nello specifico, il provvedimento:

costituisce, ove necessario, automatica variante allo strumento urbanistico;
reca, ove occorra, l’apposizione del vincolo preordinato all’esproprio e dichiara la pubblica utilità, indifferibilità e urgenza dell’opera;
statuisce l’obbligo, a carico del soggetto esercente, di ripristinare lo stato dei luoghi al termine della vita utile dell’impianto.

A tutela dell’obbligo di ripristino dei luoghi, il provvedimento autorizzatorio deve infatti contenere una stima dei costi di dismissione e indicare le specifiche garanzie finanziarie che il proponente è tenuto a prestare. Tali garanzie devono essere depositate entro un termine perentorio, comunque non superiore a 120 giorni dalla data di rilascio del titolo.

Da ultimo, l’autorizzazione unica deve definire anche le misure di compensazione territoriale o ambientale in favore dei comuni interessati. Tali misure, quantificate in sede di conferenza di servizi, sono assoggettate a limiti di legge: non possono risultare inferiori all’1% né eccedere il 4% del valore economico della produzione energetica attesa durante l’intero ciclo di vita utile dell’impianto (calcolato al netto dell’energia eventualmente destinata all’autoconsumo). Il legislatore statuisce, infine, una specifica esenzione: le compensazioni territoriali e le garanzie per il ripristino non sono dovute qualora gli interventi vengano realizzati su superfici edificate ovvero sulle strutture di copertura ricadenti nei parcheggi.

12. Efficacia temporale, decadenza e proroga del titolo (commi 11 e 12)

Il provvedimento di autorizzazione unica, adottato a chiusura della conferenza, è immediatamente pubblicato sul sito internet istituzionale dell’amministrazione procedente. L’efficacia temporale del titolo è stabilita in concreto all’interno della medesima determinazione conclusiva ma non può, per espressa previsione normativa, risultare inferiore a 5 anni (al fine di garantire tempistiche congrue per la realizzazione dell’opera e per la definizione degli eventuali espropri).

Il consolidamento del titolo è tuttavia subordinato a precisi obblighi operativi. L’autorizzazione unica, infatti, decade di diritto al verificarsi di una delle seguenti condizioni:

mancato avvio dei lavori di realizzazione degli impianti nei termini stabiliti;
mancata entrata in esercizio dell’impianto nei termini previsti dal provvedimento;
omessa prestazione delle garanzie finanziarie per la rimessa in pristino dei luoghi entro le scadenze impartite (e in ogni caso non oltre 120 giorni dal rilascio del titolo).

Sotto il profilo della salvaguardia degli investimenti (comma 12), è accordata al soggetto proponente la facoltà di presentare un’istanza di proroga dell’efficacia temporale dell’autorizzazione, per cause di forza maggiore.

L’amministrazione è tenuta a pronunciarsi entro i successivi 60 giorni. In virtù di un’espressa clausola di salvaguardia, qualora l’istanza di proroga sia presentata con un congruo anticipo (almeno 90 giorni prima della scadenza naturale del titolo), il provvedimento originario mantiene intatta la propria efficacia fino alla data della decisione dell’amministrazione.

13. Il procedimento accelerato per gli interventi di potenziamento (repowering)

Il decreto legislativo n. 178/2025 ha integrato il Testo unico sulle FER introducendo il nuovo articolo 9-bis, volto a disciplinare una corsia procedimentale accelerata per specifiche categorie di interventi soggetti ad autorizzazione unica.

Tale iter derogatorio si applica a due fattispecie:

gli interventi di modifica su impianti esistenti (potenziamento, rifacimento e ricostruzione, il cosiddetto repowering) che comportino un incremento non superiore al 15% della potenza originaria;
gli impianti geotermici di potenza inferiore a 50 MW.

Per i progetti rientranti in tali parametri, il legislatore ha disposto una contrazione delle tempistiche amministrative, declinata attraverso le seguenti misure semplificatorie:

dimezzamento dei termini endoprocedimentali: tutti i termini previsti per la fase istruttoria preliminare disciplinata dall’articolo 9 (verifica documentale e relative richieste di integrazione da parte delle amministrazioni competenti e successiva indizione della Conferenza di servizi) sono ridotti della metà;
contrazione della conferenza di servizi: il termine massimo per la conclusione dei lavori della conferenza di servizi decisoria (di cui all’articolo 9, comma 9) è ridotto dai 120 giorni ordinari a 40 giorni;
valutazioni ambientali circoscritte: la semplificazione di maggiore impatto recata dall’articolo 9-bis attiene al perimetro delle valutazioni ambientali, qualora l’intervento di potenziamento vi sia assoggettato. La norma statuisce che le valutazioni ambientali previste dagli allegati alla parte seconda del d.lgs. n. 152/2006 (ovvero la Verifica di assoggettabilità e la VIA) debbano essere circoscritte all’impatto potenzialmente derivante dalla sola revisione della potenza. L’istruttoria non deve pertanto in alcun caso comportare una revisione integrale del progetto originario (già assentito e in esercizio), limitando l’analisi ambientale al solo potenziale impatto incrementale.

IV. La valutazione di impatto ambientale e il procedimento autorizzatorio unico regionale

La normativa in materia di valutazione di impatto ambientale di cui alla parte seconda del d.lgs. n. 152/2006 (cd. Codice dell’ambiente), che recepisce la normativa europea in materia, si coniuga con quanto previsto dal d.lgs. n. 190/2024.

1. Il raccordo normativo: come dialogano il Codice dell’ambiente e il nuovo Testo unico sulle FER

Le esenzioni per attività libera e PAS

Sotto il profilo procedimentale, l’articolo 13, comma 1, del d.lgs. n. 190/2024 stabilisce che i progetti relativi agli interventi in regime di attività libera (elencati nell’allegato A) e quelli sottoposti a PAS (elencati nell’allegato B) non sono sottoposti alle procedure di valutazione di impatto ambientale previste dal titolo III, parte II, del Codice dell’ambiente. Resta in ogni caso fermo l’obbligo di esperire la valutazione di incidenza ambientale (VIncA) qualora il progetto interessi siti della Rete Natura 2000.

Il regime derogatorio nelle zone di accelerazione

L’articolo 12, comma 10, stabilisce ulteriori semplificazioni qualora la realizzazione degli interventi in regime di attività libera e in PAS insista all’interno delle zone di accelerazione. In tale fattispecie, l’intervento non è subordinato all’acquisizione dell’autorizzazione dell’autorità competente in materia paesaggistica, la quale si esprime unicamente con un parere obbligatorio e non vincolante.

Invece, per gli interventi sottoposti ad autorizzazione unica, che insistono nelle zone di accelerazione, il comma 10, lettera b) dello stesso articolo 12 prevede che in via generale non si applicano le procedure di valutazione ambientale di cui al titolo III della parte seconda del d.lgs. n. 152/2006, a condizione che il progetto contempli le misure di mitigazione stabilite in sede di valutazione ambientale strategica dei Piani.

Tuttavia, in base agli allegati del Codice dell’ambiente, restano assoggettati alla verifica di assoggettabilità a VIA (screening) gli impianti fotovoltaici di maggiore taglia (superiori a 12 MW per la competenza regionale e a 30 MW per quella statale) pur se collocati in tali zone.

Le valutazioni di impatto ambientale

Il citato titolo III del Codice dell’ambiente reca la disciplina organica della valutazione di impatto ambientale (VIA). In particolare, la norma disciplina il procedimento di VIA (sia esso ordinario, sia il procedimento in fast track previsto per i progetti PNRR-PNIEC) e il procedimento di verifica di assoggettabilità a VIA (o screening di VIA).

In aggiunta a tali procedure, agli articoli 27, 27-bis e 27-ter del Codice dell’ambiente sono previste tre fondamentali procedure integrative:

· provvedimento unico in materia ambientale: nel caso di procedimenti di VIA di competenza statale, su istanza del proponente, sostituisce il provvedimento di VIA integrandolo in un provvedimento comprensivo di una serie di altre autorizzazioni ambientali indicate dalla norma;

· provvedimento autorizzatorio unico regionale - PAUR: nel caso di procedimenti di VIA di competenza regionale, costituisce l’iter ordinario attraverso il quale il proponente presenta l’istanza per integrare in un unico documento il rilascio del provvedimento di VIA e di tutte le autorizzazioni intese, concessioni, licenze, pareri, concerti, nulla osta e assensi comunque denominati, necessari alla realizzazione e all’esercizio del progetto;

· procedimento autorizzatorio unico accelerato regionale - PAUAR: istituito per settori di rilevanza strategica, è finalizzato al rilascio di un provvedimento autorizzatorio unico accelerato regionale.

L’impatto della VIA sui tempi procedimentali e il superamento del PAUR

L’analisi della normativa regionale assume particolare rilievo poiché numerosi progetti (superando, per l’impianto stesso o per le relative opere connesse, le soglie previste dal Codice dell’ambiente) risultano assoggettati a valutazione di impatto ambientale (VIA) o a verifica di assoggettabilità a VIA. Tale adempimento determina, fisiologicamente, un significativo allungamento dei tempi della procedura amministrativa.

Sotto il profilo procedimentale, l’articolo 14, comma 4, della legge n. 241/1990 stabiliva che, per i progetti sottoposti a VIA regionale, l’acquisizione di tutti i titoli, pareri e assensi necessari dovesse avvenire all’interno di un’apposita conferenza di servizi sincrona, secondo la complessa disciplina del provvedimento autorizzatorio unico regionale (PAUR) dettata dall’articolo 27-bis del Codice dell’ambiente. Nella prassi previgente, tale meccanismo generava spesso uno spostamento della competenza amministrativa e un’inversione del carattere endoprocedimentale della VIA, la quale finiva per attrarre e assorbire la stessa autorizzazione energetica.

Al fine di porre rimedio a tale frammentazione, il nuovo Testo unico sulle FER, all’articolo 9, comma 1, ha riaffermato la centralità dell’autorizzazione unica: come visto in precedenza, oggi è espressamente riconosciuta alle regioni e alle province autonome la facoltà di disapplicare il PAUR, optando in via diretta per il procedimento di autorizzazione unica (AU). In tale assetto, l’AU opera come contenitore principale che assorbe al proprio interno le valutazioni ambientali. Laddove, invece, l’amministrazione non eserciti tale opzione e si proceda per via ordinaria mediante il PAUR (art. 27-bis), il Testo unico dispone che la conclusione del procedimento non può in alcun caso superare il termine massimo di due anni dal suo avvio o dall’avvio della verifica di assoggettabilità a VIA, ove prevista.

2. L’assoggettabilità e le soglie: gli allegati, le aree sensibili, la Rete Natura 2000 e le modifiche ai progetti

Il riparto delle competenze ambientali

Gli allegati alla parte seconda del Codice dell’ambiente definiscono il riparto di competenza (statale o regionale) per la sottoposizione dei progetti a valutazione ambientale:

allegato II: elenca i progetti soggetti a VIA di competenza statale;
allegato III: indica i progetti soggetti a VIA di competenza regionale;
allegato II-bis: riguarda i progetti assoggettati a verifica di assoggettabilità a VIA (screening) statale;
allegato IV: elenca i progetti assoggettati a verifica di assoggettabilità a VIA (screening) regionale.

Le valutazioni ambientali sulle opere di connessione alla rete

Le opere di connessione degli impianti FER (es. elettrodotti e opere civili accessorie) seguono parametri di assoggettabilità propri. Di norma:

· sono sottoposti a verifica di assoggettabilità a VIA statale gli elettrodotti aerei esterni con tensione nominale superiore a 100 kV e tracciato di lunghezza superiore a 3 km (allegato II-bis, parte II, d.lgs. n. 152/2006, p.to 1, lett. d);

· sono sottoposti direttamente a VIA statale gli elettrodotti aerei con tensione nominale superiore a 100 kV e tracciato di lunghezza superiore a 10 km (allegato II, parte II, d.lgs. n. 152/2006, p.to 4-bis).

Occorre rilevare che l’articolo 47, comma 1-ter, del decreto-legge n. 13/2023 ha introdotto un’esenzione transitoria dalla VIA (valida sino al 30 giugno 2025) per i progetti di infrastrutture elettriche di connessione FER o di sviluppo della rete di trasmissione nazionale (RTN) necessari all’integrazione delle rinnovabili, nonché per i sistemi di stoccaggio. Tale esenzione opera a condizione che i progetti ricadano nelle aree contemplate dai piani di sviluppo della RTN (predisposti biennalmente da Terna ai sensi dell’art. 17 del d.lgs. n. 28/2011) e che i medesimi Piani siano già stati assoggettati positivamente a valutazione ambientale strategica (VAS).

La verifica di assoggettabilità e le soglie dimensionali

La verifica di assoggettabilità (cd. screening) è finalizzata a stabilire, da parte dell’autorità competente, se sia necessario avviare una valutazione di impatto ambientale (VIA) per approfondire gli impatti di un progetto.

A tal fine, la normativa prevede specifici meccanismi di salvaguardia legati alla vulnerabilità del territorio:

§ Dimezzamento delle soglie: ai sensi del punto 4.3 delle linee guida (approvate con D.M. 30 marzo 2015), le soglie dimensionali previste dall’allegato IV sono ridotte del 50% qualora i progetti siano localizzati in aree sensibili, in rapporto alla capacità di carico dell’ambiente naturale. Tali aree includono, ad esempio: zone umide, costiere, montuose e forestali, riserve e parchi naturali, zone di protezione speciale, siti di importanza comunitaria, aree densamente popolate, nonché zone di valore storico, culturale o archeologico.

§ Assoggettamento diretto a VIA: ai sensi dell’articolo 6 del Codice dell’ambiente, i progetti indicati negli allegati II-bis e IV relativi ad opere o interventi di nuova realizzazione, sono sottoposti direttamente a VIA qualora ricadano, anche parzialmente, in aree protette o in siti della Rete Natura 2000.

Il medesimo articolo 6 (comma 6.1) fa comunque salva l’applicazione della verifica di assoggettabilità a VIA per i progetti di competenza statale (allegato II-bis) e regionale (allegato IV), compatibilmente con quanto previsto dalle disposizioni del Testo unico sulle FER e dall’eventuale normativa regionale di adeguamento.

Il regime delle modifiche e delle estensioni

Per quanto concerne gli interventi di alterazione su opere preesistenti, il codice distingue tre fattispecie procedurali:

Sono soggette a verifica di assoggettabilità a VIA le modifiche o estensioni dei progetti elencati negli allegati II, II-bis, III e IV, qualora queste possano generare impatti ambientali significativi e negativi. La norma precisa che in tale casistica rientrano anche gli interventi di modifica, anche sostanziale, per rifacimento, potenziamento o integrale ricostruzione di impianti di produzione di energia da fonti eoliche o solari.
Sono escluse da tale verifica le modifiche o estensioni che risultino conformi agli eventuali valori limite stabiliti specificamente nei medesimi allegati II e III.
Sono sottoposte direttamente a VIA le modifiche o estensioni che comportano il superamento degli eventuali valori limite stabiliti dagli allegati II e III.

3. La fase preliminare (scoping) e lo screening: come funziona la verifica di assoggettabilità a VIA

La fase preliminare (scoping) del PAUR

Per quanto concerne la fase preliminare al provvedimento autorizzatorio unico regionale (PAUR), l’articolo 26-bis, comma 1, del Codice dell’ambiente stabilisce che, per i progetti assoggettati a VIA regionale, il proponente ha la facoltà di richiedere l’avvio di una specifica fase istruttoria preliminare. Tale richiesta deve intervenire prima della formale presentazione dell’istanza per l’ottenimento del PAUR ed è finalizzata, tra l’altro, alla definizione delle informazioni essenziali da inserire nel futuro studio di impatto ambientale.

A tale scopo, il proponente è tenuto a trasmettere all’autorità competente uno studio preliminare ambientale, oppure una relazione che illustri analiticamente il piano di lavoro per l’elaborazione dello studio di impatto ambientale (SIA) sulla base degli impatti attesi. Oltre a tale documentazione, deve essere allegato un progetto dell’opera che presenti un livello di dettaglio equivalente a un progetto di fattibilità tecnica ed economica (comma 1).

Il procedimento si articola in fasi estremamente celeri, dettate a garanzia del proponente:

Pubblicazione (entro 5 giorni): il comma 2 dispone che l’autorità competente, entro il termine di cinque giorni dalla trasmissione dell’istanza, provveda a pubblicare e rendere accessibile l’intera documentazione sul proprio sito web istituzionale. Contestualmente, l’autorità comunica l’avvenuta pubblicazione per via telematica a tutte le amministrazioni e agli enti potenzialmente interessati e competenti a esprimersi sulla realizzazione e sull’esercizio dell’opera.
Indizione della conferenza: unitamente a tale formale comunicazione, l’autorità competente provvede a indire una conferenza di servizi preliminare coinvolgendo le medesime amministrazioni ed enti.
Determinazioni finali: ai sensi del comma 3, le amministrazioni e gli enti coinvolti si esprimono in sede di conferenza valutando la documentazione prodotta dal proponente. L’obiettivo della consultazione è definire con esattezza le informazioni da inserire nello studio di impatto ambientale[6], il relativo livello di dettaglio e le metodologie tecniche da adottare per la sua predisposizione. In tale sede pre-decisionale vengono altresì definite in anticipo le condizioni necessarie per ottenere gli atti di assenso (comunque denominati) richiesti per la realizzazione e l’esercizio del progetto.
Trasmissione degli esiti: a chiusura della fase di scoping, l’autorità competente è tenuta a trasmettere al proponente le determinazioni acquisite entro e non oltre cinque giorni dal termine dei lavori della conferenza preliminare.

La competenza statale e il ruolo del MASE

In ordine ai profili di competenza statale, l’articolo 7-bis, comma 4, del Codice dell’ambiente stabilisce che l’autorità competente è il Ministero dell’ambiente e della sicurezza energetica (MASE). Nello svolgimento della fase istruttoria del procedimento di VIA, il Ministero opera in collaborazione con il Ministero della cultura. Resta in ogni caso fermo che il provvedimento conclusivo della verifica di assoggettabilità è adottato dal MASE.

L’iter temporale della verifica di assoggettabilità

Ove prescritta, la verifica di assoggettabilità (cd. screening) è disciplinata dall’articolo 19 del Codice dell’ambiente. La procedura è scandita dalle seguenti fasi e tempistiche:

§ Avvio e verifica documentale (5 giorni): il proponente trasmette lo studio preliminare ambientale all’autorità competente. L’autorità dispone di 5 giorni per verificarne la completezza. È ammessa, per una sola volta, la richiesta di chiarimenti e integrazioni; il proponente è tenuto a trasmetterli entro i successivi 15 giorni, pena l’archiviazione del procedimento.

§ Consultazione pubblica (30 giorni): superato il vaglio di completezza, lo studio preliminare viene pubblicato online sul sito istituzionale dell’autorità per 30 giorni. In questa finestra temporale, chiunque vi abbia interesse può trasmettere le proprie osservazioni. Contestualmente, l’autorità ne dà comunicazione alle amministrazioni territoriali potenzialmente interessate.

§ Integrazioni post-consultazione (15+30 giorni): entro 15 giorni dalla chiusura della consultazione pubblica, l’autorità può richiedere al proponente (per una sola volta) ulteriori chiarimenti volti a scongiurare la sottoposizione del progetto a VIA, assegnando un termine massimo di 30 giorni per il deposito. L’omessa presentazione nei termini equivale a reiezione dell’istanza e ne determina l’archiviazione.

§ Provvedimento conclusivo (45-60 giorni): l’autorità adotta il provvedimento finale di screening entro 60 giorni dalla scadenza del termine per le osservazioni pubbliche. Qualora siano stati richiesti gli ulteriori chiarimenti post-consultazione, tale termine è rimodulato in 45 giorni decorrenti dalla materiale ricezione delle integrazioni.

§ Proroga eccezionale: esclusivamente per casi eccezionali (legati a natura, complessità, dimensioni o ubicazione del progetto), l’autorità può prorogare il termine per l’adozione del provvedimento per una sola volta e per un periodo non superiore a 20 giorni.

4. Il supporto tecnico-scientifico: le Commissioni VIA e VAS

A livello statale, il supporto tecnico-scientifico al Ministero dell’ambiente e della sicurezza energetica (MASE) è assicurato, in via ordinaria, dalla Commissione tecnica di verifica dell’impatto ambientale VIA e VAS (articolo 8, comma 1 del d.lgs. n. 152/2006).

Il legislatore ha tuttavia introdotto una deroga fondamentale: per le valutazioni ambientali relative ai progetti del Piano nazionale di ripresa e resilienza (PNRR), ai progetti finanziati con il fondo complementare e a quelli attuativi del Piano nazionale integrato per l’energia e il clima (PNIEC) – tra cui rientrano a pieno titolo i nuovi impianti per la produzione di energia da fonti rinnovabili – è stata istituita un’apposita Commissione tecnica PNRR–PNIEC, posta alle dirette dipendenze funzionali del MASE. Detta Commissione, istituita inizialmente con il decreto-legge n. 76/2020 per l’esame dei soli progetti utili all’attuazione del PNIEC, ha visto successivamente estesa la propria competenza anche all’esame dei progetti attuativi del PNRR e del Fondo Complementare (ex articolo 17 del decreto-legge n. 77/2021), di grandi opere “emergenziali” (Olimpiadi Milano Cortina 2026, Giubileo, risanamento di Bagnoli, programmi gas, America’s Cup, transizione energetica dei siti del demanio militare) e, da ultimo, del Programma di interventi per lo sviluppo delle energie rinnovabili della Difesa (PSER Difesa) (ex articolo 355, commi 1 e 4, d.lgs. n. 66/2010, Codice dell’ordinamento militare).

Sotto il profilo procedimentale, ai sensi dell’articolo 8, comma 2-septies del Codice dell’ambiente, le tipologie dei progetti PNIEC (elencati nell’allegato I-bis) possono essere modificate con decreto del MASE. Tale modifica richiede la previa richiesta di almeno una delle Commissioni parlamentari competenti (a maggioranza dei due terzi) e il rilascio di un parere parlamentare entro 45 giorni (decorsi i quali il decreto può essere comunque adottato).

In sede regionale, l’autorità competente coincide con la pubblica amministrazione preposta a compiti di tutela, protezione e valorizzazione ambientale, individuata dalle rispettive leggi regionali o delle province autonome.

L’ordine di priorità nella trattazione delle istanze

Al fine di garantire l’accelerazione dei procedimenti sono state introdotte regole di priorità e coordinamento (fast-track) che coinvolgono sia la Commissione VIA-VAS sia la Commissione tecnica PNRR-PNIEC.

L’ordine di trattazione dei procedimenti non segue infatti un criterio cronologico, ma privilegia i progetti di preminente interesse strategico nazionale e quelli con un forte impatto sul sistema produttivo.

In particolare, ai sensi dell’articolo 8, comma 1-bis, del Codice dell’ambiente, l’attuale quadro normativo prevede che si dia priorità istruttoria a progetti strategici quali:

i nuovi sistemi di accumulo idroelettrico a pompaggio;
gli impianti per la cattura e lo stoccaggio della CO? (CCS);
i progetti riguardanti la produzione di idrogeno verde o rinnovabile unitamente ai relativi impianti FER;
i nuovi impianti idroelettrici fino a 10 MW;
gli interventi di modifica o potenziamento (repowering) eolico e fotovoltaico;
i progetti fotovoltaici on-shore di potenza pari ad almeno 50 MW e i progetti eolici on-shore di potenza pari ad almeno 70 MW.

La recente normativa (decreto-legge n. 153/2024, che ha integrato il comma 1 dell’articolo 8 del Codice dell’ambiente) ha tuttavia previsto che l’ordine di priorità sia ridefinito con decreto interministeriale sulla base di criteri individuati quali l’affidabilità e la sostenibilità tecnica ed economica del progetto in rapporto alla sua realizzazione, il contributo al raggiungimento degli obiettivi di decarbonizzazione previsti dal PNIEC, la rilevanza ai fini dell’attuazione degli investimenti del PNRR, la valorizzazione di opere, impianti o infrastrutture esistenti: tale decreto interministeriale, alla data di pubblicazione del presente dossier, non risulta ancora adottato.

Per garantire il rispetto delle tempistiche stringenti imposte dal PNRR, il legislatore ha poi introdotto (con il comma 2-novies dell’articolo 8 del Codice dell’ambiente) meccanismi di flessibilità organizzativa che consentono ai presidenti delle due Commissioni (VIA-VAS e PNRR-PNIEC) di disporre, d’intesa e per motivate esigenze, l’assegnazione alla Commissione VIA-VAS ordinaria di progetti che spetterebbero di diritto alla Commissione PNRR-PNIEC, per smaltirne l’eventuale carico.

Inoltre, sempre tramite il decreto-legge n. 153/2024, è stato introdotto (con l’articolo 23, comma 1, lett. g-quater) del Codice dell’ambiente) l’obbligo per i proponenti di autodichiarare assetto proprietario e consistenza del capitale sociale e di attestare la legittima disponibilità delle superfici e delle risorse (es. suolo, acqua) necessarie al progetto: l’obiettivo sembra essere quello di individuare, sin dalla partenza, le progettualità realisticamente provviste dei mezzi necessari per la realizzazione degli impianti cui si riferiscono le corrispondenti istanze di VIA, evitando che le stesse vengano usate per “prenotare” terreni.

La Commissione tecnica PNRR-PNIEC ha finora presentato al MASE report periodici sulle attività svolte. Da queste è emerso, tra l’altro, come il sistema delle valutazioni ambientali risulti fortemente penalizzato dall’incidenza del contenzioso giurisdizionale, che genera una situazione in cui l’agenda dei lavori non è dettata dalle priorità strategiche di legge, bensì dalle scadenze imposte dai tribunali. Il consolidato orientamento giurisprudenziale impone la conclusione dei procedimenti VIA entro 130 giorni (ex articolo 25 del Codice dell’ambiente), condannando l’Amministrazione a provvedere sul mero presupposto del ritardo, a prescindere dalle priorità programmatiche o dalle oggettive carenze d’organico (su cui è intervenuto un monito del Consiglio di Stato, sent. n. 6503/2025). Nel 2025, in base al report della Commissione tecnica PNRR-PNIEC sulle attività al 20 gennaio 2026, vi sono state 182 condanne per “silenzio-inadempimento”: vi si legge che dal 2023 sono stati presentati circa 510 ricorsi avverso l’inerzia del Ministero (di cui 257 solo nel 2025). Stando al report della medesima commissione sulle attività relative al primo quadrimestre 2026, dei 172 pareri di VIA espressi in questo periodo, 63 sono stati resi in esecuzione di sentenza. Una riorganizzazione interna della Commissione tecnica PNRR-PNIEC ha comunque permesso, sempre nel primo quadrimestre 2026, di concludere 236 procedure (contro 157 nello stesso periodo del 2025), in larga parte afferenti alla transizione energetica: rispetto al 2025, l’aumento più marcato riguarda l’eolico on-shore (+94,4%), seguito da agrivoltaico (+33%) e fotovoltaico (+27,8%). Stando ai dati riportati nell’ultima relazione, le opere oggetto dei pareri VIA hanno un valore complessivo di circa 19,94 miliardi di euro e una potenza nominale di 9.827 MW, quasi 10 GW. La Puglia concentra da sola oltre 10,2 miliardi di euro e 4.221 MW, cioè più della metà del valore economico complessivo e circa il 43% della potenza valutata. Seguono Sardegna e Sicilia.

5. Il procedimento di VIA (istruttoria e consultazione): dalla presentazione dell’istanza al ruolo del Ministero della cultura

L’istanza di VIA, i contenuti documentali e la verifica di completezza

Qualora il progetto risulti assoggettato a valutazione di impatto ambientale (VIA) – per diretto superamento delle soglie previste dagli allegati II e III o quale esito della verifica di assoggettabilità – il proponente è tenuto a predisporre uno studio di impatto ambientale (SIA – ai sensi dell’articolo 22 del Codice dell’ambiente).

Tale studio deve essere formalmente trasmesso all’autorità competente (ex art. 23) unitamente a un corredo documentale, comprensivo di:

il progetto dell’opera;
una sintesi non tecnica dello Studio;
le informazioni sugli eventuali impatti transfrontalieri;
l’avviso al pubblico;
la copia della ricevuta di avvenuto pagamento del contributo istruttorio;
i risultati dell’eventuale procedura di dibattito pubblico;
la relazione paesaggistica (oppure la relazione paesaggistica semplificata redatta ai sensi del D.P.R. n. 31/2017 [7]).

Sotto il profilo societario e patrimoniale, il legislatore ha introdotto di recente ulteriori vincoli documentali. È fatto obbligo al proponente di depositare:

un’autodichiarazione esplicitante gli assetti proprietari della società proponente e dell’eventuale società controllante, unitamente all’indicazione della consistenza del capitale sociale;
esclusivamente per i progetti di produzione energetica da fonte fotovoltaica, solare termodinamica, a biomassa, biogas e di produzione di biometano, una dichiarazione sostitutiva attestante l’intervenuta e legittima disponibilità, a qualunque titolo, della superficie su cui realizzare l’impianto.

Depositata l’istanza, l’autorità competente dispone di 15 giorni per valutarne la completezza. Qualora ravvisi carenze, può richiedere un’integrazione documentale che il proponente è tenuto a fornire entro un termine perentorio non superiore a 30 giorni. All’esito di una nuova verifica (da compiersi nei successivi 15 giorni), qualora la documentazione risulti ancora incompleta, la domanda si intende ritirata e archiviata (art. 23, comma 3, Codice dell’ambiente).

Accertata la completezza, l’intera documentazione viene pubblicata online sul sito web dell’autorità competente, avendo cura di oscurare eventuali informazioni industriali o commerciali coperte da riservatezza segnalate dal proponente. Contestualmente, l’autorità comunica per via telematica l’avvenuta pubblicazione al proponente, alle amministrazioni e a tutti gli enti territoriali potenzialmente interessati a esprimersi. La legge (art. 23, comma 4) fissa proprio in tale momento di pubblicazione il termine a partire dal quale la Commissione PNRR-PNIEC avvia formalmente la propria attività istruttoria.

La consultazione pubblica e l’integrazione documentale

Ai sensi dell’articolo 24 del Codice dell’ambiente, la presentazione dell’istanza e la relativa documentazione devono essere rese note tramite specifico avviso al pubblico, predisposto dal proponente e pubblicato sul sito web istituzionale a cura dell’autorità competente. Dalla data di tale pubblicazione decorrono formalmente i termini per la consultazione, la valutazione e l’adozione del provvedimento finale di VIA.

L’iter partecipativo e istruttorio segue la seguente tempistica:

Consultazione e controdeduzioni: per i progetti PNRR-PNIEC, la fase di consultazione pubblica è dimezzata, con una durata di 30 giorni anziché 60. Entro tale termine, vengono acquisiti anche i pareri delle amministrazioni interessate. Il proponente dispone dei successivi 15 giorni per presentare le proprie controdeduzioni alle osservazioni e ai pareri pervenuti.
Richiesta di integrazioni: qualora al termine della consultazione emerga la necessità di modificare o integrare il progetto, la Commissione tecnica di verifica (entro 20 giorni) o la Commissione tecnica PNRR-PNIEC (entro 10 giorni) può assegnare al proponente, per una sola volta, un termine non superiore a 20 giorni per trasmettere gli elaborati aggiornati in formato elettronico.
Sospensione dei termini: il proponente può richiedere motivatamente una sola sospensione dei termini per il deposito delle integrazioni: fino a 60 giorni (in via ordinaria) o fino a 120 giorni (per approfondimenti più complessi). Il decreto-legge n. 153/2024 ha introdotto un meccanismo di silenzio-assenso: se la Commissione non si pronuncia entro 7 giorni dalla richiesta, la sospensione si intende automaticamente accordata per il periodo indicato.
Improcedibilità: la mancata presentazione della documentazione richiesta entro il termine perentorio stabilito comporta che l’istanza si consideri formalmente respinta.

La seconda consultazione pubblica e le controdeduzioni

L’autorità competente, ricevuta la documentazione integrativa, la pubblica immediatamente sul proprio sito web e avvia, tramite apposito avviso, una nuova consultazione del pubblico limitata alle sole modifiche o integrazioni apportate. Al fine di garantire la celerità dei procedimenti strategici, nel caso di progetti rientranti nel perimetro PNRR-PNIEC la seconda consultazione sconta tempistiche dimezzate, esaurendosi in 15 giorni anziché negli ordinari 30 giorni. Entro i successivi 10 giorni, è riconosciuta al proponente la facoltà di presentare all’autorità competente le proprie controdeduzioni rispetto alle nuove osservazioni e ai pareri pervenuti.

Il ruolo del Ministero della cultura e la verifica paesaggistica

Il decreto-legge n. 153/2024 ha profondamente innovato la disciplina, inserendo il nuovo comma 4-bis all’articolo 24 e modificando il comma 2-quinquies dell’articolo 25 del Codice dell’ambiente, al fine di regolamentare le prerogative istruttorie del Ministero della cultura (MiC).

Il procedimento di verifica paesaggistica segue una precisa scansione endoprocedimentale:

Verifica di adeguatezza (30 giorni): entro 30 giorni dall’esito della consultazione pubblica o dalla presentazione delle controdeduzioni, il MiC provvede alla verifica dell’adeguatezza della relazione paesaggistica.
Integrazioni documentali (10+30 giorni): nei successivi 10 giorni, il MiC ha facoltà di assegnare al proponente (per una sola volta) un termine non superiore a 30 giorni per depositare documentazione integrativa. Tale termine è prorogabile di ulteriori 30 giorni su motivata istanza del proponente in ragione della complessità del progetto. Una volta ricevute, il MiC trasmette tempestivamente le integrazioni all’autorità competente.
Rigetto e archiviazione: l’istanza si intende respinta (con conseguente obbligo di archiviazione per l’autorità competente) qualora il proponente non presenti le integrazioni nei termini assegnati, oppure se, all’esito di una nuova verifica del MiC (da effettuarsi nei 15 giorni dalla ricezione), la documentazione risulti nuovamente incompleta. In tale fattispecie, il MiC deve comunicare espressamente le motivazioni per cui le carenze documentali impediscono di esprimere la valutazione di compatibilità paesaggistica.

Come sottolineato dalla relazione illustrativa del decreto-legge n. 153/2024, le preclusioni introdotte dal nuovo comma 4-bis dell’articolo 24 del Codice dell’ambiente mirano a impedire che, solo dopo un lungo e gravoso iter procedimentale, lo schema di VIA non venga concertato dal MiC per un mero difetto degli elementi istruttori di base. Sancendo l’archiviazione anticipata dell’istanza in caso di documentazione paesaggistica insufficiente (anziché consentire un diniego del concerto nelle fasi finali), la norma persegue una chiara finalità deflattiva: contenere le ipotesi di contrasto istituzionale sul merito della compatibilità paesaggistica (ai sensi dell’art. 25, comma 2-quinquies) e ridurre così i casi in cui si rende necessaria la rimessione della decisione dirimente al Consiglio dei Ministri ex art. 5, comma 2, lett. c-bis), della legge n. 400/1988.

Uno dei profili di maggiore criticità procedimentale nella tempistica della valutazione di impatto ambientale ha storicamente riguardato l’interazione con la disciplina di tutela archeologica. Di seguito si ricostruisce l’evoluzione normativa e il consolidato orientamento giurisprudenziale in materia, volti a dirimere i conflitti tra le amministrazioni competenti.

La separazione normativa tra iter ambientale e iter archeologico

Al fine di accelerare la realizzazione delle opere, il legislatore è intervenuto con il decreto-legge n. 13/2023 per separare i due procedimenti. È stato eliminato l’originario adempimento documentale che imponeva al proponente di allegare all’istanza di VIA l’atto del Soprintendente relativo alla Verifica preventiva di interesse archeologico (VPIA). Contestualmente, nel Codice dell’ambiente (d.lgs. n. 152/2006) è stato inserito l’articolo 25, comma 2-sexies. La norma chiarisce che l’adozione del parere e del provvedimento finale di VIA non può, in alcun caso, essere subordinata alla conclusione della procedura di VPIA né all’esecuzione dei relativi saggi archeologici preventivi.

La posizione del Ministero della cultura e l’applicabilità ai progetti privati

Nonostante la ratio legislativa volta a svincolare i due binari temporali, il Ministero della cultura ha mantenuto un approccio amministrativo espansivo. Richiamando le Linee guida del D.P.C.M. 14 febbraio 2022, il MiC sostiene che tutti i progetti assoggettati a VIA – ivi compresi quelli proposti da soggetti privati – debbano restare sottoposti alla parallela procedura di VPIA, ritenendo che quest’ultima integri il Progetto di Fattibilità Tecnica ed Economica (PFTE) necessario ai fini della valutazione ambientale. Tali pretese estensive del MiC sui soggetti privati si scontrano, tuttavia, con il recente d.lgs. n. 209/2024 (Correttivo al codice dei contratti pubblici). Quest’ultimo circoscrive esplicitamente l’obbligo procedimentale della VPIA (allegato I.8) ai soli appalti pubblici di lavori. Ad ogni modo, le eventuali prescrizioni di tutela e le indagini preventive richieste dal MiC devono concludersi prima dell’avvio materiale dei lavori o del loro affidamento.

L’orientamento giurisprudenziale: valenza conoscitiva e superamento del dissenso

Sul versante giurisprudenziale, la giurisdizione amministrativa è intervenuta a più riprese per ridimensionare l’impostazione della tutela archeologica, fissando tre principi cardine:

§ La valenza conoscitiva della VPIA: pur non essendo i proponenti privati normativamente obbligati a istruire ex novo la procedura VPIA secondo le regole del codice degli appalti, essi non sono immuni dalle sue risultanze oggettive. Il Consiglio di Stato (sentenza n. 6757/2024) ha chiarito che, qualora in una determinata area sia già stata redatta una VPIA (ad es. da un gestore di rete), i dati emersi sull’alto potenziale archeologico costituiscono un “fatto acquisito”. Tali dati vincolano l’Amministrazione in sede istruttoria, la quale può legittimamente respingere un progetto di iniziativa privata (come un nuovo impianto energetico) basandosi sul rischio archeologico già documentato.

§ Natura non ostativa del dissenso: il TAR Puglia (sentenza n. 1429/2023), recentemente confermato dalla decisione del Consiglio di Stato (Sez. IV, sentenza n. 867/2025), ha statuito che un parere negativo del MiC non opera come un veto automatico e autosufficiente rispetto alla conclusione del procedimento ambientale. Tale parere costituisce un “dissenso qualificato” che non preclude di per sé lo sviluppo del procedimento, ma deve essere gestito secondo le regole ordinarie di composizione dei conflitti, ovvero tramite l’attivazione della procedura di rimessione e opposizione al Consiglio dei Ministri (ex art. 14-quinquies della L. 241/1990).

§ Gestione dei pareri tardivi: In continuità con l’esigenza di impedire sospensioni sine die delle tempistiche autorizzative, i giudici hanno delineato un chiaro sistema per fronteggiare l’inerzia del MiC, differenziando i rimedi a seconda della fase procedimentale:

- L’inerzia della Soprintendenza: Se a ritardare o mancare è il parere della Soprintendenza locale, l’autorità procedente ha il potere-dovere di “procedere comunque” alla valutazione ambientale, scavalcando il parere mancante senza dover attendere l’esercizio di alcun potere sostitutivo (Cons. Stato, Sent. n. 867/2025).

- L’inerzia sul concerto finale e il potere sostitutivo: Se invece il ritardo riguarda la Direzione Generale del MiC nell’emissione del “concerto” finale, i giudici hanno chiarito che l’atto reso oltre i termini perentori non è inesistente, non è inefficace e non fa scattare un automatico silenzio-assenso (Cons. Stato, Sent. n. 10365/2025). Tuttavia, per sbloccare la procedura, l’ordinamento impone l’intervento formale del titolare del “potere sostitutivo”, il quale subentra per provvedere al rilascio degli atti.

Deroghe e semplificazioni recenti

A ulteriore semplificazione e deflazione del quadro procedimentale, l’articolo 12-bis del decreto-legge n. 19/2024 (convertito con legge n. 56/2024) ha introdotto esenzioni totali dalla VPIA per specifiche tipologie di intervento:

§ opere qualificabili “di lieve entità” su reti rientranti nei progetti finanziati dal PNRR;

§ interventi localizzati in aree già occupate da infrastrutture o reti (a condizione che non comportino scavi a quote di profondità superiori a quelle già impegnate dalle preesistenze);

§ lavori urgenti necessari al ripristino dell’erogazione di servizi pubblici. Per le infrastrutture di rete qualificabili come “di media entità” è stata invece istituita una modalità semplificata e accelerata di esecuzione della verifica.

6. Conclusione, efficacia e risoluzione dei conflitti: il provvedimento finale, le proroghe e l’intervento del Consiglio dei Ministri

L’adozione del provvedimento di VIA: binario ordinario e PNRR-PNIEC

Conclusa la fase di consultazione pubblica, l’iter per l’emanazione del provvedimento finale si sdoppia in due distinti regimi temporali, disciplinati dall’articolo 25 del Codice dell’ambiente:

§ Procedimento ordinario (comma 2): il competente Direttore generale del MASE adotta il provvedimento di VIA entro un termine di 60 giorni. Tale adozione è subordinata alla previa acquisizione del concerto del competente Direttore generale del Ministero della cultura, da rendersi entro il termine di 30 giorni. Qualora si renda necessario procedere ad accertamenti e indagini di particolare complessità, la fase di valutazione può essere prolungata (con atto motivato) per ulteriori 30 giorni. In tal caso, l’amministrazione deve darne tempestiva comunicazione telematica al proponente, esplicitando le ragioni che giustificano la proroga e il termine entro cui il provvedimento sarà emanato.

§ Procedimento PNRR-PNIEC (comma 2-bis): relativamente ai procedimenti di competenza della Commissione tecnica PNRR-PNIEC, la norma assegna a quest’ultima 30 giorni per predisporre (sulla base delle osservazioni, delle controdeduzioni e dei pareri raccolti) lo schema di provvedimento (il parere) di VIA da sottoporre al Direttore generale del MASE. Il parere deve in ogni caso essere reso entro il termine massimo assoluto di 130 giorni dalla pubblicazione della documentazione originariamente trasmessa con l’istanza. Ricevuto lo schema, il Direttore generale del MASE adotta il provvedimento di VIA nei successivi 30 giorni, previa acquisizione del concerto del Ministero della cultura, il quale dispone in questo caso di soli 20 giorni per renderlo. La norma, inoltre, fa espressamente salvo il regime derogatorio introdotto dall’articolo 11-quater del d.lgs. n. 190/2024: qualora il progetto insista all’interno di “aree idonee”, la determinazione del Ministero della cultura passa da concerto a parere obbligatorio ma non vincolante.

Il concerto paesaggistico

A livello decisorio, l’articolo 25 del Codice dell’ambiente stabilisce che l’adozione del provvedimento di VIA statale avvenga previa acquisizione del concerto del competente Direttore generale del Ministero della cultura. La norma precisa che, ove la relazione paesaggistica consenta una valutazione positiva, tale concerto comprende l’autorizzazione paesaggistica a tutti gli effetti.

A tutela del procedimento, il MiC è tenuto a motivare adeguatamente nel merito l’eventuale diniego del concerto. In caso di perdurante dissenso del Ministero della cultura rispetto a un parere favorevole espresso dalla Commissione tecnica competente, la decisione finale può essere deferita al Consiglio dei Ministri (ai sensi dell’art. 5, comma 2, lett. c-bis, della L. 400/1988). Qualora in tale sede il dissenso governativo venga superato, l’atto deliberato sostituisce a ogni effetto il provvedimento di VIA favorevole e ricomprende l’autorizzazione paesaggistica.

Sotto il profilo dei vincoli culturali, il comma 2-quinquies dell’articolo 25 (come novellato dal decreto-legge n. 153/2024) stabilisce che il concerto espresso dal Ministero della cultura comprende a tutti gli effetti l’autorizzazione paesaggistica di cui all’articolo 146 del d.lgs. n. 42/2004. Affinché si produca tale effetto, la norma precisa tuttavia che ciò avviene unicamente “ove la relazione paesaggistica consenta di esprimere una valutazione positiva di compatibilità paesaggistica del progetto”.

A bilanciamento dei vincoli appena descritti, interviene una clausola di salvaguardia dettata dall’articolo 11-quater del Testo unico sulle FER. La norma stabilisce che, per i progetti di impianti da fonti rinnovabili localizzati in aree idonee, l’autorità competente in materia paesaggistica si esprime unicamente con un parere obbligatorio ma non vincolante (valido anche ai fini delle stesse valutazioni di impatto ambientale). Conseguentemente, qualora tale termine per l’espressione del parere decorra inutilmente, l’autorità procedente è pienamente legittimata a provvedere comunque sulla domanda di autorizzazione, neutralizzando l’inerzia amministrativa.

Il potere sostitutivo in caso di inerzia

A garanzia dei tempi procedimentali, l’articolo 25, comma 2-quater, del Codice dell’ambiente disciplina l’esercizio del potere sostitutivo qualora si registri l’inerzia delle Commissioni tecniche (ordinaria o PNRR-PNIEC) o delle direzioni generali competenti. In tale fattispecie, il titolare del potere sostitutivo acquisisce, qualora la competente Commissione non si sia pronunciata, il parere dell’ISPRA entro il termine di 30 giorni. Una volta acquisito tale parere, l’organo provvede all’adozione dell’atto omesso nei successivi 30 giorni. La medesima disposizione sanziona, altresì, l’inerzia nella fase decisoria finale: in caso di mancata conclusione del procedimento da parte del Direttore generale del Ministero dell’ambiente o in caso di ritardo nel rilascio del concerto da parte del Direttore generale del Ministero della cultura, il titolare del potere sostitutivo subentra per provvedere al rilascio degli atti di relativa competenza entro i successivi 30 giorni.

Contenuti ed efficacia temporale del provvedimento di VIA

Il provvedimento di VIA reca le condizioni per la realizzazione, l’esercizio e la dismissione del progetto. Esso definisce le linee di indirizzo per le successive fasi di sviluppo progettuale e prescrive le misure previste per evitare, ridurre e (ove possibile) compensare gli impatti ambientali significativi e negativi, unitamente alle relative misure di monitoraggio (articolo 25, comma 4).

Sotto il profilo della pubblicità e della durata, il provvedimento è immediatamente pubblicato sul sito web dell’autorità competente. La sua efficacia temporale, definita nel provvedimento stesso, non può essere inferiore a 5 anni. Tale termine è calcolato tenendo conto dei tempi previsti per la realizzazione dell’opera, dei procedimenti autorizzatori necessari e dell’eventuale proposta formulata dal proponente a corredo dell’istanza. Decorsa l’efficacia temporale indicata senza che il progetto sia stato realizzato, il procedimento di VIA deve essere reiterato, fatta salva la concessione di una specifica proroga da parte dell’autorità competente, attivabile su istanza del proponente corredata di una relazione esplicativa aggiornata. La norma pone inoltre una clausola di salvaguardia: qualora l’istanza di proroga venga presentata con un congruo anticipo, ossia almeno 120 giorni prima della scadenza naturale del termine di efficacia, il provvedimento di VIA originario continua a mantenere intatta la propria efficacia sino all’adozione delle determinazioni dell’amministrazione (articolo 25, comma 5).

Scadenza, reiterazione e procedimento di proroga

Ai sensi dell’articolo 25, comma 5, decorso il periodo di efficacia del titolo senza che il progetto sia stato realizzato, il procedimento di VIA deve essere integralmente reiterato, fatta salva la facoltà del proponente di richiedere la concessione di una specifica proroga.

L’istanza di proroga deve essere corredata da una relazione esplicativa aggiornata. A tutela degli investimenti, la norma pone un limite al potere prescrittivo dell’amministrazione: fatto salvo il caso di mutamento del contesto ambientale di riferimento o di modifiche progettuali, il provvedimento di proroga non può contenere prescrizioni diverse o ulteriori rispetto a quelle già previste nella VIA originaria.

Come introdotto dal decreto-legge n. 19/2024 all’interno del medesimo comma 5, se l’istanza di proroga è presentata almeno centoventi giorni prima della scadenza del termine di efficacia del provvedimento di VIA, il provvedimento continua ad avere efficacia fino all’adozione delle determinazioni in ordine alla proroga.

L’istruttoria per la concessione della proroga è tuttavia sottoposta a rigidi termini decadenziali:

§ entro 15 giorni dalla presentazione dell’istanza, l’autorità competente deve verificare la completezza della documentazione;

§ se la documentazione risulta incompleta, l’autorità richiede le dovute integrazioni, assegnando per la presentazione un termine perentorio non superiore a 30 giorni;

§ se il proponente omette di depositare la documentazione integrativa entro tale scadenza, oppure se all’esito di una nuova verifica (da compiersi nei successivi 15 giorni) la documentazione risulti ancora incompleta, l’istanza si intende definitivamente ritirata e l’autorità procede all’archiviazione.

L’integrazione del provvedimento di VIA nei titoli abilitativi

Sotto il profilo degli effetti formali, ai sensi dell’articolo 26 del Codice dell’ambiente, il provvedimento di VIA è sempre integrato nell’autorizzazione e in ogni altro titolo abilitativo necessario alla realizzazione dei progetti sottoposti a valutazione, nonché all’interno dell’autorizzazione integrata ambientale (AIA), ove prevista.

A tal fine, l’autorizzazione finale deve obbligatoriamente recepire ed esplicitare almeno le seguenti informazioni:

il provvedimento di VIA;
le eventuali condizioni ambientali imposte dal provvedimento di VIA, una descrizione delle caratteristiche del progetto e delle eventuali misure previste per evitare, prevenire o ridurre (e se possibile compensare) gli impatti ambientali negativi e significativi, unitamente, ove opportuno, a una descrizione delle prescritte misure di monitoraggio.

La risoluzione dei conflitti istituzionali e l’efficacia delle deliberazioni del Consiglio dei Ministri

A garanzia della conclusione dei procedimenti autorizzativi complessi e per scongiurare stalli istruttori, l’ordinamento investe il Consiglio dei Ministri di specifici poteri deliberativi e sostitutivi.

Tale intervento si articola su due differenti profili normativi:

Il potere di armonizzazione (L. 400/1988): ai sensi dell’articolo 5, comma 2, lett. c-bis), della legge n. 400/1988, il Presidente del Consiglio può deferire al Consiglio dei Ministri la decisione di questioni sulle quali siano emerse valutazioni contrastanti tra amministrazioni a diverso titolo competenti in ordine alla definizione di atti e provvedimenti. Tale deferimento è finalizzato a operare una complessiva valutazione e armonizzazione degli interessi pubblici coinvolti.
L’opposizione in conferenza di servizi (L. 241/1990): ai sensi dell’articolo 14-quinquies della legge n. 241/1990, qualora un’amministrazione preposta alla tutela di interessi sensibili (quali l’ambiente e il paesaggio) si opponga all’adozione di una determinazione motivata di conclusione della conferenza di servizi – esprimendo in modo inequivoco il proprio motivato dissenso prima della conclusione dei lavori – ed esaurito inutilmente il tentativo di addivenire a un’intesa, la questione deve essere rimessa al Consiglio dei Ministri.

In merito al raccordo tra le decisioni governative e il regime autorizzatorio delle fonti rinnovabili, il legislatore è intervenuto a più riprese per blindare l’efficacia sostitutiva delle deliberazioni del Consiglio dei Ministri.

Già l’articolo 7 del decreto-legge n. 50/2022 aveva precisato che, nei procedimenti di autorizzazione degli impianti di produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili, le deliberazioni del Consiglio dei Ministri (adottate ai sensi della citata L. 400/1988) sostituiscono ad ogni effetto il provvedimento di VIA. Tale principio è stato di recente codificato in via generale dal nuovo comma 7-bis dell’articolo 25 del Codice dell’ambiente, introdotto dal decreto-legge n. 153/2024. Nel dettaglio, il nuovo comma 7-bis dispone esplicitamente che, nel caso di progetti sottoposti a VIA statale, gli eventuali atti adottati dal Consiglio dei Ministri sostituiscono a ogni effetto l’ordinario provvedimento di VIA.

Infine, per garantire tempi certi alla realizzazione delle opere, l’ordinamento prevede che tali deliberazioni governative (così come quelle adottate in caso di opposizione alla chiusura della conferenza di servizi ex art. 14-quinquies, L. 241/1990) confluiscano direttamente nel procedimento autorizzatorio unico. Quest’ultimo deve essere concluso a cura dell’amministrazione competente entro i successivi 60 giorni. A presidio di tale tempistica opera un meccanismo di silenzio-assenso: se il Consiglio dei Ministri si esprime per il rilascio del provvedimento di VIA e decorre inutilmente il prescritto termine di 60 giorni, l’autorizzazione si intende definitivamente rilasciata.

7. I provvedimenti unici ambientali: il provvedimento unico statale e il PAUR regionale

Il provvedimento unico in materia ambientale di competenza statale

Nel caso di procedimenti di VIA di competenza statale, il proponente ha la facoltà di richiedere che il provvedimento di VIA sia rilasciato nell’ambito di un “provvedimento unico in materia ambientale”. Ai sensi dell’articolo 27 del Codice dell’ambiente, tale atto risulta comprensivo di ulteriori autorizzazioni ambientali indicate dalla norma, quali l’AIA, l’autorizzazione paesaggistica, l’autorizzazione culturale o quella inerente al vincolo idrogeologico.

L’iter procedurale è scandito dalle seguenti fasi:

§ verifica e pubblicazione (10 giorni): l’autorità competente dispone di 10 giorni dalla presentazione dell’istanza per verificare l’avvenuto pagamento del contributo amministrativo, pubblicare la documentazione online e trasmetterla alle amministrazioni interessate;

§ integrazioni documentali (30+30 giorni): le amministrazioni coinvolte hanno 30 giorni per richiedere eventuali integrazioni documentali; il proponente è tenuto a renderle entro i successivi 30 giorni.

§ consultazione pubblica (60 giorni): in questa specifica ipotesi, la consultazione pubblica si svolge per 60 giorni, anche qualora si tratti di progetti relativi a impianti da fonti rinnovabili;

§ indizione conferenza e ulteriori integrazioni: entro i successivi 15 giorni l’autorità competente indice la conferenza di servizi decisoria; contestualmente, l’autorità può chiedere ulteriori integrazioni, da fornire nei 15 giorni seguenti (salva richiesta di sospensione per un periodo fino a 90 giorni); in difetto, il procedimento si intende archiviato;

§ seconda consultazione (30 giorni): l’autorità competente pubblica le integrazioni sul sito istituzionale e, entro 5 giorni dalla loro ricezione, dispone che il proponente trasmetta (entro i successivi 10 giorni) un nuovo avviso al pubblico; la conseguente consultazione pubblica, limitata alle sole modifiche o integrazioni apportate, ha una durata di 30 giorni;

§ Conclusione (210 giorni): la conferenza di servizi è tenuta a concludere i propri lavori entro il termine massimo di 210 giorni.

La determinazione motivata di conclusione della conferenza di servizi costituisce a tutti gli effetti il provvedimento unico in materia ambientale. Esso reca l’indicazione espressa del provvedimento di VIA ed elenca i titoli autorizzativi in esso ricompresi.

Il provvedimento autorizzatorio unico regionale - PAUR

Come anticipato, qualora un progetto sia assoggettato a valutazione di impatto ambientale di competenza regionale, tutte le autorizzazioni, intese, concessioni, licenze, pareri e nulla osta richiesti vengono acquisiti all’interno di un’apposita conferenza di servizi, secondo la disciplina del provvedimento autorizzatorio unico regionale (PAUR) dettata dall’articolo 27-bis del Codice dell’ambiente.

In tal caso, il proponente deve allegare all’istanza la documentazione necessaria per il rilascio degli atti di assenso previsti dalle normative di settore. La tempistica istruttoria è così strutturata:

avvio (10 giorni): entro 10 giorni, l’autorità competente verifica il pagamento del contributo amministrativo e comunica alle amministrazioni interessate l’avvenuta pubblicazione della domanda sul proprio sito web;
verifica di completezza (30+30 giorni): entro 30 giorni dalla pubblicazione, le amministrazioni verificano la completezza della documentazione, assegnando al proponente un termine massimo di 30 giorni per le eventuali integrazioni;
prima consultazione (30 giorni): viene avviata la consultazione pubblica per la durata di 30 giorni;
integrazioni post-consultazione: entro i successivi 30 giorni, l’autorità può chiedere al proponente ulteriori integrazioni, assegnando un termine non superiore a 30 giorni per la loro trasmissione; il proponente può richiedere, per una sola volta, una sospensione per un massimo di 180 giorni; decorsi inutilmente tali termini, l’istanza si intende ritirata e l’autorità competente procede all’archiviazione;
seconda consultazione (15 giorni): la documentazione integrativa viene pubblicata online per una nuova consultazione della durata di 15 giorni;
conferenza di servizi e conclusione: entro 10 giorni dal termine per richiedere integrazioni o dal loro materiale ricevimento, l’autorità indice una conferenza di servizi in modalità sincrona affinché le amministrazioni si esprimano. I lavori della conferenza debbono concludersi nei successivi 90 giorni decorrenti dalla data della prima riunione.

La determinazione motivata di conclusione costituisce il provvedimento autorizzatorio unico regionale e comprende esplicitamente il provvedimento di VIA e i titoli abilitativi rilasciati per il progetto. Nel caso in cui il rilascio di titoli settoriali sia già compreso nell’ambito di un’autorizzazione unica preesistente, le relative amministrazioni partecipano alla Conferenza e l’autorizzazione unica confluisce organicamente nel PAUR. A ulteriore garanzia del proponente, qualora normative di settore richiedano un livello progettuale esecutivo o verifiche successive alla realizzazione dell’opera, l’amministrazione competente indica in Conferenza le condizioni da verificare secondo un preciso cronoprogramma per il successivo rilascio del titolo definitivo.

La deroga per le fonti rinnovabili: il primato dell’autorizzazione unica

Come visto in precedenza nel descrivere il regime dell’autorizzazione unica, in deroga alla complessa architettura del PAUR appena descritta, con specifico riferimento agli impianti di produzione di energia da fonti rinnovabili, il legislatore ha introdotto una rilevante clausola di salvaguardia. L’articolo 9, comma 1, del Testo unico sulle FER (d.lgs. n. 190/2024) fa espressamente salva la facoltà, per le regioni e le province autonome, di derogare a tale previsione e optare per l’applicazione diretta del procedimento di autorizzazione unica (AU) in luogo del PAUR.

A tutela dei tempi realizzativi e della certezza del diritto, la norma interviene parallelamente sul regime ordinario, statuendo che, qualora la regione o la provincia autonoma non eserciti tale facoltà e proceda dunque mediante il PAUR (art. 27-bis), il termine per la conclusione di quest’ultimo procedimento non possa in alcun caso superare i due anni, calcolati dal suo formale avvio o dall’avvio della verifica di assoggettabilità a VIA, ove prevista.

V. La nuova disciplina delle soluzioni di connessione alla rete elettrica nazionale

Il nuovo articolo 10-bis del d.lgs. n. 190/2024, introdotto dall’articolo 7 del decreto-legge n. 21/2026, rivoluziona l’approccio normativo previgente in materia di connessioni alla rete elettrica per gli impianti da fonti rinnovabili e per gli impianti di accumulo (con l’espressa eccezione degli impianti off-shore).

La finalità primaria della riforma è il contrasto al fenomeno della cd. saturazione virtuale, ossia l’esaurimento contabile della capacità di rete determinato dalla prenotazione di capacità da parte di progetti ancora in fase preliminare. A tal fine, la disposizione subordina l’assegnazione definitiva della capacità di rete all’effettivo conseguimento dei titoli autorizzativi, introduce termini perentori di decadenza e scorpora i procedimenti per la realizzazione delle infrastrutture di rete, affidandoli direttamente al gestore.

1. L’allocazione della capacità e le procedure competitive

La disciplina previgente limitava il rilascio di preventivi di connessione alla sola capacità fisicamente disponibile nel singolo nodo. Il nuovo articolo 10-bis autorizza invece Terna s.p.a. e i gestori di distribuzione a rilasciare soluzioni tecniche minime generali (STMG) anche in eccedenza rispetto alla capacità massima teorica accoglibile. L’allocazione di tale capacità è destinata ad avvenire attraverso procedure competitive e non discriminatorie (cd. open season), le cui regole dovranno essere aggiornate dall’ARERA entro 180 giorni dalla data di entrata in vigore del decreto. Dalle procedure competitive sono esonerate le richieste di connessione presentate dai gestori di distribuzione per la realizzazione, il potenziamento o l’ampliamento dei propri impianti di distribuzione elettrica. In via transitoria, l’emissione di STMG in eccedenza è consentita fin dalla data di entrata in vigore del decreto.

Vincoli di accessorietà e decadenze

La disposizione produce un mutamento sostanziale nei criteri di assegnazione della capacità di rete: quest’ultima non è più garantita dalla mera richiesta di connessione, bensì è riservata in via esclusiva ai progetti formalmente abilitati, ovvero in possesso di PAS o di autorizzazione unica (AU). A tal fine, sono introdotti specifici vincoli di accessorietà:

§ Il proponente è tenuto a presentare l’istanza per il rilascio della PAS o dell’AU entro il termine perentorio di 90 giorni dall’accettazione della STMG, pena la revoca della stessa. Tuttavia, qualora l’intervento ricada in aree soggette a valutazione di incidenza ambientale (VIncA) o necessiti di un preventivo titolo edilizio (ai sensi dell’art. 8, commi 12 e 12-bis), la soluzione di connessione non decade se il proponente, entro il medesimo termine di 90 giorni, presenta formalmente l’istanza per avviare l’acquisizione di tali atti preliminari.

§ La decadenza del titolo autorizzativo (ad esempio per mancato avvio o mancata ultimazione dei lavori nei termini previsti) comporta l’automatica decadenza della relativa soluzione di connessione.

Disciplina transitoria e salvaguardia dei procedimenti in corso

Per i progetti non ancora autorizzati, la norma dispone, a decorrere dalla pubblicazione dei provvedimenti ARERA, la perdita di efficacia delle STMG già rilasciate e non ancora validate da Terna. Resta fermo il diritto dei titolari di partecipare alle nuove procedure di allocazione, nonché il diritto alla restituzione o rimodulazione dei corrispettivi già versati, secondo le modalità che saranno definite da ARERA.

Il comma 6 introduce tuttavia una clausola di salvaguardia: la sopravvenuta inefficacia della STMG non costituisce causa di archiviazione o rigetto per le istanze autorizzative o ambientali – quali la valutazione di impatto ambientale (VIA) – già in corso. I relativi procedimenti subiscono una sospensione e i termini riprendono a decorrere dal momento della presentazione della nuova STMG.

In fase di allocazione e pianificazione, Terna è inoltre tenuta a salvaguardare le soluzioni di connessione relative a progetti che, alla data di emanazione delle nuove regole ARERA, abbiano già ottenuto un provvedimento favorevole di VIA (o di esenzione dalla stessa) o un parere positivo di compatibilità ambientale, a condizione che il progetto valutato comprenda anche gli interventi di sviluppo e potenziamento della rete elettrica di trasmissione nazionale.

Scorporo e semplificazione delle opere di rete

I commi 8 e 10 intervengono sull’iter autorizzativo delle infrastrutture di rete necessarie all’immissione dell’energia (quali stazioni elettriche e raccordi in alta tensione). Tali opere – fatta eccezione per quelle relative agli impianti off-shore – vengono scorporate dal procedimento in capo al proponente privato (PAS o AU). La competenza per l’ottenimento dell’autorizzazione è attribuita a Terna, che è tenuta a interfacciarsi direttamente con il MASE (ai sensi del decreto-legge n. 239/2003).

A tutela dei progetti in fase di sviluppo più avanzata, il comma 9 stabilisce che la regola dello scorporo non si applica qualora, alla data di pubblicazione delle nuove regole ARERA, gli interventi di rete risultino già validati da Terna e ricompresi in procedimenti abilitativi o autorizzatori già formalmente avviati. In tali fattispecie transitorie l’iter rimane in capo al proponente privato, fatta salva in ogni caso la facoltà per quest’ultimo di concordare con Terna la presentazione congiunta di una richiesta per l’applicazione della procedura di scorporo.

Per accelerare la realizzazione delle suddette infrastrutture, la disposizione prevede regimi procedurali differenziati:

- Denuncia di inizio attività (DIA): per specifici interventi ricadenti in aree prive di vincoli ai sensi del Codice dei beni culturali e del paesaggio, nonché prive di vincoli ambientali, geologici o idrogeologici, Terna è autorizzata a procedere tramite DIA. Rientrano in tale regime, a titolo esemplificativo: la realizzazione di stazioni elettriche su siti industriali dismessi; la realizzazione di raccordi fino a 3 km (se in aereo) o fino a 12 km (se in cavo interrato); l’ammodernamento e il potenziamento di elettrodotti esistenti, a condizione che il tracciato non si discosti per più di 60 metri e la variazione dell’altezza dei sostegni non superi il 30%. L’utilizzo della DIA è subordinato all’attestazione, da parte di Terna, della legittima disponibilità delle superfici, in deroga alle procedure ordinarie di esproprio.

- Aree idonee: qualora le opere di rete ricadano in aree classificate idonee o in zone di accelerazione, si applicano le decurtazioni dei termini procedimentali (quali la riduzione di un terzo) e le semplificazioni procedurali (quali i pareri paesaggistici non vincolanti o deroghe alla VIA) previste rispettivamente dall’art. 11-quater e dall’art. 12, comma 10, del TU FER.

Le aree idonee e le zone di accelerazione

Il capitolo esamina la disciplina delle superfici a localizzazione privilegiata: le aree idonee, individuate ope legis e dalle leggi regionali (articoli 11-bis e 11-ter del Testo unico sulle FER), e le zone di accelerazione di derivazione europea (articolo 12), con i connessi regimi di semplificazione procedurale.

I. Aree idonee all’installazione di impianti FER

1. Il nuovo assetto delle aree idonee

La procedura di individuazione delle superfici idonee all’installazione di impianti di produzione di energia da fonti rinnovabili ha subìto recenti e profondi mutamenti. A seguito del parziale annullamento del D.M. 21 giugno 2024 da parte del TAR Lazio (sentenza n. 9155/2025, annullamento comunque riformato dalla sentenza dalla sentenza n. 6151/2026 del Consiglio di Stato – v. più avanti box di approfondimento), il legislatore è intervenuto con il decreto-legge n. 175/2025 (convertito con la legge n. 4/2026), operando un massiccio riordino della materia. Tale riforma ha abrogato la precedente disciplina (contenuta nell’articolo 20 del d.lgs. n. 199/2021), facendone confluire e aggiornandone i contenuti nel nuovo articolo 11-bis del Testo unico sulle FER (d.lgs. n. 190/2024). Per maggiori approfondimenti su quanto previsto dal decreto-legge n. 175/2025 si rimanda al relativo dossier di questo Servizio Studi.

La nuova architettura normativa demanda a specifiche leggi delle regioni e delle province autonome il compito di individuare aree idonee ulteriori sulla terraferma. Le amministrazioni territoriali sono tenute a provvedere entro 120 giorni (180 giorni per le province autonome) dall’entrata in vigore del decreto-legge n. 175/2025. Tale perimetrazione deve garantire il raggiungimento, al 2030, degli obiettivi di potenza installata stabiliti dalla Tabella 1 dell’allegato C-bis, derivati dal PNIEC. Il processo è vincolato al rispetto di principi e criteri statali omogenei: tra questi spicca l’impossibilità assoluta di qualificare come “idonee” le aree ricadenti all’interno di una fascia di rispetto dai beni culturali tutelati (fissata a 3 km per gli impianti eolici e a 500 metri per quelli fotovoltaici).

A differenza del passato, l’ordinamento qualifica in via diretta – ope legis – una serie di tipologie di aree da ritenersi idonee all’installazione di impianti FER (ex art. 11-bis, comma 1). Tali superfici costituiscono una base di partenza inderogabile, rispetto alla quale le regioni sono chiamate ad aggiungere, ma non a sottrarre, ulteriori aree idonee.

A questa disposizione si affianca il nuovo articolo 11-ter, recante la disciplina delle “aree idonee a mare”. La norma stabilisce che sono considerate idonee per la realizzazione di impianti off-shore le aree individuate dai piani di gestione dello spazio marittimo (PGSM). In ottica di ottimizzazione delle infrastrutture esistenti, sono considerate idonee in ogni caso:

le piattaforme petrolifere in disuso (incluse le porzioni di mare distanti fino a 2 miglia nautiche dalle stesse) fatto salvo quanto stabilito dal D.M. 15 febbraio 2019;
i porti, limitatamente alla realizzazione di impianti eolici con potenza installata non superiore a 100 MW, previa eventuale variante del piano regolatore portuale, ove necessaria, da adottarsi entro 6 mesi dalla presentazione dell’istanza di autorizzazione unica.

L’applicazione dei regimi amministrativi per l’installazione degli impianti è improntata ai principi di derivazione eurounionale di proporzionalità e adeguatezza rispetto alle caratteristiche tecnologiche e alla potenza dell’infrastruttura.

Sotto il profilo procedimentale, le semplificazioni per i progetti localizzati in aree idonee (in precedenza dettate dall’art. 22 del d.lgs. n. 199/2021) sono oggi disciplinate dall’articolo 11-quater del d.lgs. n. 190/2024. Nello specifico, si prevede:

§ depotenziamento del vincolo paesaggistico: il parere dell’autorità competente in materia paesaggistica assume carattere obbligatorio ma non vincolante (anche ai fini della VIA, per i progetti soggetti ad autorizzazione unica); qualora decorra inutilmente il termine per l’espressione di tale parere, l’autorità procedente è legittimata a provvedere comunque sulla domanda di autorizzazione;

§ contrazione delle tempistiche: è disposta la riduzione di un terzo dei termini del procedimento di autorizzazione unica (con arrotondamento per difetto al numero intero, ove necessario).

L’accesso a tali benefici procedurali è subordinato a una condizione: l’impianto di produzione di energia deve ricadere interamente all’interno di un’area idonea. Qualora tale requisito sia soddisfatto, a seguito delle modifiche introdotte dal decreto-legge n. 21/2026, l’iter agevolato si applica alla realizzazione dell’intero intervento, indipendentemente dall’ubicazione delle opere connesse e delle infrastrutture indispensabili (che possono dunque estendersi al di fuori del perimetro idoneo senza pregiudicare il beneficio).

In sostanza, il regime autorizzativo applicabile viene determinato esclusivamente dalla localizzazione dell’impianto di generazione: qualora questo ricada in area idonea, la disciplina semplificata si estende all’intera realizzazione dell’intervento, a prescindere dalla collocazione delle opere connesse.

Parallelamente, le medesime semplificazioni si estendono anche agli interventi autonomi di sviluppo o potenziamento della rete di trasmissione nazionale (RTN) e delle reti di distribuzione, purché tali specifiche opere di rete ricadano nelle suddette aree idonee.

2. Le aree idonee ope legis

Come anticipato, il nuovo comma 1 dell’articolo 11-bis del d.lgs. n. 190/2024 definisce un elenco di aree qualificate come idonee in via generale e ope legis per l’installazione di impianti a fonti rinnovabili, a prescindere dalla pianificazione regionale.

Tali sono:

§ Aree di idoneità generale (riferite a tutte le fonti rinnovabili)

a. Siti con impianti preesistenti: aree in cui sono già installati impianti a fonte rinnovabile e che sono oggetto di interventi di modifica (rifacimento, potenziamento o integrale ricostruzione, anche sostanziale e possibilmente abbinata a sistemi di accumulo). Tali interventi sono consentiti purché non comportino una variazione dell’area occupata superiore al 20%. Resta in ogni caso ferma l’applicazione del Codice dei beni culturali e del paesaggio per le nuove porzioni di area occupate.

Deroga “agricola”: per gli impianti fotovoltaici a terra installati in aree agricole, la norma preclude qualsiasi variazione in aumento dell’area occupata.

b. Siti degradati o da bonificare: aree oggetto di bonifica (individuate ai sensi del titolo V, parte IV del Codice dell’ambiente), discariche o lotti di discarica chiusi o ripristinati. Vi rientrano altresì le cave e le miniere cessate, non recuperate, abbandonate, in condizioni di degrado ambientale o le cui porzioni non siano più suscettibili di ulteriore sfruttamento.

c. Infrastrutture di trasporto: siti e impianti nella disponibilità delle società del gruppo Ferrovie dello Stato, dei gestori di infrastrutture ferroviarie e delle società concessionarie autostradali. Sono altresì inclusi i siti all’interno dei sedimi aeroportuali nella disponibilità delle relative società di gestione (inclusi gli aeroporti delle isole minori ex D.M. 14 febbraio 2017), subordinate in ogni caso alle necessarie verifiche tecniche di competenza dell’ENAC.

d. Beni dello Stato e del demanio: beni del demanio militare o in uso al Ministero della difesa, beni in uso al Ministero dell’interno, al Ministero della giustizia e agli uffici giudiziari. L’idoneità si estende ai beni immobili statali non inclusi in programmi di valorizzazione o dismissione (individuati dall’Agenzia del demanio di concerto con le amministrazioni usuarie e sentito il MEF). Qualora i suddetti beni statali abbiano destinazione agricola, è fatto obbligo di acquisire anche il parere del Ministero dell’agricoltura, della sovranità alimentare e delle foreste (MASAF).

§ Aree idonee aggiuntive, limitate agli impianti fotovoltaici

Limitatamente agli impianti fotovoltaici, in aggiunta alle categorie sopra elencate, sono qualificate idonee le seguenti ulteriori superfici:

a. Poli produttivi e relative fasce di rispetto: le aree interne agli stabilimenti[8] e agli impianti industriali[9] (non destinati alla produzione agricola, zootecnica o alla produzione di energia FER), unitamente alle aree classificate come agricole che risultino racchiuse in un perimetro i cui punti distino non più di 350 metri dal medesimo impianto o stabilimento.

b. Fasce autostradali: le aree adiacenti alla rete autostradale, contenute entro una distanza non superiore a 300 metri.

c. Edificato e aree urbane: gli edifici, le strutture edificate (e relative superfici esterne pertinenziali), le aree a destinazione industriale, direzionale, artigianale, commerciale, logistica o preordinate all’insediamento di centri di elaborazione dati (CED). Sono specificamente incluse le aree adibite a parcheggi, ma limitatamente alle loro strutture di copertura.

d. Bacini e reti idriche: gli invasi idrici, i laghi di cave e le miniere dismesse o in degrado, nonché gli impianti e le relative aree di pertinenza ricadenti nel perimetro di competenza del Servizio Idrico Integrato.

§ Aree idonee aggiuntive, limitate agli impianti di biometano

Per i soli impianti di produzione di biometano, in aggiunta all’elenco generale, il perimetro di idoneità ope legis viene esteso alle seguenti fattispecie:

a. Aree agricole di prossimità: le aree classificate come agricole racchiuse in un perimetro i cui punti distino non più di 500 metri da zone a destinazione industriale, artigianale e commerciale (ivi compresi i Siti di interesse nazionale - SIN).

b. Stabilimenti e relative fasce agricole: le aree interne agli stabilimenti e agli impianti industriali, nonché le limitrofe aree agricole racchiuse in un perimetro i cui punti distino non più di 500 metri dall’insediamento produttivo.

c. Fasce autostradali: analogamente al fotovoltaico, le aree adiacenti alla rete autostradale entro una distanza non superiore a 300 metri.

3. Il divieto di fotovoltaico a terra in zona agricola e le deroghe territoriali

Il comma 2 del nuovo articolo 11-bis del d.lgs. n. 190/2024 disciplina l’installazione di impianti fotovoltaici con moduli collocati a terra all’interno delle zone classificate come agricole. La norma recepisce e integra i vincoli restrittivi originariamente introdotti dall’articolo 5 del decreto-legge n. 63/2024 (cosiddetto “decreto agricoltura”, convertito con legge n. 101/2024).

Come osservato anche dalla Corte costituzionale (nella sentenza n. 127/2026, su cui si tornerà a breve), la legge non offre una definizione precisa di impianto “con moduli collocati a terra”, sicché spetterà all’amministrazione e al giudice precisare il contenuto del sintagma normativo.

Ai sensi della nuova disposizione, l’installazione di tali impianti in aree agricole è soggetta a un divieto generale, derogabile esclusivamente qualora i progetti ricadano nelle seguenti specifiche fattispecie:

Siti con impianti preesistenti: aree in cui sono già installati impianti fotovoltaici, ma unicamente per interventi di modifica, rifacimento, potenziamento o integrale ricostruzione. Tali interventi sono ammessi a condizione che non comportino alcun incremento dell’area occupata.
Aree degradate: cave e miniere cessate, non recuperate, abbandonate o in condizioni di degrado ambientale (incluse le porzioni non più suscettibili di sfruttamento), nonché discariche o lotti di discarica chiusi o ripristinati.
Infrastrutture di trasporto: siti e impianti nella disponibilità delle società del gruppo Ferrovie dello Stato, dei gestori di infrastrutture ferroviarie e delle società concessionarie autostradali.
Sedimi aeroportuali: siti e impianti nella disponibilità delle società di gestione aeroportuale all’interno dei rispettivi sedimi (compresi quelli ricadenti nel perimetro di pertinenza degli aeroporti delle isole minori), ferme restando le necessarie verifiche tecniche da parte dell’ENAC.
Poli industriali e fasce di rispetto: aree interne agli stabilimenti e agli impianti industriali (a condizione che non siano destinati alla produzione agricola, zootecnica o alla produzione energetica da fonte rinnovabile), unitamente alle aree agricole racchiuse in un perimetro i cui punti distino non più di 350 metri dal medesimo impianto o stabilimento.
Fasce autostradali: aree adiacenti alla rete autostradale contenute entro una distanza non superiore a 300 metri.

I vincoli preclusivi appena descritti non trovano applicazione in due ipotesi:

comunità energetiche: i progetti che prevedono impianti fotovoltaici a terra finalizzati alla costituzione di una comunità energetica rinnovabile (CER); per un approfondimento su tale fattispecie, si rinvia al tema curato da questo Servizio Studi sulle configurazioni per l’autoconsumo diffuso;
progetti PNRR e PNC: i progetti attuativi delle misure di investimento del PNRR e del Piano nazionale per gli investimenti complementari (PNC), oppure i progetti strutturalmente necessari per il conseguimento degli obiettivi del PNRR.

La norma fa in ogni caso salva la possibilità di installare impianti agrivoltaici in zona agricola, a condizione che i moduli siano collocati in posizione adeguatamente elevata da terra secondo la definizione di cui alla lettera f-bis) dell’articolo 4 del d.lgs. n. 190/2024[10]. Pur non specificandosi, nell’articolo 11-bis, come valutare l’adeguata elevazione da terra, si può rilevare che su questa materia è stato adottato il D.M. 436/2023 (cd. D.M. agrivoltaico), che ha dettato le regole operative concernenti le disposizioni per l’incentivazione della realizzazione di sistemi agrivoltaici di natura sperimentale, in coerenza con le misure di sostegno agli investimenti previsti dal PNRR.

La novella normativa ha poi introdotto uno specifico requisito tecnico a garanzia della continuità agricola: per poter installare un impianto agrivoltaico, il soggetto proponente ha ora l’obbligo di dotarsi di una dichiarazione asseverata, redatta da un professionista abilitato, che attesti che l’impianto è idoneo a conservare almeno l’80% della produzione lorda vendibile (PLV). Tale dichiarazione asseverata è allegata al progetto in sede di autorizzazione e messa a disposizione dell’amministrazione per le successive attività di controllo. In caso di violazione, nei cinque anni successivi alla realizzazione dell’impianto, il comune competente verifica la persistente idoneità del sito all’uso agro-pastorale e può irrogare sanzioni amministrative pecuniarie da 1.000 a 100.000 euro, oltre a poter disporre l’obbligo di ripristino dello stato dei luoghi.

Come visto, la classificazione delle aree idonee rileva ai fini dell’applicazione del divieto di installazione di impianti fotovoltaici con moduli a terra in zone classificate come agricole (introdotto dall’articolo 5 del decreto-legge n. 63/2024). L’attuale comma 2 dell’articolo 11-bis conferma che, in zona agricola, il fotovoltaico a terra è consentito esclusivamente laddove ricada in un sottoinsieme ristretto di specifiche aree idonee ope legis (fatte salve le deroghe accordate alle comunità energetiche e ai progetti PNRR). Tale divieto generalizzato è stato oggetto di sindacato di legittimità costituzionale. Il TAR Lazio, con quattro ordinanze di rimessione del 13 maggio 2025, ne ha ipotizzato la potenziale irragionevolezza e sproporzione, anche per contrasto con il principio eurounitario di massima diffusione delle FER, sollevando questione di legittimità costituzionale (ordinanze nn. 136, 137, 138 e 139 del 2025).

Con la sentenza n. 127/2026, la Corte costituzionale ha dichiarato infondati i dubbi di costituzionalità sollevati. In particolare la Consulta ha stabilito che:

§ “[A]lla luce del complesso sistema di deroghe ed eccezioni delineato dal legislatore […] [n]on si rinviene […] un’argomentazione idonea a dimostrare che le possibilità di utilizzo dei terreni agricoli per la produzione di energia solare – che vanno dagli impianti agrivoltaici ‘con moduli non collocati a terra’, consentiti in via di principio sulle aree agricole, sino alle ulteriori fattispecie previste dalla normativa censurata – risultino tanto esigue da compromettere il conseguimento degli obiettivi europei in materia di energie rinnovabili”.

§ Il suolo agricolo, anche per espressa ammissione della normativa europea (si richiama la direttiva (UE) 2025/2360 sul monitoraggio e la resilienza del suolo) è “una risorsa sempre più scarsa”, per cui la tutela del suolo e della produzione agricola e la promozione delle energie rinnovabili si configurano “come politiche tra loro interdipendenti e strettamente connesse”. Più precisamente, secondo la Corte, “[l’]interesse alla realizzazione degli impianti energetici FER non può considerarsi sempre automaticamente prevalente su quello alla tutela del paesaggio e delle coltivazioni”, essendo ‘paesaggio’, tipicamente, anche il paesaggio agrario. Ciò implica che il contemperamento fra i vari interessi e beni costituzionalmente rilevanti in materia “è estremamente complesso e involge apprezzamenti di tipo economico, politico e sociale che sono riservati al legislatore nell’esercizio dell’attività di bilanciamento che gli compete”: e nel caso di specie, gli apprezzamenti legislativi sottoposti allo scrutinio della Corte, “si contengono entro la soglia della ragionevolezza”.

§ La disciplina dettata dal legislatore nazionale supera anche il test di proporzionalità, poiché il divieto introdotto con l’art. 5, comma 1, del decreto-legge n. 63/2024 “non si risolve affatto in una preclusione assoluta alla realizzazione di impianti di produzione di energia solare, ma si limita a escludere l’utilizzazione di una tecnologia che risulta particolarmente gravosa in termini di consumo del suolo”. Nello specifico, la scelta del legislatore, secondo la Corte costituzionale, “è idonea, poiché opera sul bene scarso – il suolo – che qui è in giuoco; è necessaria, in quanto l’obiettivo di preservare la produzione agricola non potrebbe essere perseguito se si consentisse di collocare moduli a terra; è proporzionale in senso stretto, in quanto impone un sacrificio tollerabile per i privati, atteso che gli stessi possono perseguire i loro obiettivi imprenditoriali semplicemente investendo sugli impianti agrivoltaici con moduli non collocati a terra”.

Di seguito si dà conto in formato sintetico delle novità introdotte rispetto alla normativa previgente sulle aree idonee.

Legenda: ? disciplina invariata; ? previsione innovativa; ? previsione restrittiva rispetto al regime previgente; ? esplicitazione di un profilo in precedenza solo deducibile in via interpretativa.

CATEGORIA	NUOVA DISCIPLINA		NORMATIVA PREVIGENTE	DIFFERENZE
*Aree idonee generali (FER)*
a) Siti FER esistenti		Idonei per rifacimenti e potenziamenti (variazione area ? 20%). È preclusa qualsiasi variazione in area agricola per gli impianti fotovoltaici a terra.	Art. 20, c. 8, lett. a), d.lgs. n. 199/2021	? Invariato
b) Aree oggetto di bonifica		Idonee	Art. 20, c. 8, lett. b), d.lgs. n. 199/2021	? Invariato
c) Cave e miniere cessate		Idonee (cessate, non recuperate, degradate)	Art. 20, c. 8, lett. c), d.lgs. n. 199/2021	? Invariato
d) Discariche chiuse		Idonee	Non in art. 20, c. 8 (ma in c. 1-bis), d.lgs. n. 199/2021	? Esplicitazione (prima solo deducibile)
e) Aree ferroviarie e autostradali		Idonee	Art. 20, c. 8, lett. c-bis), d.lgs. n. 199/2021	? Invariato
f) Aree aeroportuali		Idonee	Art. 20, c. 8, lett. c-bis.1), d.lgs. n. 199/2021	? Invariato
g) Beni demanio militare		Idonei	decreto-legge n. 17/2022	? Invariato
h) Beni demanio (Interno/Giustizia)		Idonei	decreto-legge n. 144/2022	? Invariato
i) Beni immobili dello Stato		Idonei	decreto-legge n. 13/2023	? Invariato
*Aree idonee (solo fotovoltaico)*
l.1) Stabilimenti industriali		Aree interne – non destinate a produzione agricola o zootecnica o a FER – entro 350 m	Art. 20, c. 8, lett. c-ter), n. 2, d.lgs. n. 199/2021 (aree agricole entro 500 m)	? Restrittivo (distanza ridotta)
l.2) Aree autostradali		Entro 300 m	Art. 20, c. 8, lett. c-ter), n. 3, d.lgs. n. 199/2021	? Invariato
l.3) Edifici e strutture		Idonee ope legis	Art. 20, c. 3, d.lgs. n. 199/2021 (aree da “privilegiare” dalle regioni)	? *Innovativo (ora idonee ope legis)*
l.4) Aree industriali e commerciali		Idonee ope legis	Art. 20, c. 3, d.lgs. n. 199/2021 (aree da “privilegiare” dalle regioni)	? *Innovativo (ora idonee ope legis)*
l.5) Parcheggi (coperture)		Idonee ope legis	Art. 20, c. 3, d.lgs. n. 199/2021 (aree da “privilegiare” dalle regioni)	? *Innovativo (ora idonee ope legis)*
l.6) Invasi idrici e laghi di cave		Idonei	Non menzionati (solo miniere, già lett. c)	? Innovativo
l.7) Aree servizio idrico integrato		Idonee	Non menzionate	? Innovativo
*Aree idonee (solo biometano)*
m.1) Aree agricole (prossimità industriale)		Entro 500 m	Art. 20, c. 8, lett. c-ter), n. 1, d.lgs. n. 199/2021	? Invariato
m.2) Stabilimenti industriali		Aree interne e aree agricole entro 500 m	Art. 20, c. 8, lett. c-ter), n. 2, d.lgs. n. 199/2021	? Invariato
m.3) Aree autostradali		Entro 300 m	Art. 20, c. 8, lett. c-ter), n. 3, d.lgs. n. 199/2021	? Invariato
*Installazione in aree agricole*
Su impianti esistenti		Consentita (senza incremento di area)	Art. 20, c. 1-bis, d.lgs. n. 199/2021	? Invariato
Cave e miniere		Cessate, non recuperate, degradate	Art. 20, c. 1-bis, d.lgs. n. 199/2021 (includeva anche aree ripristinate)	? Restrittivo
Discariche chiuse		Consentita	Art. 20, c. 1-bis, d.lgs. n. 199/2021	? Invariato
Aree ferroviarie e autostradali		Consentita	Art. 20, c. 1-bis, d.lgs. n. 199/2021	? Invariato
Aree aeroportuali		Consentita	Art. 20, c. 1-bis, d.lgs. n. 199/2021	? Invariato
Aree industriali		Aree interne e aree agricole entro 350 m	Disciplina previgente: limite 500 m	? Restrittivo
Aree autostradali		Entro 300 m	Art. 20, c. 1-bis, d.lgs. n. 199/2021	? Invariato

4. L’affidamento delle aree idonee nelle tratte autostradali

Il comma 7 del nuovo articolo 11-bis regolamenta l’affidamento in concessione delle aree idonee ricadenti nelle tratte autostradali, riassorbendo e integrando la previgente disciplina dettata dall’articolo 20, commi 8-bis e 8-ter, del d.lgs. n. 199/2021.

Al duplice fine di conseguire gli obiettivi nazionali di potenza installata e di garantire la preminente sicurezza della circolazione, le società concessionarie autostradali sono tenute ad affidare in concessione le aree idonee di propria competenza (individuate ope legis ai sensi del comma 1, lett. e), del medesimo articolo 11-bis), ricorrendo a procedure a evidenza pubblica con previa determinazione dei relativi canoni.

Il legislatore declina i requisiti essenziali per lo svolgimento di tali procedure selettive:

iniziativa e pubblicità: le procedure possono essere avviate anche su istanza di parte e postulano l’obbligo di pubblicazione di un apposito avviso;
princìpi cardine: l’iter deve svolgersi nel rispetto dei principi di trasparenza, imparzialità, proporzionalità e garanzia della concorrenza effettiva;
contenuti dell’avviso: i bandi devono definire, in modo chiaro e non discriminatorio, i requisiti di partecipazione, i criteri di selezione delle offerte e la durata massima delle subconcessioni.

In deroga alla regola generale dell’evidenza pubblica, la subconcessione diretta a società controllate o collegate alla concessionaria autostradale è normativamente consentita (con espresso richiamo all’applicazione dell’articolo 76, comma 2, lettera a), del codice dei contratti pubblici, d.lgs. n. 36/2023) esclusivamente qualora, all’esito della gara pubblica, non sia stata presentata alcuna offerta o nessuna offerta ritenuta appropriata.

Tale affidamento diretto è subordinato alla condizione che non intervengano modifiche sostanziali alle condizioni iniziali dell’appalto. A presidio delle dinamiche di mercato, qualora operi tale deroga, anche le società controllate o collegate sub-concessionarie restano tenute ad affidare i relativi lavori, servizi e forniture ricorrendo a procedure a evidenza pubblica, nel rispetto dei medesimi princìpi di concorrenza e trasparenza.

Sotto il profilo temporale e patrimoniale, la legge stabilisce che la durata dei rapporti di subconcessione debba essere congruamente commisurata alla vita utile degli impianti e al piano di ammortamento degli investimenti. A tal fine, è espressamente previsto che la durata della subconcessione per gli impianti FER possa anche eccedere la naturale scadenza della concessione autostradale principale.

A tutela della fattibilità economica dei progetti, in caso di subentro di un nuovo concessionario autostradale, quest’ultimo ha facoltà di risolvere il contratto di subconcessione in essere, ma con il preciso obbligo di riconoscere al gestore uscente un indennizzo, quantificato in misura pari al valore degli investimenti realizzati e non ancora integralmente ammortizzati.

5. Le aree idonee a mare (off-shore)

Come anticipato, il decreto-legge n. 175/2025 ha introdotto all’interno del Testo unico sulle FER (d.lgs. n. 190/2024) il nuovo articolo 11-ter, disciplinando le aree idonee a mare (off-shore).

La codificazione dell’articolo 11-ter si inserisce in un quadro normativo recentemente stabilizzato a seguito di un contenzioso con l’Unione europea. Il 23 maggio 2024, la Commissione europea aveva deferito l’Italia alla Corte di giustizia dell’UE (procedura d’infrazione INFR(2021)2223) per il mancato recepimento della direttiva 2014/89/UE, imputabile alla ritardata elaborazione dei piani di gestione dello spazio marittimo (PGSM). L’inadempimento è stato sanato con l’adozione del D.M. n. 237 del 25 settembre 2024, che ha approvato i suddetti piani, determinando il formale ritiro del ricorso da parte della Commissione.

In tale contesto, le disposizioni sulle aree idonee ope legis (piattaforme e porti) – che originariamente svolgevano una funzione meramente suppletiva nelle more dell’adozione dei PGSM – sono state strutturalmente confermate dal legislatore, mediante il decreto-legge n. 175/2025, come fattispecie di idoneità autonoma stabilmente integrate nel quadro normativo.

Il comma 1 dell’articolo 11-ter prevede il principio generale secondo cui si considerano aree idonee per la realizzazione di impianti da fonti rinnovabili off-shore le aree individuate dai PGSM, adottati ai sensi del d.lgs. n. 201/2016 e del D.P.C.M. 1° dicembre 2017.

L’idoneità non è tuttavia incondizionata: deve operare nel rispetto delle esigenze di tutela dell’ecosistema marino e costiero, dello svolgimento dell’attività di pesca e della salvaguardia del patrimonio culturale e del paesaggio.

Il legislatore precisa inoltre che l’idoneità è estesa non solo alle nuove realizzazioni, ma anche agli interventi di modifica – potenziamento, rifacimento e analoghi – di impianti preesistenti che comportino una potenza complessiva superiore a 300 MW, soggetti al regime di autorizzazione unica statale di cui all’allegato C, sezione II, lettera v), del d.lgs. n. 190/2024.

A prescindere dalle perimetrazioni tracciate dai PGSM, il comma 2 qualifica in ogni caso come aree idonee due specifiche fattispecie infrastrutturali:

piattaforme petrolifere in disuso: sono considerate idonee le piattaforme e lo specchio acqueo ricompreso in un raggio di 2 miglia nautiche da ciascuna di esse, fatto salvo quanto stabilito dal D.M. 15 febbraio 2019;
aree portuali: i porti sono qualificati come idonei limitatamente alla realizzazione di impianti eolici con potenza installata fino a 100 MW. Sotto il profilo procedimentale, l’installazione in ambito portuale richiede la previa adozione di una variante al Piano regolatore portuale – ove necessaria – da approvarsi entro 6 mesi dalla presentazione dell’istanza di autorizzazione unica.

Il comma 3 dispone infine che il MASE pubblichi sul proprio sito istituzionale un apposito vademecum rivolto ai soggetti proponenti, contenente l’elenco degli adempimenti e le informazioni minime necessarie per il corretto avvio dell’iter di autorizzazione unica per gli impianti off-shore. La previsione traspone e stabilizza il contenuto del previgente articolo 23, comma 6, del d.lgs. n. 199/2021, in attuazione del quale era già stato emanato il decreto direttoriale dell’11 marzo 2025.

Il D.M. 15 febbraio 2019 ha approvato le linee guida nazionali per la dismissione mineraria delle piattaforme per la coltivazione di idrocarburi in mare e delle infrastrutture connesse. Il provvedimento disciplina le modalità di gestione delle piattaforme al termine dell’attività estrattiva – per esaurimento dei giacimenti o per cessazione dell’utilizzabilità – nel rispetto della tutela ambientale e degli obiettivi della strategia marina.

Il decreto prevede due percorsi alternativi: la rimozione e il riutilizzo.

1. Verifica preliminare di riutilizzabilità

Il decreto dispone che la Direzione generale competente (DGS-UNMIG) dell’ex Ministero dello sviluppo economico (le cui competenze in materia energetica sono oggi in capo al Ministero dell’ambiente e della sicurezza energetica – MASE) valuti, previo parere tecnico, se le condizioni strutturali e impiantistiche delle piattaforme in via di dismissione ne consentano il riutilizzo. Sulla base di tale valutazione, il Ministero pubblica entro il 30 giugno di ogni anno l’elenco delle piattaforme per le quali il riutilizzo non è praticabile e che devono pertanto essere rimosse, indicando contestualmente in tale elenco anche le piattaforme e le infrastrutture connesse che risultano invece idonee al riutilizzo.

2. Procedura di riutilizzo

Il decreto definisce il “riutilizzo” come l’impiego delle piattaforme per finalità diverse da quella mineraria. L’iter si articola nelle seguenti fasi:

a) presentazione del progetto: le società interessate presentano, entro 12 mesi dalla pubblicazione dell’elenco ministeriale, un’istanza corredata di un progetto di riutilizzo con un livello di dettaglio corrispondente al progetto di fattibilità tecnico-economica;

b) contenuti del progetto: il progetto include, oltre alla descrizione dell’impianto proposto, il programma dei lavori necessari a garantire la sicurezza, l’analisi dei costi e la valutazione dell’impatto sociale ed economico su scala locale, nazionale e internazionale;

c) valutazione ambientale: qualora il progetto ricada nel campo di applicazione della valutazione di impatto ambientale (VIA), l’operatore presenta la relativa documentazione al Ministero dell’ambiente contestualmente all’istanza di riutilizzo; in caso contrario, il progetto è comunque sottoposto a una “valutazione preliminare” (ex art. 6, comma 9, d.lgs. 152/2006) al fine di individuare l’eventuale successiva procedura ambientale da avviare (VIA o verifica di assoggettabilità);

d) autorizzazione unica: il riutilizzo è autorizzato dall’amministrazione competente mediante un procedimento unico, condotto in conferenza di servizi.

3. Cessazione dell’attività mineraria

Ai fini della destinazione della piattaforma a nuovo utilizzo, il decreto prevede che gli uffici competenti (sezione UNMIG, Capitaneria di porto e amministrazione competente al rilascio dell’autorizzazione) effettuino un sopralluogo per accertare l’avvenuta rimozione delle componenti minerarie, come previsto dal progetto di riutilizzo. All’esito positivo della verifica viene redatta l’attestazione di cessazione dell’attività mineraria e del relativo bene minerario.

4. Rimozione obbligatoria

Qualora la piattaforma non risulti idonea al riutilizzo, la società titolare della concessione è tenuta a presentare un progetto di rimozione entro 10 mesi. Anche la rimozione è soggetta a valutazioni ambientali; le operazioni non possono avere inizio prima della redazione e dell’accettazione di una specifica “Relazione sui grandi rischi” relativa alle attività in mare, che deve essere valutata e approvata dal Comitato per la sicurezza delle operazioni a mare e dalla sezione UNMIG territoriale.

6. I regimi amministrativi semplificati nelle aree idonee

Il decreto-legge n. 175/2025 ha introdotto nel Testo unico sulle FER (d.lgs. n. 190/2024) anche un nuovo articolo 11-quater, volto a disciplinare i regimi amministrativi accelerati e semplificati applicabili agli impianti localizzati nelle aree idonee.

Il comma 1 introduce un sistema di agevolazioni procedurali differenziato in funzione del titolo abilitativo richiesto per l’intervento:

Interventi in attività libera e PAS: la realizzazione di tali interventi all’interno di aree idonee non è subordinata all’acquisizione della formale autorizzazione paesaggistica. L’autorità competente in materia paesaggistica è in ogni caso tenuta a esprimere un parere obbligatorio ma non vincolante, da rendersi entro i termini previsti per il rilascio degli atti di assenso (ex artt. 7 e 8 del d.lgs. n. 190/2024). La disposizione estende alle aree idonee il medesimo regime di favore già previsto dall’articolo 12 per le “zone di accelerazione”.
Interventi soggetti ad autorizzazione unica (AU): Anche per gli interventi soggetti ad AU, l’autorità paesaggistica rende un parere obbligatorio ma non vincolante, che rileva anche ai fini delle valutazioni dell’impatto ambientale. Qualora il termine per l’espressione del parere decorra senza esito, l’autorità procedente è legittimata a provvedere comunque sulla domanda. Inoltre, per i procedimenti ricadenti in aree idonee, i termini procedimentali ordinari dell’AU sono ridotti di un terzo (con arrotondamento per difetto al numero intero, ove necessario). Tale previsione riproduce il modello di semplificazione già collaudato per le zone di accelerazione e rispecchia quanto originariamente stabilito dall’articolo 22 del d.lgs. n. 199/2021.

Ai sensi del comma 2, il regime di semplificazione appena descritto si estende anche agli interventi di sviluppo o potenziamento della rete di trasmissione nazionale (RTN) e delle reti di distribuzione, purché tali opere di rete ricadano all’interno di aree idonee. La relazione illustrativa del Governo relativa al decreto-legge n. 175/2025 ha precisato che da tali interventi agevolati restano in ogni caso esclusi gli impianti di accumulo mobili di grandi estensioni (BESS).

Il comma 3 specifica che alla realizzazione dell’intervento si applica il regime semplificato qualora l’impianto a fonti rinnovabili (inteso come il solo impianto di generazione) ricada interamente all’interno di un’area classificata come idonea. A seguito delle integrazioni normative apportate in sede di conversione del decreto-legge n. 21/2026, tale vincolo di interezza è da intendersi riferito al solo impianto di generazione, indipendentemente dall’ubicazione delle opere connesse e delle infrastrutture indispensabili. Di conseguenza, il transito dei cavidotti al di fuori del perimetro dell’area idonea non comporta la decadenza delle agevolazioni procedurali previste per l’intero progetto.

7. La piattaforma digitale per le aree idonee

Il decreto-legge n. 175/2025 ha introdotto all’interno del Testo unico sulle FER (d.lgs. n. 190/2024) il nuovo articolo 12-bis, rubricato “Piattaforma digitale per le aree idonee e zone di accelerazione”.

Il comma 1 dispone che vengano definite le modalità operative di tale piattaforma digitale (già formalmente istituita con D.M. 17 settembre 2024) allo scopo di supportare le regioni e le province autonome nell’individuazione delle aree idonee e delle zone di accelerazione, nonché nelle relative attività di monitoraggio. L’infrastruttura informatica ha l’obiettivo di integrare centralmente tutte le informazioni necessarie per la caratterizzazione del territorio, la stima del potenziale energetico e la classificazione delle superfici, delle aree e delle zone.

La disciplina di dettaglio e le regole di funzionamento della piattaforma sono demandate a un apposito decreto del MASE. Tale provvedimento attuativo dovrà essere adottato previa intesa in sede di conferenza unificata, entro il termine di 60 giorni dalla data di entrata in vigore della disposizione in esame.

Sotto il profilo tecnico e della fruibilità dei dati, il legislatore ha disposto tre requisiti per l’architettura della piattaforma:

interoperabilità: il sistema deve operare in interoperabilità con la piattaforma di monitoraggio del PNIEC (istituita ai sensi dell’articolo 48 del d.lgs. n. 199/2021);
consultazione pubblica: deve essere inclusa una specifica sezione dedicata alla consultazione pubblica dei dati territoriali, fatti salvi in ogni caso i vincoli normativi in materia di privacy, tutela del segreto commerciale e sicurezza nazionale;
contatore del suolo agricolo (SAU): a presidio dei limiti di contingentamento per il fotovoltaico a terra, il comma 2 specifica che la piattaforma dovrà obbligatoriamente integrare un contatore delle Superfici agricole utilizzate (SAU) impegnate da impianti FER. Tale strumento di controllo sarà costantemente alimentato e aggiornato tramite i dati territoriali forniti direttamente dalle regioni e dalle province autonome in ordine alle superfici classificate come agricole nei rispettivi territori.

8. Il ruolo delle regioni: l’individuazione delle aree idonee aggiuntive

Come anticipato, il comma 3 dell’articolo 11-bis (riproducendo parzialmente la previgente disciplina dell’articolo 20, comma 4, del d.lgs. n. 199/2021) demanda alle regioni il compito di individuare – con propria legge – ulteriori aree idonee rispetto a quelle già qualificate ope legis al comma 1. Tale individuazione legislativa deve avvenire nel rispetto dei principi e dei criteri direttivi delineati al comma 4, nonché in coerenza con gli obiettivi fissati al comma 5. La norma statuisce inoltre che, nell’ambito di tale procedura, le amministrazioni debbano garantire l’opportuno coinvolgimento degli enti locali.

Il legislatore ha fissato scadenze per l’adempimento di tale obbligo, introducendo un regime differenziato:

regioni: il termine per l’adozione della legge regionale è fissato in 120 giorni dalla data di entrata in vigore del decreto-legge n. 175/2025;
province autonome: per tali enti, il termine è stato elevato a 180 giorni.

A presidio degli obiettivi nazionali ed europei di transizione energetica, l’ordinamento prevede un meccanismo di salvaguardia in caso di inadempienza. Qualora si registri la mancata adozione della legge regionale nei termini previsti, oppure il mancato rispetto dei principi, dei criteri o degli obiettivi imposti, lo Stato è autorizzato a esercitare il proprio potere sostitutivo ai sensi dell’articolo 41 della legge n. 234/2012. Ai fini dell’attivazione e dell’esercizio di tale potere, il Dipartimento per gli affari regionali e le autonomie della Presidenza del Consiglio esercita funzioni di impulso.

Il comma 4 del nuovo articolo 11-bis definisce il perimetro di discrezionalità delle regioni e delle province autonome, dettando i principi e i criteri a cui tali enti devono attenersi nell’individuazione delle ulteriori aree idonee.

Nello specifico, l’azione pianificatoria regionale deve conformarsi alle seguenti direttrici tematiche:

§ Tutela ambientale e divieto di preclusioni astratte

a. patrimonio e risorse: tutelare il patrimonio culturale, il paesaggio, la qualità dell’aria e dei corpi idrici, nonché le aree agricole e forestali (con particolare riguardo a quelle di pregio);

b. aree sensibili: salvaguardare le specificità ecologiche delle aree della Rete Natura 2000, delle aree naturali protette, delle zone umide di importanza internazionale (Convenzione di Ramsar, eseguita con D.P.R. n. 448/1976) e delle zone di protezione dei siti UNESCO, in conformità a quanto disposto dal nuovo articolo 11-quinquies;

c. proporzionalità: modulare la qualificazione di idoneità dell’area in funzione della specifica tecnologia impiegata o della potenza dell’impianto;

d. divieto di blocchi generalizzati: escludere la previsione di divieti generali e astratti all’installazione di impianti FER, fatto salvo quanto normativamente previsto per gli impianti agrivoltaici in zona agricola (ex comma 2 dell’articolo 11-bis) e per le zone UNESCO.

§ Le aree di localizzazione prioritaria

a. impermeabilizzazione: qualificare prioritariamente come idonee le superfici, le strutture edificate e le aree caratterizzate da impermeabilizzazione del suolo, al fine di incentivare l’autoconsumo individuale e collettivo;

b. poli industriali: qualificare prioritariamente come idonee le aree caratterizzate dalla presenza di poli industriali, per agevolare la rapida decarbonizzazione dei settori produttivi;

c. aree di crisi: qualificare prioritariamente come idonee le aree di crisi industriale complessa, promuovendone la riconversione industriale a tutela dei livelli occupazionali.

§ Il contingentamento del suolo agricolo (SAU)

a. sviluppo aziendale: valorizzare, nella qualificazione delle aree agricole, la presenza di attività produttive e aziende agricole, favorendo l’autoconsumo e la costituzione di comunità energetiche rinnovabili (CER);

b. il limite percentuale (0,8% - 3%): garantire che le aree agricole qualificate come idonee siano comprese all’interno di una forbice (tra lo 0,8% e il 3%) della Superficie agricola utilizzata (SAU) regionale, al fine di preservare la destinazione agricola dei suoli. In merito alle modalità di calcolo della soglia agricola, due modifiche introdotte in sede di esame parlamentare hanno precisato che:

i. ai fini del calcolo della percentuale di suolo agricolo utilizzato devono essere computati anche i suoli impegnati da impianti agrivoltaici;

ii. le regioni hanno la facoltà di includere nel calcolo del limite massimo anche le aree idonee ex lege (elencate al comma 1), qualora esse ricadano materialmente in zone agricole (come, ad esempio, le fasce di rispetto autostradali o le aree industriali).

c. riparto comunale: fermi restando i limiti massimi regionali sopra esposti, le regioni e le province autonome possono prevedere un differente limite massimo per ciascun comune.

§ I vincoli culturali e le fasce di rispetto

Al fine di bilanciare la diffusione delle fonti rinnovabili con la tutela del patrimonio storico-artistico, le regioni non possono qualificare come idonee:

a. le aree ricomprese nel perimetro dei beni tutelati dal Codice dei beni culturali e del paesaggio (d.lgs. n. 42/2004);

b. le aree situate in una fascia di rispetto dal perimetro di tali beni monumentali e paesaggistici, quantificata in 3 chilometri per gli impianti eolici e in 500 metri per gli impianti fotovoltaici;

c. le aree ove gli impianti contrastino con le norme di attuazione dei piani paesaggistici. Con riferimento a quest’ultimo criterio, nella relazione illustrativa al decreto-legge n. 175/2025 il Governo precisa che non si intende vietare in via generalizzata l’installazione di impianti FER in aree soggette a pianificazione paesaggistica, ma consentire l’installazione di impianti con caratteristiche che si conciliano con i contenuti della pianificazione. Tale previsione appare restrittiva rispetto a quanto previsto dall’abrogato articolo 20, comma 8, lett. c-quater) del d.lgs. n. 199/2021, il quale faceva riferimento alle fasce di rispetto dei soli beni culturali di cui alla parte II del Codice dei beni culturali e del paesaggio e degli immobili ed aree di notevole interesse pubblico.

Le previsioni del comma 4 si collocano nel contesto delle recenti pronunce del giudice amministrativo, sfociate nell’annullamento parziale del cd. decreto aree idonee (D.M. 21 giugno 2024) da parte della giustizia amministrativa (sentenza n. 9155 del TAR Lazio del 13 maggio 2025).

L’annullamento è avvenuto a seguito dell’accoglimento di specifici motivi di ricorso presentati dagli operatori del settore, principalmente per motivi di eccesso di potere e violazione della delega legislativa.

Nello specifico, la pronuncia del TAR ha censurato il decreto ministeriale sotto tre profili principali:

§ Carenza di criteri direttivi vincolanti: i giudici hanno accolto la censura secondo cui il D.M. ometteva di fornire criteri adeguati e sufficientemente vincolanti per l’azione pianificatoria delle regioni. In particolare, l’articolo 7, comma 2, è stato dichiarato illegittimo in quanto si limitava a una mera riproduzione dei principi di massima già previsti dalla legge delega (articolo 5, comma 1, lett. a, della legge n. 53/2021). Il decreto difettava, pertanto, del grado di specificità tecnica, anche minimo, richiesto per la sua corretta attuazione.

§ Irrazionalità delle fasce di rispetto: è stata annullata la disposizione (articolo 7, comma 3) che accordava alle regioni la facoltà di istituire fasce di rispetto dal perimetro dei beni sottoposti a tutela (ex d.lgs. n. 42/2004) fino a un’estensione massima di 7 chilometri. Il TAR ha ritenuto tale misura sproporzionata e irragionevole, evidenziando un palese contrasto sistematico: lo stesso legislatore statale (con il decreto-legge n. 13/2023) aveva già provveduto a ridurre le fasce di rispetto previste dall’articolo 20, comma 8, del d.lgs. n. 199/2021 (da 7 a 3 km per l’eolico e da 1 km a 500 metri per il fotovoltaico), riconoscendo implicitamente l’eccessività della misura originaria. Aver ripristinato un tetto massimo di 7 km in sede ministeriale, abilitando le regioni a imporre vincoli più ampi di quelli fissati dalla legge statale, è stato ritenuto illegittimo.

§ Assenza di un regime transitorio a tutela dell’affidamento: da ultimo, è stata censurata la mancata previsione di una norma transitoria che facesse salvi i procedimenti autorizzatori già in corso al momento dell’entrata in vigore del decreto. Sebbene la legge delega (L. n. 53/2021) imponesse esplicitamente di adottare “misure di salvaguardia delle iniziative di sviluppo in corso”, il decreto ministeriale si limitava a concedere alle regioni la mera “possibilità” di far salve le aree già identificate come idonee ope legis (ai sensi del previgente art. 20, comma 8, del d.lgs. n. 199/2021). Tale facoltà opzionale è stata giudicata del tutto insufficiente a tutelare il legittimo affidamento degli operatori e a garantire le iniziative utilmente avviate, le quali avrebbero dovuto continuare a beneficiare di un regime procedurale accelerato proprio in virtù della loro originaria qualificazione.

Sul tema è successivamente intervenuta anche la Corte costituzionale (ex multis, sent. n. 134/2025), la quale ha affermato che la classificazione di un’area come “non idonea” non può in alcun caso tradursi in un divieto assoluto di installazione. Tale qualifica comporta unicamente l’impossibilità di accedere ai procedimenti autorizzatori semplificati, imponendo un’istruttoria più rigorosa e una motivazione rafforzata, ma non una preclusione preliminare che vanifichi il principio europeo di massima diffusione delle energie rinnovabili.

Da ultimo, e nello stesso senso, si veda anche la sentenza della Corte costituzionale n. 144/2026.

Tali censure giurisprudenziali hanno infine guidato il radicale riordino della materia: come detto, con l’adozione del d.lgs. n. 190/2024 (Testo unico sulle FER) e l’abrogazione dell’art. 20 del d.lgs. n. 199/2021, il D.M. 21 giugno 2024 è stato di fatto superato, e la disciplina delle aree idonee è stata ricondotta direttamente all’interno della fonte legislativa primaria.

Il 30 luglio 2026 la citata sentenza 9155 del TAR è stata comunque riformata dalla sentenza n. 6151/2026 del Consiglio di Stato, secondo cui difettavano nei ricorrenti i requisiti di interesse per far valere gran parte delle censure inizialmente accolte dal TAR: la qualificazione di un’area come “non idonea” non preclude, infatti, in modo assoluto la realizzazione di un impianto (può comunque essere autorizzato con istruttoria rafforzata), quindi il pregiudizio per le singole aziende è solo eventuale e futuro – si concretizzerà solo se e quando un progetto specifico verrà effettivamente respinto. L’effetto della sentenza del Consiglio di Stato è è il ripristino dell’articolo 7, commi 2 e 3, del decreto aree idonee e la validità del decreto anche nella parte in cui non reca una disciplina transitoria (si rileva che proprio la clausola dell’articolo 2, comma 1-bis, del d.l. n. 175/2025 mantiene in vita la disciplina previgente – articolo 20 del d.lgs. n. 199/2021 e D.M. attuativo – per i procedimenti pendenti al 21 novembre 2025: per quella platea, dunque, tornano applicabili la facoltà, e non l’obbligo, regionale di far salve le aree idonee ope legis, il tetto di 7 chilometri per le fasce di rispetto e l’assenza di misure di salvaguardia). Il Consiglio di Stato inoltre conferma che il “processo programmatorio” della delega alle regioni non esige un atto amministrativo, consolidando così, per continuità, la scelta operata dall’articolo 11-bis, comma 3, del Testo unico, che parimenti demanda alla legge regionale l’individuazione delle aree idonee ulteriori.

9. Gli obiettivi regionali al 2030 e i trasferimenti statistici

Il comma 5 del nuovo articolo 11-bis stabilisce che le leggi regionali (adottate ai sensi del comma 3 per l’individuazione delle aree idonee) devono garantire il raggiungimento, entro il 2030, di specifici obiettivi di potenza installata da fonti rinnovabili. Tali target territoriali vincolanti sono quantificati nella Tabella 1 dell’allegato C-bis del d.lgs. n. 190/2024.

Ripartizione regionale di potenza minima per anno espressa in MW

Regione	2021	2022	2023	2024	2025	2026	2027	2028	2029	2030
Abruzzo	4	65	196	454	640	850	1.086	1.350	1.648	2.092
Basilicata	145	204	329	543	748	973	1.218	1.486	1.779	2.105
Calabria	45	95	210	549	857	1.206	1.603	2.055	2.568	3.173
Campania	74	237	569	909	1.297	1.728	2.206	2.736	3.325	3.976
Emilia-Romagna	100	343	860	1.288	1.851	2.504	3.263	4.143	5.164	6.330
Friuli-Venezia Giulia	30	96	321	404	573	772	1.006	1.280	1.603	1.960
Lazio	82	305	544	933	1.346	1.829	2.396	3.059	3.835	4.757
Liguria	29	80	122	198	281	382	504	653	834	1.059
Lombardia	184	622	1.521	1.963	2.714	3.592	4.616	5.812	7.208	8.766
Marche	32	110	241	457	679	930	1.217	1.544	1.916	2.346
Molise	2	38	59	175	273	383	509	651	812	1.003
Piemonte	78	285	851	1.098	1.541	2.053	2.645	3.330	4.121	4.991
Puglia	163	507	876	1.672	2.405	3.213	4.104	5.084	6.165	7.387
Sardegna	34	175	468	998	1.553	2.207	2.980	3.892	4.969	6.264
Sicilia	144	473	952	1.842	2.764	3.847	5.120	6.616	8.375	10.485
Toscana	42	150	359	667	1.019	1.444	1.958	2.580	3.332	4.250
TrAA - Bolzano	11	41	120	139	186	239	298	364	438	515
TrAA - Trento	11	41	108	140	195	258	333	419	520	631
Umbria	15	60	135	279	429	609	823	1.079	1.384	1.756
Valle d’Aosta	1	4	10	27	47	75	112	162	231	328
Veneto	125	413	1.088	1.373	1.889	2.483	3.164	3.947	4.847	5.828
Totale	1.351	4.344	9.940	16.109	23.287	31.578	41.160	52.243	65.075	80.001

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Sotto il profilo dell’evoluzione normativa, la formulazione del comma 5 ricalca l’impianto generale già tracciato dall’articolo 20, comma 2, del d.lgs. n. 199/2021. La Tabella 1 dell’allegato C-bis, infatti, recepisce e traspone integralmente i valori recati dall’articolo 2 del citato D.M. 21 giugno 2024 (da ritenersi ora implicitamente abrogato). Tale ripartizione ha lo scopo di assegnare alle singole regioni e province autonome le quote del macro-obiettivo nazionale al 2030: l’installazione di una potenza aggiuntiva complessiva pari a 80 GW da fonti rinnovabili (rispetto al dato base del 31 dicembre 2020), traguardo ritenuto indispensabile per il soddisfacimento dei vincoli fissati dal PNIEC 2024.

Al fine di agevolare il conseguimento di tali traguardi e garantire flessibilità al sistema, la norma introduce due strumenti di cooperazione interistituzionale:

§ I trasferimenti statistici: le regioni e le province autonome hanno la facoltà di stipulare accordi bilaterali per il trasferimento statistico di determinate quantità di potenza da fonti rinnovabili. L’operatività di tale meccanismo è demandata a un apposito decreto del Direttore generale competente del MASE, con il quale verranno definiti lo schema di accordo tipo e le precise modalità di calcolo della quantità di potenza trasferita. Sotto il profilo della semplificazione amministrativa, si segnala una lieve ma significativa modifica procedurale: mentre l’abrogato D.M. 21 giugno 2024 (art. 3, comma 3) demandava l’adozione dello schema di accordo tipo per i trasferimenti statistici a un decreto ministeriale, l’odierno Testo unico declassa l’adozione di tale atto a un più snello provvedimento direttoriale del MASE.

§ Gli impianti interregionali: qualora gli impianti FER siano ubicati sul territorio di più regioni o province autonome, la ripartizione pro quota delle rispettive potenze installate è definita tramite specifici accordi stipulati tra gli enti territoriali coinvolti.

Il legislatore nazionale stabilisce regole precise per il computo e il bilanciamento della potenza generata da FER, articolate nei seguenti tre punti fondamentali.

1) I criteri generali di calcolo

La verifica del raggiungimento degli obiettivi regionali si basa sul calcolo della potenza nominale degli impianti a fonti rinnovabili entrati in esercizio nel periodo compreso tra il 1° gennaio 2021 e il 31 dicembre dell’anno di riferimento. Nello specifico, concorrono al raggiungimento del target regionale:

§ la potenza nominale dei nuovi impianti FER realizzati sul territorio della regione;

§ la potenza nominale aggiuntiva derivante da interventi di rifacimento, integrale ricostruzione, potenziamento o riattivazione realizzati sul territorio della regione;

§ il 100% della potenza nominale degli impianti off-shore, qualora le relative opere di connessione alla rete elettrica siano realizzate sul territorio della regione costiera (fatta salva la deroga di ripartizione descritta al Punto 2).

Dal raffronto con la normativa previgente, emerge una significativa apertura. L’abrogato D.M. 21 giugno 2024 (art. 2, comma 2, lett. c) limitava esplicitamente il conteggio ai soli impianti off-shore “di nuova costruzione”. La nuova formulazione recata dall’allegato C-bis elimina tale limitazione: questa omissione estende di fatto il computo utile ai fini PNIEC anche agli interventi di modifica, rifacimento o potenziamento effettuati su impianti marini già esistenti.

2) Il meccanismo di correzione geografica per l’off-shore

Il legislatore (ricalcando quanto già previsto dall’abrogato decreto ministeriale) introduce un meccanismo di correzione geografica per gli impianti marini, applicabile qualora il punto di connessione alla rete elettrica ricada in una regione diversa da quella costiera antistante l’impianto stesso. In tale fattispecie, la potenza nominale dell’impianto viene così ripartita:

§ 20% alla regione sul cui territorio vengono materialmente realizzate le opere terrestri di connessione alla rete elettrica;

§ 80% alla regione costiera antistante l’impianto off-shore. A garanzia di equità, qualora le regioni costiere antistanti l’impianto siano più di una, la quota preponderante dell’80% viene ulteriormente suddivisa tra di esse secondo un criterio di proporzionalità rispetto alla distanza lineare tra la costa di ciascuna regione e l’impianto.

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3) I parametri di equiparazione per le fonti ad alta producibilità

In continuità con la prassi amministrativa precedente, la norma stabilisce un criterio di ponderazione specifico per le fonti energetiche caratterizzate da un’alta producibilità intrinseca (segnatamente, il geotermoelettrico e l’idroelettrico). Ai fini del raggiungimento degli obiettivi di Tabella 1, per tali fonti non si conteggia la mera potenza nominale, bensì una “potenza nominale aggiuntiva” calcolata applicando uno specifico parametro di equiparazione. È compito del GSE pubblicare e aggiornare periodicamente tali parametri, determinati confrontando la producibilità media rilevata delle fonti geotermoelettrica o idroelettrica con la producibilità media di riferimento della fonte fotovoltaica.

10. Il regime transitorio e la tutela delle aree di “elevato valore agricolo”

A tutela del legittimo affidamento degli operatori, l’articolo 2, comma 1-bis, del decreto-legge n. 175/2025 introduce una specifica disciplina transitoria. La norma dispone che le nuove regole sulla definizione delle aree idonee (articolo 11-bis, comma 1) e sui relativi regimi amministrativi semplificati (articolo 11-quater) non trovino applicazione per le procedure già in corso alla data di entrata in vigore del decreto-legge (ovvero al 22 novembre 2025). Tali procedimenti continuano a essere regolarmente istruiti ai sensi della disciplina previgente.

Ai fini della corretta applicazione della clausola di salvaguardia, il legislatore chiarisce cosa debba intendersi per “procedimenti in corso”: vi rientrano a pieno titolo tutte le procedure abilitative o autorizzatorie (ivi comprese quelle di valutazione ambientale) per le quali, alla data di entrata in vigore del decreto, risulti già compiuta la formale verifica di completezza della documentazione presentata a corredo del progetto.

Il secondo periodo del medesimo comma 1-bis introduce una facoltà preclusiva in capo agli enti territoriali. Qualora i progetti di impianti FER coinvolgano aree classificate di “elevato valore agricolo”, è riconosciuta alle regioni e alle province autonome la facoltà di ricorrere allo strumento dell’opposizione in conferenza di servizi (ai sensi dell’articolo 14-quinquies della legge n. 241/1990). Ancorché la disposizione non faccia espresso riferimento a un periodo temporale definito, vista la sua collocazione all’interno del comma 1-bis dell’articolo 2 del decreto-legge n. 175/2025, tale strumento oppositivo parrebbe direttamente riconducibile all’ambito transitorio (ossia ai procedimenti già in corso prima dell’entrata in vigore di quel decreto-legge).

Più in generale, la facoltà di opposizione sopra descritta può sollevare alcuni dubbi interpretativi.

In primo luogo, non viene previsto un termine per l’esercizio dell’opposizione ai sensi del citato articolo 14-quinquies della legge n. 241/1990: tale elemento andrebbe meglio precisato anche e soprattutto se la previsione è pensata come deroga al termine in cui, secondo l’articolo 14-quinquies, l’opposizione è attivabile, data la necessità di certezza che connota investimenti come quelli oggetto della disposizione e, in genere, lo stesso procedimento amministrativo, non essendo pensabile che essa possa essere attuata dalla regione sine die.

In secondo luogo, non risulterebbe nell’ordinamento nazionale una definizione di area di “elevato valore agricolo”: potrebbero intendersi come tali i suoli agricoli di alta qualità o interesse – ad esempio terre molto fertili, aree vocate a colture di eccellenza o disciplinate da denominazioni DOP/IGP, terreni di prima classe agronomica, etc. – la cui trasformazione in sede di realizzazione di impianti energetici potrebbe comportare una perdita rilevante per l’agricoltura locale; una tale definizione rimarrebbe peraltro nella piena disponibilità (e discrezionalità) dell’amministrazione locale o del Consiglio dei Ministri.

II. Zone di accelerazione

1. Le zone di accelerazione: il quadro normativo europeo

Come delineato nel quadro introduttivo del presente dossier, la direttiva RED III (direttiva UE 2023/2413), modificando la direttiva RED II, ha innalzato il livello di ambizione degli obiettivi europei al 2030 in materia di consumo di energia da fonti rinnovabili, operando in sinergia con le finalità del piano REPowerEU. A tale scopo, il legislatore europeo ha introdotto un corpus organico di norme di armonizzazione, finalizzate a imprimere un deciso e necessario impulso alla produzione energetica green. Il perno di questa strategia è rappresentato dall’istituzione delle “zone di accelerazione”, ritenute quali aree “particolarmente idonee” a ospitare impianti FER.

L’iter di implementazione a carico degli Stati membri è scandito da due scadenze principali:

§ Mappatura coordinata (entro il 21 maggio 2025): ai sensi dell’articolo 15-ter della direttiva RED II (come novellata dalla RED III), gli Stati membri sono tenuti a effettuare una mappatura coordinata del proprio territorio. L’obiettivo è individuare il potenziale energetico nazionale e censire le superfici concretamente disponibili per l’installazione di impianti FER, includendo la superficie terrestre, il sottosuolo, le aree marine e le acque interne.

§ Individuazione delle zone (entro il 21 febbraio 2026): l’articolo 15-quater dispone che, entro tale data, gli Stati membri debbano formalmente individuare le “zone di accelerazione”, definendole e perimetrandole come un sottoinsieme privilegiato delle più ampie aree individuate tramite la mappatura territoriale. Nella designazione di tali zone, gli Stati membri sono tenuti a escludere i siti Natura 2000, le zone protette per la conservazione della natura e della biodiversità e le principali rotte migratorie (fatta eccezione per le superfici artificiali ed edificate ivi situate). Il legislatore europeo concede inoltre agli Stati membri la facoltà di escludere dalle zone di accelerazione gli impianti di combustione a biomassa e le centrali idroelettriche.

Le semplificazioni procedurali e la contrazione dei termini

L’articolo 16-bis della direttiva europea impone una drastica riduzione della durata delle procedure di rilascio delle autorizzazioni nelle zone di accelerazione. I regimi semplificati si articolano in base alla tipologia e alla taglia dell’impianto:

§ Procedimenti ordinari: le procedure di rilascio per i progetti FER ricadenti in queste zone non possono avere una durata superiore a 12 mesi. Tale limite è innalzato a 2 anni per i progetti in materia di energie rinnovabili off-shore. È fatta salva la facoltà per gli Stati di prorogare tali termini di ulteriori 6 mesi, ma in ragione di giustificate circostanze straordinarie.

§ Procedimenti agevolati (repowering e micro-impianti): i termini istruttori sono ulteriormente contratti a 6 mesi per tre specifiche casistiche:

1. le procedure di revisione della potenza degli impianti FER esistenti (repowering);

2. i nuovi impianti con potenza elettrica inferiore a 150 kW;

3. gli impianti di stoccaggio co-ubicati e le relative opere di connessione alla rete.

Nel caso in cui i progetti riguardino l’energia eolica off-shore, il limite procedimentale è innalzato a 12 mesi. Anche in tali fattispecie agevolate, gli Stati mantengono la facoltà di concedere proroghe eccezionali (rispettivamente di 3 e 6 mesi per le giustificate circostanze straordinarie).

La ratio acceleratoria della riforma europea emerge chiaramente dal raffronto dei termini istruttori. I limiti cronologici imposti per il rilascio dei titoli all’interno delle zone di accelerazione risultano sostanzialmente dimezzati rispetto ai tempi massimi (pure puntualmente dettagliati dalla medesima direttiva) consentiti per i medesimi procedimenti amministrativi laddove i progetti ricadano al di fuori di tali perimetri privilegiati, come si evince anche dalla seguente tabella riepilogativa:

2. L’attuazione della direttiva RED III e la mappatura nazionale

L’articolo 12 del d.lgs. n. 190/2024 dà attuazione alla predetta normativa europea, recando disposizioni organiche per la mappatura nazionale volta all’installazione di impianti FER e per la definizione delle zone di accelerazione (sia terrestri che marine), in conformità con gli obiettivi fissati dal PNIEC al 2030.

Si rileva che la previsione di cui all’articolo 12, inizialmente assente nello schema di decreto presentato dal Governo ai fini dell’espressione dei pareri prescritti dalla legge delega, è stata successivamente inserita nel testo pubblicato in Gazzetta Ufficiale anche in recepimento delle osservazioni e delle condizioni poste nei suddetti pareri (cfr. supra la ricostruzione dell’iter legislativo relativo al TU sulle FER riportata nelle premesse del presente dossier).

Il ruolo del GSE e le banche dati

Dando attuazione a quanto prescritto dall’articolo 15-ter della direttiva RED III, il comma 1 incarica il GSE di pubblicare, entro la scadenza del 21 maggio 2025, una mappatura coordinata che individui il potenziale nazionale e le aree disponibili per l’installazione degli impianti di produzione, delle relative infrastrutture e opere connesse, e degli impianti di stoccaggio, dandone comunicazione alla Conferenza Unificata.

L’operatività di tale adempimento è così disciplinata:

§ flussi informativi: la mappatura si fonda sui dati provenienti da piattaforme digitali, quali la Piattaforma unica per gli impianti FER e il sistema GAUDÌ (che sarà appositamente implementato da ARERA per includere le informazioni relative alle concessioni di derivazione idroelettrica e di coltivazione geotermoelettrica, ivi inclusa la loro durata), nonché tenendo conto dei Piani di gestione dello spazio marittimo adottati ai sensi del d.lgs. n. 201/2016;

§ governance: le attività tecniche e operative del GSE, necessarie alla realizzazione della mappatura, sono regolate tramite un’apposita convenzione sottoscritta con il MASE.

Il legislatore prevede che tale mappatura non sia uno strumento statico: essa sarà periodicamente aggiornata per riflettere le necessarie evoluzioni territoriali e tecnologiche e, in ogni caso, in sede di aggiornamento del PNIEC. Soprattutto, la mappatura statale costituisce la base dati di cui le regioni e le province autonome dovranno avvalersi per adottare i propri piani di individuazione delle zone di accelerazione per gli impianti terrestri.

Il rilascio della piattaforma delle aree idonee (PAI)

Nel rispetto delle scadenze europee, in data 21 maggio 2025 il GSE ha comunicato la pubblicazione della piattaforma delle aree idonee (PAI) e della relativa mappa delle zone di accelerazione.

La PAI (la cui creazione era già stata tracciata dal D.M. 17 settembre 2024) costituisce il nuovo e fondamentale strumento digitale per sostenere gli enti territoriali nella pianificazione dello sviluppo delle rinnovabili. Basata su una prima mappatura del potenziale nazionale, essa consente di individuare le aree potenzialmente disponibili per l’installazione di nuovi impianti.

Sotto il profilo tecnico, la mappatura è stata elaborata a partire dal database CORINE Land Cover (il progetto europeo per il rilevamento e il monitoraggio delle caratteristiche di copertura e uso del suolo, con particolare attenzione alla tutela ambientale) integrato con ulteriori informazioni in possesso del GSE, aggiornate al 30 aprile 2025.

I piani per le zone di accelerazione: criteri e scadenze

A completamento dell’attuazione della direttiva RED III, l’articolo 12 del TU sulle FER scandisce i tempi e i modi per la formale istituzione delle zone di accelerazione, operando un netto riparto di competenze tra Stato e regioni.

Entro il termine del 21 febbraio 2026, l’ordinamento prevede un doppio binario pianificatorio:

§ zone terrestri (competenza regionale): ai sensi del comma 5, ciascuna regione e provincia autonoma deve aver elaborato e adottato il proprio piano di individuazione delle zone di accelerazione per gli impianti FER terrestri;

§ zone marine (competenza statale): ai sensi del comma 6, il piano di individuazione delle zone di accelerazione marine (off-shore) è invece adottato con D.P.C.M., su proposta del MASE e di concerto con il Ministero delle infrastrutture e dei trasporti (MIT). Alla data di pubblicazione del presente dossier tale decreto non risulta adottato.

Nella definizione dei rispettivi piani terrestri, le regioni e le province autonome sono tenute a dare priorità assoluta all’inclusione delle seguenti tipologie di aree:

§ superfici artificiali, edificate e parcheggi;

§ infrastrutture di trasporto e relative zone immediatamente circostanti;

§ siti industriali, aree industriali attrezzate, miniere e siti di smaltimento dei rifiuti;

§ aziende agricole e terreni degradati non utilizzabili per attività agricole;

§ corpi idrici interni artificiali, laghi o bacini artificiali e siti di trattamento delle acque reflue urbane;

§ aree ove risultino già presenti impianti FER e sistemi di stoccaggio dell’energia elettrica.

Requisiti ambientali, VAS e aggiornamento periodico

La perimetrazione di tali zone non deroga ai principi fondamentali di tutela del territorio. Il comma 7 impone che le zone di accelerazione (sia terrestri che off-shore) debbano risultare omogenee e non causare impatti ambientali significativi, nel rispetto dei vincoli di tutela previsti dalle normative nazionali e internazionali. A tal fine, la norma esclude espressamente dalle zone di accelerazione le aree a qualsiasi titolo protette per scopi di tutela ambientale (in virtù di leggi nazionali, regionali o internazionali), fatta eccezione unicamente per le superfici artificiali ed edificate già esistenti situate all’interno di tali zone. A garanzia della sostenibilità, i piani di individuazione sono soggetti a valutazione ambientale strategica (VAS) e devono includere specifiche misure di mitigazione per ridurre gli eventuali effetti negativi. Per garantire la celere adozione dei Piani, la norma stabilisce che la relativa procedura di VAS in sede statale si svolga con l’applicazione dei termini procedimentali ridotti della metà (comma 8). Tali piani saranno inoltre riesaminati periodicamente e modificati per recepire gli aggiornamenti della mappatura nazionale e le evoluzioni del PNIEC (comma 9).

Il regime derogatorio e le semplificazioni procedurali

Il comma 10 dell’articolo 12 stabilisce ulteriori semplificazioni qualora la realizzazione degli interventi in regime di attività libera (allegato A) e in PAS (allegato B) insista all’interno delle zone di accelerazione:

§ attività libera e PAS: in tale fattispecie, l’intervento non è subordinato all’acquisizione dell’autorizzazione dell’autorità competente in materia paesaggistica, la quale si esprime unicamente con un parere obbligatorio e non vincolante; autorizzazione unica: invece, per gli interventi sottoposti ad AU che insistono nelle zone di accelerazione, il comma 10, lettera b) dello stesso articolo 12 prevede che in via generale non si applicano le procedure di valutazione ambientale di cui al titolo III della parte seconda del d.lgs. n. 152/2006, a condizione che il progetto contempli le misure di mitigazione stabilite in sede di valutazione ambientale strategica dei Piani. Anche in questo caso, il parere dell’autorità paesaggistica rimane obbligatorio ma non vincolante. Inoltre, a garanzia della celerità degli investimenti, i tempi della procedura di autorizzazione unica subiscono una diminuzione di un terzo.

3. Il perimetro delle zone di accelerazione e le scadenze endoprocedimentali alla luce dei recenti correttivi

L’articolo 12 del d.lgs. n. 190/2024 è stato oggetto di recenti e incisivi interventi di riordino legislativo (dapprima con il decreto-legge n. 73/2025 e da ultimo con il decreto-legge n. 175/2025) volti a perfezionare il recepimento della normativa europea.

In base al nuovo assetto, come detto, ciascuna regione e provincia autonoma è tenuta ad adottare il Piano di individuazione delle zone di accelerazione terrestri entro il 21 febbraio 2026, basandosi sulla mappatura effettuata dal GSE. A seguito delle citate novelle, si dispone ora che le zone di accelerazione debbano essere individuate all’interno delle aree idonee ope legis (disciplinate dal nuovo art. 11-bis, comma 1) e non più tra quelle che le regioni sono tenute ad adottare con propria legislazione (come inizialmente disposto dal testo previgente dell’articolo 12, comma 5).

A ulteriore garanzia dello sviluppo delle infrastrutture energetiche, le modifiche all’articolo 12 introducono il nuovo comma 7-bis. La norma stabilisce che ogni Piano di accelerazione regionale debba obbligatoriamente comprendere tra le zone di accelerazione le aree industriali (così come definite dagli strumenti urbanistici regionali, sovracomunali o comunali), purché ricadenti nelle aree censite dalla mappatura GSE.

Tale inclusione costituisce il contenuto minimo inderogabile di ciascun Piano regionale ed è specificamente finalizzata a favorire i progetti riguardanti:

§ interventi in regime di attività libera;

§ interventi in regime di procedura abilitativa semplificata (PAS).

È fatta comunque salva la possibilità per le regioni e le province autonome di integrare i propri Piani indicando ulteriori impianti FER, unitamente ai sistemi di stoccaggio e alle opere e infrastrutture connesse indispensabili per la loro costruzione ed esercizio.

Rappresentazione cartografica e allineamento territoriale

In attuazione delle novelle introdotte dal decreto-legge n. 73/2025, in data 21 maggio 2025 il GSE ha ufficialmente pubblicato la rappresentazione cartografica ufficiale, denominata mappa delle zone di accelerazione. Le regioni e le province autonome avevano l’onere di comunicare al GSE eventuali disallineamenti cartografici delle aree industriali insistenti sui rispettivi territori rispetto alla mappatura pubblicata. Tale comunicazione doveva avvenire entro il termine di 30 giorni dalla pubblicazione della citata mappa ed era preordinata al fine esclusivo dell’aggiornamento cartografico delle zone di accelerazione.

Le scadenze istruttorie (VAS) e i poteri sostitutivi PNRR

L’urgenza di rispettare gli impegni europei si è riflessa anche nella rigidità delle scadenze endoprocedimentali fissate dal legislatore. Per garantire la tempestiva adozione dei Piani entro il 21 febbraio 2026, le regioni e le province autonome avrebbero dovuto obbligatoriamente presentare le proposte di Piano per la valutazione ambientale strategica (VAS) entro e non oltre il 31 agosto 2025.

In caso di inosservanza della scadenza del 31 agosto 2025, per la fase di VAS, ovvero in caso di mancata adozione definitiva del Piano da parte della regione entro il termine finale del 21 febbraio 2026, l’ordinamento prevede un meccanismo di salvaguardia. Il MASE propone al Presidente del Consiglio dei Ministri l’esercizio dei poteri sostitutivi statali, di cui all’articolo 12 del decreto-legge n. 77/2021. Si tratta della medesima disciplina concepita per sanzionare l’inadempienza dei soggetti attuatori dei progetti PNRR, attivabile ogni qual volta l’inerzia amministrativa metta a rischio il conseguimento degli obiettivi intermedi e finali del Piano nazionale di ripresa e resilienza.

Le procedure applicabili per fonte di energia

Il capitolo declina i regimi amministrativi generali con riferimento a ciascuna fonte (solare, eolica, biomasse e biogas, geotermica, idroelettrica), dando conto delle soglie di potenza e delle condizioni localizzative che determinano il titolo abilitativo applicabile. La tabella che segue offre una chiave di lettura d’insieme, da verificare caso per caso alla luce delle condizioni puntuali illustrate nei paragrafi.

Quale regime per quale impianto: quadro di sintesi delle soglie principali

Fonte	Attività libera	PAS	Autorizzazione unica
Fotovoltaico	< 12 MW integrato su edifici; < 5 MW a terra in aree industriali/degradate; < 10 MW flottante; agrivoltaico < 5 MW	< 10 MW su edifici o in sostituzione di amianto; < 12 MW in aree idonee e zone di accelerazione; 5–15 MW in aree industriali; fino a 1 MW residuale	Regionale: ? 1 MW e fino a 300 MW; flottante su dighe minori. Statale: > 300 MW; flottante su grandi dighe
Eolico	Singoli generatori su edifici (h ? 1,5 m); ? 20 kW fuori dalle zone A e B (o ? 20 kW con h ? 5 m ovunque); torri anemometriche ? 36 mesi	> 20 kW e < 60 kW fuori da aree protette e Rete Natura 2000; torri anemometriche > 36 mesi	Regionale: ? 60 kW e fino a 300 MW; in aree protette/Natura 2000 a prescindere dalla potenza. Statale: > 300 MW e off-shore
Biomasse, biogas e biometano	Cogenerativi ? 50 kW; termici a servizio di edifici ? 200 kW; microcogenerazione < 50 kWe	Cogenerativi > 50 kW e < 1 MW; elettrici non cogenerativi < 200 kW (biomasse) / < 300 kW (biogas); termici asserviti a processi ? 1 MW; biometano ? 500 Smc/h	Regionale: oltre le soglie PAS e fino a 300 MW; biometano > 500 Smc/h. Statale: > 300 MW
Geotermico	Sonde a circuito chiuso < 50 kW (profondità ? 2 m orizzontali / ? 80 m verticali)	Sonde a circuito chiuso 50–500 kW (profondità ? 3 m / ? 250 m)	Regionale: impianti fino a 300 MW (esclusi i pilota). Statale: impianti pilota, ricerca e coltivazione in mare, > 300 MW
Idroelettrico	< 500 kW su condotte esistenti senza incremento di portata o su edifici esistenti	< 100 kW; 500 kW–1 MW su condotte esistenti; ? 250 kW su canali o condotte esistenti e per i consorzi di bonifica	Regionale: ? 100 kW e fino a 300 MW. Statale: > 300 MW; accumulo mediante pompaggio puro
Accumulo elettrochimico	Nuovi impianti ? 10 MW; modifiche entro l’area esistente con limiti dimensionali	Impianti entro il perimetro di siti industriali, impianti di produzione esistenti o cave in dismissione	Regionale: asserviti a impianti ? 300 MW; stand-alone ? 200 MW. Statale: stand-alone > 200 MW; asserviti a impianti > 300 MW
Idrogeno (elettrolizzatori)	Fino a 10 MW; modifiche con limiti su altezza (+10%) e volumetrie (+30%)	> 10 MW entro aree o siti industriali, senza estensione delle aree né varianti urbanistiche	Segue la competenza (regionale o statale) dell’impianto di produzione cui l’elettrolizzatore è connesso

I. Gli impianti fotovoltaici

Interventi ad attività libera

Il novero degli impianti fotovoltaici realizzabili mediante semplice comunicazione ha subito una profonda revisione in seguito all’adozione del d.lgs. n. 190/2024. Più specificamente, l’articolo 7, comma 1, dispone che la realizzazione degli interventi elencati nell’allegato A non è subordinata all’acquisizione di permessi, autorizzazioni o atti amministrativi di assenso comunque denominati.

Impianti di nuova costruzione

L’allegato A opera una ricognizione delle fattispecie in cui l’installazione di nuovi impianti solari (fotovoltaici e termici) è considerata attività a edilizia libera. Rientrano in tale regime:

§ Integrazione architettonica: impianti di potenza inferiore a 12 MW, integrati su coperture di strutture o edifici esistenti (o relative pertinenze), aventi la medesima inclinazione e orientamento della falda, che non modifichino la sagoma dell’edificio e con superficie non superiore a quella della copertura ospitante.

§ Edifici residenziali e commerciali (fuori Zona A): impianti a servizio di edifici collocati al di fuori della Zona A di cui al D.M. n. 1444/1968 (ossia fuori dagli agglomerati urbani di carattere storico, artistico o di pregio ambientale), aventi potenza:

o inferiore a 12 MW, se installati su edifici/strutture esistenti o posti su manufatti fuori terra diversi dagli edifici;

o fino a 1 MW, se collocati a terra in adiacenza agli edifici esistenti cui sono asserviti.

§ Aree industriali e degradate: impianti di potenza inferiore a 5 MW collocati a terra in zone a destinazione industriale, artigianale e commerciale, ovvero all’interno di discariche (o lotti chiusi e ripristinati) e cave, lotti o porzioni di cave non più suscettibili di ulteriore sfruttamento.

§ Impianti flottanti: impianti di potenza inferiore a 10 MW collocati in modalità flottante su aree bagnate e bacini artificiali privi di vincoli, a condizione che l’occupazione della superficie bagnata sia inferiore al 20% (fattispecie introdotta dall’articolo 16 del d.lgs. n. 178/2025).

§ Strutture turistiche o termali: impianti ubicati in aree nella disponibilità di tali strutture e finalizzati a utilizzare prioritariamente l’energia per l’autoconsumo, aventi potenza:

o inferiore a 10 MW, se installati su edifici/strutture esistenti o su manufatti fuori terra;

o fino a 1 MW, se collocati a terra in adiacenza agli edifici cui sono asserviti. In proposito si segnala che una fonte di incertezza normativa può derivare dal fatto che l’articolo 6, comma 2-septies del decreto-legge n. 50/2022[11] dispone che fino al 31 dicembre 2026 siano sottoposti a DILA (dichiarazione di inizio lavori asseverata) i progetti di nuovi impianti fotovoltaici con moduli collocati a terra o su coperture piane o falde di potenza non superiore a 1 MW ubicati in aree nella disponibilità di strutture turistiche o termali, finalizzati a utilizzare prioritariamente l’energia autoprodotta per i fabbisogni delle medesime strutture: tuttavia, si ricorda che il d.lgs. n. 190/2024 non prevede più il regime amministrativo della DILA, disponendo, anzi, l’abrogazione della relativa disciplina;

§ Agrivoltaico: impianti agrivoltaici di potenza inferiore a 5 MW progettati per consentire la continuità dell’attività agricola e pastorale (per ulteriori casistiche relative agli impianti agrivoltaici, oltre a quanto detto supra a pp. 93 ss., si veda anche il box di approfondimento pag. 139).

§ Solare termico: impianti solari termici a servizio di edifici, con potenza nominale utile fino a 10 MW, installati su coperture, manufatti fuori terra o a terra in adiacenza agli edifici asserviti (sempre a condizione che ricadano al di fuori della Zona A ex D.M. n. 1444/1968).

Modifiche su impianti esistenti

La sezione II dell’allegato A individua altresì una serie di interventi di modifica tecnologica rientranti nel regime di attività libera. È consentita la realizzazione di interventi su impianti esistenti (già abilitati o autorizzati) – inclusi potenziamento, repowering, rifacimento e integrale ricostruzione – nel rispetto delle seguenti condizioni:

§ Impianti a terra: non devono comportare alcun aumento dell’area originariamente occupata, né una variazione dell’altezza massima dal suolo superiore al 50%. Tali interventi possono includere la sostituzione della soluzione tecnologica (rinnovo moduli/componenti) e la modifica del layout, indipendentemente dalla potenza elettrica risultante.

§ Impianti su edifici o strutture:

o Su coperture ordinarie: non devono determinare un incremento dell’altezza mediana dei moduli superiore a quella dell’eventuale balaustra perimetrale.

o Sostituzione tecnologica: senza incremento dell’area occupata dall’impianto e dalle relative opere connesse, indipendentemente dalla potenza elettrica risultante, non devono determinare variazioni (o comportare solo variazioni in diminuzione) dell’angolo formato tra il piano dei moduli e la superficie di installazione.

o Impianti architettonicamente integrati: gli interventi sono ammessi a condizione che venga mantenuta l’integrazione architettonica preesistente.

§ Ripotenziamento con invarianza volumetrica: è consentito il rifacimento o la ricostruzione integrale a condizione che non si incrementino il volume e la superficie occupati, nel rispetto delle misure di mitigazione stabilite dalla valutazione ambientale originaria, a prescindere dalla potenza risultante (fattispecie introdotta dall’articolo 16 del d.lgs. n. 178/2025).

§ Rifacimento in aree industriali: è consentito il rifacimento integrale degli impianti che insistono su aree industriali, a condizione che l’infrastruttura continui a ricadere interamente all’interno di tale area, a prescindere dalla potenza finale raggiunta (deroga introdotta dall’articolo 2 del decreto-legge n. 21/2026).

§ Solare termico: è parimenti inclusa in attività libera la sostituzione di impianti solari termici a servizio di edifici (fino a 10 MW), purché ubicati al di fuori della Zona A.

I limiti di potenza e le soglie di assoggettabilità ambientale

La sezione II dell’allegato A pone un vincolo generale agli interventi di modifica su impianti esistenti: l’incremento di potenza complessiva risultante dall’intervento non può in alcun caso superare le soglie stabilite negli allegati II, II-bis, III e IV alla parte seconda del Codice dell’ambiente (d.lgs. n. 152/2006), a meno che la singola fattispecie non rechi deroghe specifiche.

Tali allegati classificano le tipologie di progetti da sottoporre a procedura di valutazione di impatto ambientale (VIA) o a verifica di assoggettabilità a VIA (screening), ripartendo le competenze tra Stato e regioni sulla base di precise soglie di potenza. Di seguito si ricostruisce il quadro vigente per gli impianti fotovoltaici e termici.

Per deroghe alla disciplina in materia di valutazioni ambientali si rinvia alle disposizioni commentate nell’apposito paragrafo del presente dossier.

allegato II (Progetti sottoposti a VIA in sede statale) d.lgs. n. 152/2006

§ Impianti termici: impianti termici per la produzione di energia elettrica, vapore e acqua calda con potenza termica complessiva superiore a 150 MW.

§ Impianti fotovoltaici: impianti fotovoltaici per la produzione di energia elettrica con potenza complessiva superiore a 10 MW. Ai fini della soglia, la potenza è calcolata sulla base del solo progetto sottoposto a valutazione, escludendo eventuali progetti localizzati in aree contigue, con il medesimo centro di interesse o punto di connessione, per i quali sia già in corso o conclusa una VIA.

§ Fotovoltaico flottante su grandi dighe: impianti collocati in modalità flottante sullo specchio d’acqua di invasi realizzati da “grandi dighe” (ovvero dighe con altezza superiore a 15 metri o invaso superiore a 1.000.000 di metri cubi, ex art. 1 del decreto-legge n. 507/1994).

allegato II-bis (Progetti sottoposti a verifica di assoggettabilità a VIA in sede statale) d.lgs. n. 152/2006

§ Impianti termici: impianti termici per la produzione di energia elettrica, vapore e acqua calda con potenza termica complessiva superiore a 50 MW.

§ Impianti fotovoltaici: impianti fotovoltaici di potenza superiore a 25 MW nelle aree idonee, nonché impianti fotovoltaici di potenza superiore a 30 MW installati a terra, ubicati in zone e aree a destinazione industriale, artigianale e commerciale, nonché in discariche o lotti di discarica chiusi e ripristinati, ovvero in cave o lotti o porzioni di cave non suscettibili di ulteriore sfruttamento o nelle zone di accelerazione[12].

§ Modifiche ed estensioni: modifiche o estensioni di progetti di cui all’allegato II, o all’allegato II-bis, già autorizzati, realizzati o in fase di realizzazione, che possono avere notevoli impatti ambientali significativi e negativi (qualora la modifica o l’estensione non ricada già direttamente nelle soglie dell’allegato II).

allegato III (Progetti di competenza delle regioni e delle province autonome di Trento e Bolzano) d.lgs. n. 152/2006

§ Fotovoltaico flottante su dighe minori: impianti solari fotovoltaici collocati in modalità flottante sullo specchio d’acqua di invasi realizzati da dighe diverse da quelle rientranti nella classificazione statale delle “grandi dighe”.

§ Fotovoltaico flottante su bacini e canali: impianti fotovoltaici di potenza pari o superiore a 10 MW collocati in modalità flottante sullo specchio d’acqua di invasi e di bacini idrici, anche artificiali, compresi gli invasi idrici nelle cave dismesse o in esercizio, o installati a copertura dei canali di irrigazione diversi da quelli situati sulle dighe sopracitate[13].

allegato IV (Progetti sottoposti alla verifica di assoggettabilità di competenza delle province autonome di Trento e Bolzano e delle regioni) d.lgs. n. 152/2006

§ Impianti industriali non termici per la produzione di energia, vapore e acqua calda con potenza complessiva superiore a 1 MW.

§ Impianti fotovoltaici:

o impianti fotovoltaici di potenza pari o superiore a 15 MW, installati su strutture o edifici esistenti, sulle relative pertinenze o posti su strutture o manufatti fuori terra diversi dagli edifici;

o impianti fotovoltaici o agrivoltaici di potenza pari o superiore a 12 MW in zone classificate agricole che consentano l’effettiva compatibilità e integrazione con le attività agricole;

o impianti fotovoltaici di potenza superiore a 12 MW nelle aree classificate idonee o nelle zone di accelerazione[14];

o impianti fotovoltaici di potenza pari o superiore a 15 MW installati a terra ubicati nelle zone e nelle aree a destinazione industriale, artigianale e commerciale, nonché in discariche o lotti di discarica chiusi e ripristinati ovvero in cave o lotti o porzioni di cave non suscettibili di ulteriore sfruttamento.

TIPOLOGIA IMPIANTO	DESCRIZIONE E SOGLIE
*Allegato II – Progetti sottoposti a VIA in sede statale (d.lgs. n. 152/2006)*
Impianti termici	Produzione di energia elettrica, vapore e acqua calda con potenza termica complessiva superiore a 150 MW.
Impianti fotovoltaici	Produzione di energia elettrica con potenza complessiva superiore a 10 MW. Ai fini della soglia, la potenza è calcolata sulla base del solo progetto sottoposto a valutazione, escludendo eventuali progetti localizzati in aree contigue.
Fotovoltaico flottante su grandi dighe	Impianti collocati in modalità flottante sullo specchio d’acqua di invasi realizzati da “grandi dighe” (altezza superiore a 15 m o invaso superiore a 1.000.000 m³, ex art. 1 decreto-legge n. 507/1994).
**Allegato II-bis – Progetti sottoposti a verifica di assoggettabilità a VIA in sede statale (d.lgs. n. 152/2006)**
Impianti termici	Produzione di energia elettrica, vapore e acqua calda con potenza termica complessiva superiore a 50 MW.
Impianti fotovoltaici	Potenza superiore a 25 MW nelle aree idonee. Potenza superiore a 30 MW installati a terra in zone industriali, artigianali e commerciali, discariche chiuse e ripristinate, cave non suscettibili di ulteriore sfruttamento o zone di accelerazione.
Modifiche ed estensioni	Modifiche o estensioni di progetti di cui all’allegato II o II-bis, già autorizzati, realizzati o in fase di realizzazione, che possono avere notevoli impatti ambientali significativi e negativi (qualora non ricadano nelle soglie dell’allegato II).
*Allegato III – Progetti di competenza delle regioni e delle province autonome (d.lgs. n. 152/2006)*
Fotovoltaico flottante su dighe minori	Impianti solari fotovoltaici in modalità flottante sullo specchio d’acqua di invasi realizzati da dighe diverse dalle “grandi dighe”.
Fotovoltaico flottante su bacini e canali	Potenza pari o superiore a 10 MW, collocati in modalità flottante su invasi e bacini idrici (anche artificiali), compresi invasi in cave dismesse o in esercizio, o installati a copertura dei canali di irrigazione.
*Allegato IV – Verifica di assoggettabilità di competenza regionale/provinciale (d.lgs. n. 152/2006)*
Impianti industriali non termici	Produzione di energia, vapore e acqua calda con potenza complessiva superiore a 1 MW.
Impianti fotovoltaici su strutture/edifici	Potenza pari o superiore a 15 MW, installati su strutture o edifici esistenti, sulle relative pertinenze o su strutture/manufatti fuori terra diversi dagli edifici.
Fotovoltaici o agrivoltaici in zone agricole	Potenza pari o superiore a 12 MW in zone classificate agricole che consentano l’effettiva compatibilità e integrazione con le attività agricole.
Fotovoltaici in aree idonee / zone di accelerazione	Potenza superiore a 12 MW nelle aree classificate idonee o nelle zone di accelerazione.
Fotovoltaici in zone industriali/commerciali	Potenza pari o superiore a 15 MW installati a terra in zone industriali, artigianali e commerciali, discariche chiuse e ripristinate, cave non suscettibili di ulteriore sfruttamento.

Il superamento del regime transitorio (decreto-legge 13/2023)

Per la corretta interpretazione delle soglie vigenti, occorre tenere presente il riordino operato dal d.lgs. n. 190/2024 (TU FER). In precedenza, l’articolo 47, comma 11-bis, del decreto-legge n. 13/2023 aveva temporaneamente innalzato a 25 MW la soglia per l’assoggettamento a VIA statale per i progetti localizzati in aree idonee, industriali o cave esaurite, a condizione che non ricadessero in aree di particolare sensibilità paesaggistica. Con l’entrata in vigore del nuovo Testo unico, sia l’art. 47 del decreto-legge 13/2023, sia l’art. 22-bis del d.lgs. n. 199/2021 sono stati formalmente abrogati. Di conseguenza, i limiti di potenza e i riparti di competenza applicabili in via esclusiva sono unicamente quelli appena ricapitolati, aggiornati da ultimo dal decreto correttivo (d.lgs. n. 178/2025).

Interventi sottoposti a PAS

Impianti di nuova costruzione

Ai sensi dell’articolo 8, comma 1, del d.lgs. n. 190/2024, gli interventi elencati nell’allegato B sono assoggettati alla procedura abilitativa semplificata (PAS). Si tratta di un regime intermedio, applicabile a quegli impianti che per dimensioni o localizzazione superano le soglie dell’edilizia libera (allegato A) ma non presentano impatti tali da richiedere l’autorizzazione unica (allegato C).

Per quanto riguarda gli interventi di nuova costruzione (allegato B, sezione I), l’ordinamento fa confluire nel regime di PAS le seguenti macro-categorie di interventi:

§ Impianti su edifici e coperture

o Edifici ordinari: impianti solari fotovoltaici di potenza inferiore a 10 MW (laddove non ricadano già in attività libera). I moduli possono essere collocati con qualsiasi modalità sull’edificio, a condizione che la loro superficie complessiva non superi quella del tetto su cui sono installati.

o Bonifica amianto: impianti solari fotovoltaici di potenza inferiore a 10 MW, la cui installazione avvenga in sostituzione di coperture in eternit o amianto.

§ Impianti a terra in aree specifiche

o Aree idonee e zone di accelerazione: impianti fotovoltaici di potenza inferiore a 12 MW localizzati all’interno delle aree idonee (ex art. 11-bis) e delle zone di accelerazione (ex art. 12), purché non rientrino già nei limiti più favorevoli dell’attività libera.

o Aree industriali e degradate: impianti fotovoltaici a terra di potenza pari o superiore a 5 MW e fino a 15 MW. Tali impianti devono essere ubicati in zone a destinazione industriale, artigianale e commerciale, in discariche (o lotti chiusi e ripristinati), ovvero in cave non più suscettibili di ulteriore sfruttamento. Al di sotto dei 5 MW tali impianti ricadono in attività libera.

§ Impianti flottanti

o Bacini e canali: impianti fotovoltaici collocati in modalità flottante di potenza inferiore a 10 MW. L’installazione è consentita sullo specchio d’acqua di invasi e bacini idrici, anche artificiali[15] (compresi quelli in cave dismesse o in esercizio), o a copertura di canali di irrigazione, purché diversi da quelli soggetti ad autorizzazione unica (allegato C, sezione I, lettera aa) e sezione II, lettera z)[16].

§ Soglia generale residuale

o Impianti fino a 1 MW: a chiusura del sistema, ricadono in PAS tutti i nuovi impianti solari fotovoltaici aventi potenza fino a 1 MW, qualora per caratteristiche tecniche o localizzative non rientrino in nessuna delle casistiche di attività libera o nelle altre specifiche voci della PAS.

§ Gli impianti solari termici

o Centri storici e zone A: impianti solari termici a servizio di edifici, con potenza termica nominale utile fino a 10 MW, qualora ubicati all’interno della Zona A ex D.M. n. 1444/1968 (ovvero negli agglomerati urbani che rivestono carattere storico, artistico o di particolare pregio ambientale). Tali impianti possono essere installati su edifici, pertinenze, manufatti fuori terra o a terra in adiacenza agli edifici stessi[17].

o Processi produttivi: impianti solari termici asserviti a processi produttivi, aventi potenza termica fino a 10 MW.

Modifiche su impianti esistenti

L’allegato B, sezione II, individua gli interventi di modifica tecnologica e strutturale che ricadono nel regime della procedura abilitativa semplificata (PAS).

In linea generale, è consentita la realizzazione di modifiche – inclusi potenziamenti, rifacimenti, riattivazioni e ricostruzioni (anche integrali) – di impianti per la produzione di energia elettrica da FER già esistenti, abilitati o autorizzati (con l’espressa eccezione degli impianti di produzione di biometano), nel rispetto di una condizione dimensionale: tali interventi non devono comportare un incremento dell’area occupata dall’impianto preesistente superiore al 20%. Come chiarito dalla novella introdotta dall’art. 17 del d.lgs. n. 178/2025, purché sia rispettato tale limite spaziale, la PAS si applica a prescindere dalla potenza elettrica finale risultante.

Per quanto concerne specificamente gli impianti solari termici esistenti (con potenza termica fino a 10 MW), la PAS si applica agli interventi di sostituzione nelle seguenti due casistiche:

§ impianti a servizio di edifici, installati su strutture esistenti, pertinenze, manufatti fuori terra o a terra in adiacenza, qualora ricadano all’interno della Zona A ex D.M. n. 1444/1968 (ovvero all’interno degli agglomerati urbani che rivestono carattere storico, artistico o di particolare pregio ambientale);

§ impianti asserviti a processi produttivi.

Opere connesse e tetti massimi di potenza

Sia nel caso di nuova costruzione che in quello di modifica su impianti esistenti, la normativa stabilisce che le opere connesse e le infrastrutture indispensabili alla costruzione e all’esercizio di questi impianti rientrano anch’esse nel medesimo regime di PAS (per quanto riguarda le opere di connessione alla Rete di trasmissione nazionale, si rinvia a quanto specificato nell’apposito box di approfondimento).

A chiusura del sistema, la norma fissa un limite ambientale: qualora gli interventi di modifica comportino un incremento di potenza di impianti esistenti, la potenza complessiva risultante non può in alcun caso superare le soglie di assoggettabilità ambientale (VIA e screening) stabilite negli allegati II, II-bis, III e IV alla parte seconda del Codice dell’ambiente (analizzate nel paragrafo precedente), salvo che non vi siano disposizioni specifiche derogatorie in relazione alla singola taglia di potenza.

I vincoli e l’attrazione in PAS dell’attività libera

Il d.lgs. n. 190/2024 introduce un meccanismo di salvaguardia territoriale che innalza il livello del titolo abilitativo richiesto in presenza di specifici vincoli. La norma stabilisce che, qualora gli interventi che rientrerebbero nel regime di attività libera (elencati nell’allegato A) ricadano in aree sensibili, essi vengono automaticamente attratti nel più rigoroso regime della PAS. Tale attrazione si verifica quando i progetti:

· ricadono su beni oggetto di tutela ai sensi della parte II e III del Codice dei beni culturali e del paesaggio (d.lgs. n. 42/2004), fatto salvo in quest’ultimo caso quanto previsto dai commi 4, 5 e 6 dell’articolo 7 (ovvero il sub-procedimento paesaggistico accelerato e le deroghe per assenza di impatto visivo);

· insistono in aree naturali protette (legge n. 394/1991 o leggi regionali) o all’interno di siti della Rete Natura 2000, oppure qualora possano avere incidenze significative sui predetti siti ai sensi dell’articolo 5, comma 3, del D.P.R. n. 357/1997;

· interferiscono con vincoli afferenti alla tutela dal rischio idrogeologico, alla difesa nazionale, alla salute e alla pubblica incolumità (ivi inclusi il rischio sismico, vulcanico e la prevenzione incendi).

Interventi sottoposti ad autorizzazione unica e a procedimento di autorizzazione unica regionale

Ai sensi dell’articolo 9 del d.lgs. n. 190/2024 (Testo unico sulle FER), i progetti che per dimensioni o localizzazione superano le soglie dei regimi semplificati (edilizia libera e PAS) sono assoggettati al procedimento di autorizzazione unica (AU).

L’allegato C del decreto effettua una ricognizione di tali interventi, operando un netto riparto di competenza tra il livello regionale (sezione I) e il livello statale (sezione II).

Interventi di competenza regionale

Ricadono nel perimetro dell’autorizzazione unica di competenza delle regioni (fatti salvi i casi in cui ricorrano le condizioni specifiche per i regimi semplificati) le seguenti tipologie di impianti solari:

§ impianti fotovoltaici ordinari: impianti di potenza pari o superiore a 1 MW e fino a 300 MW;

§ impianti fotovoltaici flottanti: impianti collocati in modalità flottante sullo specchio d’acqua di invasi realizzati da “dighe minori” (ovvero dighe diverse da quelle statali classificate all’articolo 1 del decreto-legge n. 507/1994, non superando dunque i 15 metri di altezza o il milione di metri cubi di volume d’invaso).

§ impianti solari termodinamici: impianti con potenza installata fino a 300 MW;

§ impianti solari termici (edifici e processi produttivi): impianti con potenza termica superiore a 10 MW e fino a 300 MW, siano essi a servizio di edifici (installati su coperture, pertinenze, manufatti o a terra in adiacenza) ovvero direttamente asserviti a processi produttivi;

§ modifiche su impianti esistenti: interventi di modifica tecnologica e strutturale (inclusi potenziamento, repowering, rifacimento, riattivazione, ricostruzione, sostituzione o riconversione) su impianti esistenti o già autorizzati, a condizione che la potenza complessiva risultante arrivi fino a 300 MW. L’autorizzazione assorbe, unitamente all’impianto, anche le opere connesse e le infrastrutture indispensabili alla sua costruzione ed esercizio.

Il principio di assorbimento per gli impianti ibridi

Si ricorda infine che, ai sensi dell’art. 14, comma 9, del d.lgs. n. 190/2024, nel caso di interventi relativi a impianti ibridi (ad esempio, un parco fotovoltaico integrato strutturalmente con un grande sistema di accumulo a batterie - BESS) si applica il regime più oneroso tra quelli previsti per le singole tipologie di interventi. Inoltre, sotto il profilo del riparto amministrativo, qualora le singole tipologie ricadano in sezioni diverse dell’allegato C (generando un potenziale conflitto tra competenza regionale e statale), prevale il principio della competenza attrattiva statale: l’amministrazione procedente diviene in via esclusiva il MASE.

Interventi di competenza statale

Ricadono nel perimetro dell’autorizzazione unica di esclusiva competenza statale (ai sensi della sezione II dell’allegato C) i progetti considerati strategici per dimensioni o per particolare tipologia infrastrutturale:

§ Grandi impianti FER e solare termico: tutti gli impianti di produzione di energia elettrica a fonti rinnovabili di potenza superiore a 300 MW. La medesima soglia (> 300 MW) si applica agli impianti solari termici, siano essi a servizio di edifici (su strutture o a terra in adiacenza) o direttamente asserviti a processi produttivi.

§ Fotovoltaico flottante su “grandi dighe”: impianti collocati in modalità flottante sullo specchio d’acqua di invasi realizzati da dighe statali (ovvero quelle classificate dall’articolo 1 del decreto-legge n. 507/1994, che superano i 15 metri di altezza o determinano un volume d’invaso superiore a 1.000.000 di metri cubi).

§ Modifiche e ripotenziamenti maggiori: interventi di modifica (inclusi potenziamento, repowering, rifacimento, riattivazione, ricostruzione, sostituzioni o riconversioni) su impianti esistenti o autorizzati che comportino il superamento della soglia complessiva di 300 MW.

§ Opere connesse: opere connesse e infrastrutture indispensabili alla costruzione e all’esercizio dei nuovi impianti sopracitati.

Regole procedurali e disponibilità del suolo

Per l’avvio dell’iter autorizzativo, il proponente è tenuto ad allegare all’istanza la documentazione tecnica e giuridica attestante la legittima disponibilità della risorsa o dell’area (incluse le superfici pubbliche) su cui realizzare l’impianto e le relative opere connesse. A seguito delle recenti riforme di semplificazione (d.lgs. n. 178/2025), tale disponibilità può essere validamente dimostrata anche tramite la produzione di contratti preliminari.

Laddove necessario, l’istanza può essere corredata dalla richiesta di attivazione della procedura di esproprio per pubblica utilità. Tuttavia, l’articolo 9, comma 3, del d.lgs. n. 190/2024 pone un vincolo per gli impianti fotovoltaici, solari termodinamici e alimentati a biomassa: per tali tipologie di impianti, l’esproprio può essere richiesto esclusivamente per le aree interessate dalle opere connesse (ad esempio per il passaggio di cavidotti o l’installazione di cabine), essendone precluso l’utilizzo per l’acquisizione coattiva delle aree destinate alla realizzazione dell’impianto di produzione vero e proprio.

Il raccordo procedimentale: autorizzazione unica e PAUR regionale

Sotto il profilo del coordinamento amministrativo tra i vari enti, l’ordinamento prevede che, nel caso di progetti sottoposti contestualmente ad autorizzazione unica e a valutazione di impatto ambientale (VIA) di competenza regionale, il titolo autorizzativo venga di norma rilasciato all’interno del provvedimento autorizzatorio unico regionale (PAUR), unificando così le due procedure. Tuttavia, è fatta salva la facoltà per le regioni e le province autonome di derogare a tale unificazione e optare per l’espletamento del procedimento di autorizzazione unica ai sensi dell’articolo 9 del d.lgs. n. 190/2024.

Il superamento del regime transitorio: dalle aree idonee alle zone di accelerazione

L’odierno assetto delle esenzioni ambientali segna il superamento del regime transitorio introdotto dall’articolo 47, comma 1-bis, del decreto-legge n. 13/2023 (come modificato dal decreto-legge n. 181/2023 e prorogato fino al 30 giugno 2025 dal regolamento UE 2024/223). Tale previgente disciplina, concepita per accelerare la diffusione delle rinnovabili in attuazione del quadro europeo di emergenza, disponeva l’esenzione dalle valutazioni ambientali per specifiche tipologie di progetti localizzati nelle “aree idonee” (allora regolate dall’abrogato art. 20 del d.lgs. n. 199/2021). La deroga copriva impianti fotovoltaici fino a 30 MW, rifacimenti fino a 50 MW, sistemi di stoccaggio e i relativi progetti di infrastrutture di connessione e sviluppo della Rete elettrica di trasmissione nazionale.

L’applicazione di tale esenzione era tuttavia subordinata a una condizione: le aree idonee ospitanti dovevano essere contemplate all’interno di piani o programmi già sottoposti, con esito positivo, a valutazione ambientale strategica (VAS).

La disciplina transitoria sollevava dubbi interpretativi a livello applicativo. Il requisito della previa sottoposizione a VAS sembrava confliggere con la natura stessa delle “aree idonee” del tempo: queste ultime, essendo in gran parte individuate in via diretta (ope legis) o tramite specifiche leggi regionali, non richiedevano l’espletamento di un procedimento di VAS. Tale disallineamento normativo rischiava di rendere inapplicabile l’esenzione nella maggior parte delle casistiche pratiche.

Il nuovo quadro normativo nazionale, in recepimento della direttiva RED III, ha risolto tale criticità introducendo una distinzione sistematica tra le generiche “aree idonee” e il nuovo istituto delle “zone di accelerazione” (designate come sottoinsieme privilegiato delle prime).

Con il nuovo assetto, il regime di esenzione dalla valutazione di impatto ambientale (VIA) per i singoli progetti ha perso il suo carattere transitorio per divenire strutturale, ma è stato circoscritto alle sole zone di accelerazione. La presunzione di assenza di effetti significativi sull’ambiente per i progetti ivi localizzati deriva ora da un obbligo imposto a livello europeo (articolo 15-quater, paragrafo 2, della direttiva RED III): i Piani con cui le regioni designano e perimetrano le zone di accelerazione devono obbligatoriamente essere sottoposti a valutazione ambientale strategica (VAS) prima della loro formale adozione.

È proprio la positiva conclusione della VAS “a monte” (sul Piano regionale delle zone di accelerazione) che legittima l’esenzione “a valle” (dalla VIA) per i singoli impianti (es. eolici o fotovoltaici) e per le relative opere di rete.

A sintesi e chiusura della disamina sui titoli abilitativi, si propone una tavola riepilogativa dei regimi applicabili all’installazione di impianti solari (fotovoltaici e termici) alla luce del nuovo Testo unico sulle FER.

Il presente approfondimento analizza la disciplina speciale applicabile agli impianti agrivoltaici (o agro-fotovoltaici) e agli impianti agrivoltaici “avanzati”. Come anticipato, tale quadro trova oggi un esplicito ancoraggio normativo di rango primario nel Testo unico sulle FER (articoli 4 e 11-bis, comma 2 del d.lgs. n. 190/2024). La declinazione tecnica di tale normativa è affidata alle linee guida redatte da un apposito gruppo di lavoro coordinato dal MASE, con la partecipazione del Consiglio per la ricerca in agricoltura e l’analisi dell’economia agraria (CREA), del GSE, dell’ENEA e di RSE. Si tratta di un corpus normativo di carattere speciale diretto a contemperare la transizione energetica con la salvaguardia del patrimonio agricolo nazionale.

Il quadro definitorio

Ai sensi del combinato disposto del nuovo articolo 4, comma 1, lett. f-bis), del d.lgs. n. 190/2024, dell’articolo 65 del decreto-legge n. 1/2012 e delle richiamate linee guida (27 giugno 2022), l’ordinamento distingue le seguenti tipologie di infrastrutture:

§ impianto fotovoltaico (ordinario): insieme di componenti che producono e forniscono elettricità per mezzo dell’effetto fotovoltaico, composto dai moduli fotovoltaici e dagli altri componenti (Balance of System – BOS), in grado di produrre energia elettrica e fornirla alle utenze in corrente alternata o in corrente continua e/o di immetterla nella rete di distribuzione o di trasmissione;

§ impianto agrivoltaico (o agro-voltaico, o agro-fotovoltaico): 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;

§ impianto agro-voltaico avanzato: impianto agro-voltaico che, in conformità a quanto stabilito dall’articolo 65, comma 1-quater e 1-quinquies, del decreto-legge n. 1/2012:

- adotta soluzioni integrative innovative con montaggio dei moduli elevati da terra, anche prevedendo la rotazione dei moduli stessi, comunque in modo da non compromettere la continuità delle attività di coltivazione agricola e pastorale, anche eventualmente consentendo l’applicazione di strumenti di agricoltura digitale e di precisione (articolo 65, comma 1-quater);

- prevede la contestuale realizzazione di sistemi di monitoraggio che consentano di verificare l’impatto dell’installazione fotovoltaica sulle colture, il risparmio idrico, la produttività agricola per le diverse tipologie di colture, la continuità delle attività delle aziende agricole interessate, il recupero della fertilità del suolo, il microclima, la resilienza ai cambiamenti climatici (articolo 65, comma 1-quinquies).

L’agrivoltaico “avanzato” e gli incentivi PNRR

La qualificazione di un impianto come agrivoltaico “avanzato” rileva ai fini dell’accesso ai fondi europei. Essa è il presupposto per l’attuazione della Misura del PNRR (Missione 2, Componente 2, Investimento 1.1) denominata “Sviluppo agro-voltaico”. In attuazione di tale misura è stato adottato il D.M. 13 febbraio 2024 (cd. “Decreto agrivoltaico”), il quale riserva l’erogazione degli incentivi (prestiti e contributi a fondo perduto) esclusivamente agli impianti di natura sperimentale che rispettino i requisiti dell’articolo 65 del decreto-legge n. 1/2012. In sintesi, per usufruire dei benefici statali, gli impianti devono obbligatoriamente essere dotati dei sistemi di monitoraggio per verificare l’impatto reale delle installazioni sulle colture sottostanti.

La distinzione dal fotovoltaico a terra

La distinzione tra fotovoltaico a terra e agrivoltaico è stata affermata dal Consiglio di Stato (Sez. IV, sentenza n. 8029/2023). Il giudice amministrativo ha rilevato che, mentre nel caso degli impianti fotovoltaici il suolo viene reso impermeabile e viene impedita la crescita della vegetazione – con conseguente perdita della potenzialità produttiva del terreno agricolo – nell’agrivoltaico l’impianto è posizionato su pali più alti e distanziati tra loro, in modo da consentire la coltivazione agricola meccanizzata. Per effetto di tale configurazione, la superficie del terreno resta permeabile e pienamente utilizzabile.

Tale distinzione è stata recepita e codificata dal legislatore statale con fonte di rango primario. Il Testo unico sulle FER (d.lgs. n. 190/2024, come modificato dal decreto-legge n. 175/2025) ha infatti introdotto una definizione legale autonoma di “impianto agrivoltaico” (art. 4, comma 1, lett. f-bis) e ha cristallizzato la differenza di impatto sul suolo all’interno del nuovo art. 11-bis, comma 2. Tale ultima disposizione, nel vietare l’installazione in area agricola dei tradizionali impianti fotovoltaici con moduli a terra, fa espressamente salvo l’agrivoltaico, stabilendo che “è comunque sempre consentita l’installazione di impianti agrivoltaici [...] attraverso l’impiego di moduli collocati in posizione adeguatamente elevata da terra”.

I limiti in zona agricola e la deroga per l’agrivoltaico

Proprio per preservare le esigenze della coltivazione, la disciplina (originariamente introdotta dal decreto-legge n. 63/2024 e oggi confluita nell’art. 11-bis, comma 2, del d.lgs. n. 190/2024) vieta il fotovoltaico a terra in zona agricola, ammettendolo esclusivamente in specifiche aree idonee (ope legis), quali:

§ siti ove sono già installati impianti della stessa fonte, limitatamente agli interventi per modifica, rifacimento, potenziamento o integrale ricostruzione degli impianti già installati, a condizione che non comportino incremento dell’area occupata;

§ cave e miniere cessate, non recuperate o abbandonate o in condizioni di degrado ambientale, nonché le porzioni di cave e miniere non suscettibili di ulteriore sfruttamento (con l’esclusione, rispetto al passato, delle cave già oggetto di ripristino ambientale);

§ discariche o i relativi lotti chiusi o ripristinati;

§ siti e impianti delle società del gruppo Ferrovie dello Stato e delle concessionarie autostradali;

§ siti e impianti nella disponibilità delle società di gestione aeroportuale all’interno dei sedimi aeroportuali, inclusi quelli delle isole minori e previe verifiche tecniche da parte di ENAC;

§ aree interne agli stabilimenti e agli impianti industriali (che non siano destinati alla produzione agricola o zootecnica né alla produzione di energia da fonte rinnovabile), nonché le aree agricole racchiuse in un perimetro i cui punti distino non più di 350 metri dal medesimo impianto o stabilimento;

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

Tali limiti non si applicano agli impianti per la costituzione di una comunità energetica rinnovabile (CER) e in caso di progetti attuativi delle “altre misure” di investimento del PNRR e del Piano nazionale per gli investimenti complementari al PNRR (PNC), o di progetti necessari per il conseguimento degli obiettivi del PNRR.

La legge fa inoltre espressamente salva l’installazione di impianti agrivoltaici attraverso l’impiego di moduli collocati in posizione adeguatamente elevata da terra, previa dichiarazione asseverata che attesti l’idoneità dell’impianto a conservare almeno l’80% della produzione agricola lorda vendibile.

A presidio di tale deroga e al fine di evitare pratiche elusive, il decreto-legge n. 175/2025 ha inserito una specifica clausola sanzionatoria all’interno dell’articolo 11, comma 8, del d.lgs. n. 190/2024. La disposizione prevede che, nei cinque anni successivi alla realizzazione di un impianto agrivoltaico, il comune territorialmente competente è tenuto a verificare la “persistente idoneità del sito di installazione all’uso agro-pastorale”. Qualora l’impianto non consenta la preservazione e la continuità delle attività colturali e pastorali, sono irrogate sanzioni amministrative pecuniarie comprese tra 1.000 e 100.000 euro, fermo restando l’obbligo di ripristino dello stato dei luoghi.

Si ricorda che le questioni di costituzionalità poste sul divieto generalizzato di installare impianti fotovoltaici collocati a terra in zone classificate agricole sono state dichiarate infondate dalla Corte costituzionale con la sentenza n. 127/2026 (analizzata supra a p. 95).

II. Gli impianti eolici

Interventi ad attività libera

L’articolo 7, comma 1, del decreto legislativo n. 190/2024 dispone che la realizzazione degli interventi di cui all’allegato A del medesimo decreto non è subordinata all’acquisizione di permessi, autorizzazioni o atti amministrativi di assenso comunque denominati. Tali interventi si articolano in opere di nuova costruzione e modifiche di impianti esistenti.

Impianti di nuova costruzione

Rientrano in questa categoria i seguenti interventi:

§ singoli generatori eolici installati su edifici esistenti con altezza complessiva non superiore a 1,5 metri e diametro non superiore a 1 metro;

§ torri anemometriche per la misurazione temporanea del vento (durata massima 36 mesi), realizzate con strutture amovibili, con obbligo di rimozione e ripristino dello stato dei luoghi entro un mese dal termine dei rilievi;

§ impianti eolici con potenza complessiva fino a 20 kW situati al di fuori delle zone territoriali omogenee A (centri storici) e B (zone totalmente o parzialmente edificate) di cui all’articolo 2 del D.M. n. 1444/1968;

§ impianti eolici fino a 20 kW con altezza non superiore a 5 metri, applicabile senza limitazioni territoriali (incluse le zone A e B).

Modifiche su impianti esistenti

Gli interventi in edilizia libera su impianti eolici già abilitati o autorizzati comprendono:

§ modifiche su impianti eolici esistenti, abilitati o autorizzati, incluse quelle relative alla soluzione tecnologica utilizzata, che, senza incremento dell’area occupata dall’impianto e dalle opere connesse e a prescindere dalla potenza elettrica risultante, consistono nella sostituzione della tipologia di rotore che comporta una variazione in aumento delle dimensioni fisiche delle pale e delle volumetrie di servizio non superiore al 20%;

§ modifiche su impianti eolici esistenti, abilitati o autorizzati, incluse quelle relative alla soluzione tecnologica utilizzata, che, senza incremento dell’area occupata dall’impianto e dalle opere connesse e a prescindere dalla potenza elettrica risultante, consistono in una riduzione di superficie o di volume, indipendentemente dalla sostituzione o meno degli aerogeneratori;

§ modifiche, ivi incluso il potenziamento o ripotenziamento, su impianti eolici esistenti, abilitati o autorizzati, che comportano una riduzione minima del numero degli aerogeneratori rispetto a quelli esistenti, abilitati o autorizzati, e sono realizzati nello stesso sito dell’impianto esistente. Per tali modifiche, sono previste condizioni specifiche relative alla conformazione dell’impianto (su unica direttrice o più direttrici), alle dimensioni (diametro e altezza massima) dei nuovi aerogeneratori e al loro numero.

Criteri dimensionali per il ripotenziamento

Per gli interventi di repowering ricadenti in edilizia libera, la normativa individua le seguenti condizioni specifiche:

§ Impianti su un’unica direttrice: il nuovo impianto deve essere realizzato sulla medesima direttrice con una deviazione massima di 20 gradi. Deve essere mantenuta la lunghezza originaria dell’impianto (calcolata tra gli assi dei due aerogeneratori estremi), ferma restando una tolleranza in aumento pari al 20% della lunghezza dell’impianto esistente (arrotondata per eccesso).

§ Impianti su più direttrici: la superficie planimetrica complessiva del nuovo impianto non deve superare la superficie originariamente oggetto di abilitazione o autorizzazione, applicando una tolleranza complessiva del 20%.

§ Proporzionalità dell’altezza: se un nuovo aerogeneratore presenta un diametro maggiore rispetto a quello preesistente, la sua altezza massima deve crescere in modo proporzionale, secondo la seguente formula:

Dove:

o è l’altezza massima dell’aerogeneratore esistente, misurata all’estremità delle pale rispetto al suolo (indicata con l’acronimo TIP);

o è il diametro del rotore dell’aerogeneratore esistente;

o è il diametro del rotore del nuovo aerogeneratore;

o è l’altezza massima consentita per il nuovo aerogeneratore.

§ Limite al numero di nuovi aerogeneratori: se gli aerogeneratori preesistenti hanno un diametro inferiore o uguale a 70 metri, il numero dei nuovi aerogeneratori non può superare il valore minore fra e (dove rappresenta il numero degli aerogeneratori esistenti).

o Se gli aerogeneratori preesistenti hanno un diametro superiore a 70 metri, il numero dei nuovi aerogeneratori non deve superare il valore di (arrotondato per eccesso).

Deroghe regionali e limiti di potenza ai fini ambientali

Le regioni e gli enti locali (ex articolo 1, comma 3, d.lgs. n. 190/2024) hanno facoltà di stabilire regole ulteriori di semplificazione, compreso l’innalzamento delle soglie di potenza per l’attività libera, ferma restando l’esenzione dalle valutazioni ambientali (titolo III, parte II, d.lgs. n. 152/2006).

Come già rilevato, il comma 2 della sezione II dell’allegato A pone comunque dei limiti all’incremento di potenza complessiva risultante dall’intervento, a meno che la sezione non rechi disposizioni specifiche in relazione alla potenza. Si specifica difatti che la potenza complessiva non può superare le soglie stabilite negli allegati II, II-bis, III e IV alla parte seconda del Codice dell’ambiente (d.lgs. n. 152/2006). Tali allegati stabiliscono le tipologie di progetti da sottoporre a procedura di valutazione di impatto ambientale (VIA) o di verifica di assoggettabilità a VIA, e in alcuni casi indicano soglie di potenza per determinare se un progetto vi rientra. Di seguito si elencano le soglie più rilevanti per gli impianti eolici.

allegato II (Progetti sottoposti a VIA in sede statale) d.lgs. n. 152/2006

Impianti eolici per la produzione di energia elettrica sulla terraferma con potenza complessiva superiore a 30 MW. Con modifica introdotta dall’articolo 10, comma 1 del decreto-legge n. 50/2022 è stato precisato che tale potenza viene calcolata basandosi solo sul progetto sottoposto a valutazione, 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[18].

allegato III (Progetti di competenza delle regioni e delle province autonome di Trento e Bolzano) d.lgs. n. 152/2006

Impianti eolici per la produzione di energia elettrica sulla terraferma con potenza complessiva superiore a 1 MW, qualora ciò sia disposto a seguito dell’esito della verifica di assoggettabilità stessa.

allegato IV (Progetti sottoposti alla verifica di assoggettabilità di competenza delle province autonome di Trento e Bolzano e delle regioni) d.lgs. n. 152/2006

§ Impianti eolici per la produzione di energia elettrica sulla terraferma con potenza complessiva superiore a 1 MW.

§ 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[19].

DESCRIZIONE E SOGLIE

Allegato II – Progetti sottoposti a VIA in sede statale (d.lgs. n. 152/2006)

Impianti eolici per la produzione di energia elettrica sulla terraferma con potenza complessiva superiore a 30 MW.

Allegato III – Progetti di competenza delle regioni e delle province autonome (d.lgs. n. 152/2006)

Impianti eolici per la produzione di energia elettrica sulla terraferma con potenza complessiva superiore a 1 MW, se disposto a seguito di verifica di assoggettabilità.

Allegato IV – Verifica di assoggettabilità di competenza regionale/provinciale (d.lgs. n. 152/2006)

Impianti eolici per la produzione di energia elettrica sulla terraferma con potenza complessiva superiore a 1 MW.

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.

Impianti sottoposti a PAS

L’allegato B al d.lgs. n. 190/2024 elenca i seguenti interventi relativi ad impianti eolici sottoposti a PAS.

Impianti di nuova costruzione

Rientrano in tale regime i seguenti interventi:

§ impianti eolici con potenza superiore a 20 kW e inferiore a 60 kW, a condizione che siano posti al di fuori di aree protette o appartenenti a Rete Natura 2000;

§ torri anemometriche destinate alla misurazione temporanea del vento per un periodo superiore a 36 mesi, realizzate mediante strutture mobili, semifisse o comunque amovibili. Permane l’obbligo di rimozione delle strutture e di ripristino dello stato dei luoghi entro un mese dalla conclusione dei rilievi.

Ai fini della corretta individuazione dei vincoli territoriali richiamati per gli impianti di nuova costruzione, si ricorda il seguente quadro normativo:

§ Aree protette: la legge n. 394/1991 (legge quadro sulle aree protette) subordina il rilascio di concessioni o autorizzazioni per interventi all’interno dei parchi al preventivo nulla osta dell’Ente parco (art. 13, comma 1). Il nulla osta, volto a verificare la conformità dell’intervento alle disposizioni del piano e del regolamento, è reso entro sessanta giorni dalla richiesta, decorsi i quali si intende rilasciato (silenzio-assenso).

§ Rete Natura 2000: istituita dalla direttiva 92/43/CEE (direttiva Habitat), recepita nell’ordinamento nazionale con il D.P.R. n. 357/1997. L’articolo 6 della direttiva dispone che qualsiasi progetto con possibili incidenze significative su tali siti sia sottoposto a valutazione di incidenza ambientale (VIncA). Il Codice dell’ambiente (d.lgs. n. 152/2006, art. 10, comma 3) e il medesimo D.P.R. 357/1997 precisano che, per i progetti già assoggettati a valutazione di impatto ambientale (VIA) o a valutazione ambientale strategica (VAS), la procedura di VIncA è ricompresa al loro interno.

Modifiche su impianti esistenti

Sono soggette a PAS le modifiche su impianti FER (inclusi gli impianti eolici) già abilitati o autorizzati. Tali interventi comprendono il potenziamento, il ripotenziamento (repowering), il rifacimento, la riattivazione e la ricostruzione (anche integrale). L’applicazione della procedura è subordinata alla condizione che le modifiche non comportino un incremento dell’area occupata dall’impianto preesistente superiore al 20%, a prescindere dalla potenza elettrica risultante.

Anche in tal caso, se gli interventi di modifica comportano un incremento di potenza di impianti esistenti o autorizzati, la potenza complessiva risultante non può superare le soglie stabilite negli allegati II, II-bis, III e IV alla parte seconda del Codice dell’ambiente, salvo disposizioni specifiche in relazione alla potenza (per una disamina delle quali si rinvia alla sezione precedente).

Impianti sottoposti ad autorizzazione unica e a procedimento di autorizzazione unica regionale

Il decreto legislativo n. 190/2024 (allegato C) individua gli interventi relativi agli impianti eolici assoggettati al regime dell’autorizzazione unica. La disciplina ripartisce le procedure in base all’ambito di competenza amministrativa (regionale o statale), con applicazione residuale per gli interventi non ricadenti in edilizia libera o non assoggettati a Procedura abilitativa semplificata (PAS).

Interventi di competenza regionale (sezione I)

Ricadono nel procedimento di autorizzazione unica regionale i seguenti interventi:

§ impianti eolici con potenza pari o superiore a 60 kW e fino a 300 MW;

§ impianti eolici posti all’interno di aree protette o appartenenti a Rete Natura 2000, a prescindere dalla potenza (fermo restando il limite massimo di 300 MW). L’ubicazione in tali aree vincolate determina l’assoggettamento ad autorizzazione unica anche per gli impianti di potenza inferiore a 60 kW, derogando ai regimi di attività libera o PAS previsti per le aree ordinarie.

§ Modifiche di impianti esistenti o autorizzati, compresi gli interventi di potenziamento, ripotenziamento (repowering), rifacimento, riattivazione, ricostruzione, sostituzione o riconversione, che comportino una potenza complessiva fino a 300 MW. La disposizione si estende alle opere connesse e alle infrastrutture indispensabili alla costruzione e all’esercizio degli impianti medesimi.

Interventi di competenza statale (sezione II)

Sono sottoposti ad autorizzazione unica statale i seguenti interventi:

§ Impianti eolici con potenza superiore a 300 MW, rientranti nella fattispecie generale degli impianti di produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili eccedenti tale limite.

§ impianti off-shore a mare;

§ modifiche di impianti esistenti o autorizzati (inclusi potenziamento, ripotenziamento, rifacimento, riattivazione, ricostruzione, sostituzione o riconversione) che determinino una potenza complessiva superiore a 300 MW, unitamente alle relative opere connesse e alle infrastrutture indispensabili alla costruzione e all’esercizio degli stessi.

Opere connesse e raccordi procedimentali

Infrastrutture di rete e competenze autorizzatorie

Le opere connesse e le infrastrutture indispensabili alla costruzione e all’esercizio degli impianti eolici, ivi incluse le opere di connessione alla rete di distribuzione locale, sono assoggettate al medesimo regime di autorizzazione unica (regionale o statale) dell’impianto principale.

Restano invece escluse da tale regime le opere di sviluppo e potenziamento della rete di trasmissione nazionale (RTN) nonché le attività di sviluppo e potenziamento della rete di distribuzione realizzate autonomamente dai relativi gestori. A seguito delle modifiche introdotte dal decreto-legge n. 21/2026 al d.lgs. n. 190/2024, la realizzazione di tali infrastrutture è autorizzata mediante procedimenti separati: come visto nell’apposito paragrafo del presente dossier, per la RTN le istanze sono promosse direttamente dal gestore (Terna s.p.a.) ai sensi dell’articolo 10-bis del TU sulle FER e autorizzate dal MASE (fatta eccezione per gli impianti off-shore), mentre i potenziamenti strutturali delle reti di distribuzione seguono iter amministrativi autonomi a cura dei rispettivi concessionari locali.

Gli impianti off-shore

Per gli impianti eolici off-shore, il procedimento di autorizzazione unica statale prevede la partecipazione in conferenza di servizi del Ministero delle infrastrutture e dei trasporti e, per i profili inerenti all’attività di pesca marittima, del Ministero dell’agricoltura, della sovranità alimentare e delle foreste. In tale fattispecie, l’autorizzazione è rilasciata sentita la regione costiera interessata, in deroga al regime ordinario dell’autorizzazione unica statale che prescrive, di norma, il raggiungimento di un’intesa formale con le regioni coinvolte.

Coordinamento con le procedure di valutazione ambientale (PAUR)

Qualora i progetti siano contestualmente sottoposti ad autorizzazione e a VIA di competenza regionale, l’autorizzazione unica confluisce nel provvedimento autorizzatorio unico regionale (PAUR), fatta salva la facoltà delle regioni e delle province autonome di optare per il regime di autorizzazione unica previsto dall’articolo 9 del d.lgs. n. 190/2024. Per tali interventi, il termine massimo per la conclusione del PAUR è fissato a due anni dall’avvio del procedimento medesimo o dall’avvio della verifica di assoggettabilità a VIA, nel rispetto delle soglie dimensionali previste dagli allegati alla parte seconda del Codice dell’ambiente (d.lgs. n. 152/2006).

Esenzioni transitorie ai fini ambientali

In via transitoria e in attuazione della normativa europea volta ad accelerare la diffusione delle energie rinnovabili (regolamento (UE) 2022/2577, articoli 6 e 9), l’articolo 47, comma 1-bis, del decreto-legge n. 13/2023 ha disposto, fino al 30 giugno 2025, l’esenzione dalle valutazioni ambientali per le seguenti fattispecie:

· Progetti di impianti off-shore con potenza complessiva non superiore a 50 MW, purché localizzati nelle aree individuate dal Piano di gestione dello spazio marittimo e già ricomprese in piani o programmi sottoposti positivamente a VAS.

· Progetti di ripotenziamento (repowering) che non comportino variazione dell’area occupata e la cui potenza complessiva finale non superi i 50 MW, a condizione che ricadano in aree idonee (ai sensi dell’abrogato articolo 20 del d.lgs. n. 199/2021) già contemplate all’interno di piani o programmi sottoposti positivamente a VAS.

Si riporta di seguito un quadro riepilogativo semplificato delle procedure autorizzative applicabili nelle ipotesi più comuni.

III. Gli impianti a biomasse e biogas

Interventi ad attività libera

L’allegato A del d.lgs. n. 190/2024 stabilisce che rientrino nel regime di attività libera:

Impianti di nuova costruzione

§ gli impianti alimentati da biomasse, gas di discarica, gas residuati dai processi di depurazione e biogas con potenza fino a 50 kW operanti in assetto cogenerativo;

§ gli impianti a biomassa per la produzione di energia termica a servizio di edifici per la climatizzazione e l’acqua calda sanitaria, installati negli edifici esistenti e negli spazi liberi privati annessi, con potenza nominale utile fino a 200 kW;

§ unità di microcogenerazione di cui all’articolo 2, comma 1, lettera e), del decreto legislativo n. 20/2007 (ossia con una capacità di generazione massima inferiore a 50 kWe);

§ impianti di cogenerazione[20] di cui all’articolo 2, comma 1, lettera a), del decreto legislativo n. 20/2007 a servizio di edifici per la climatizzazione e l’acqua calda sanitaria con potenza nominale utile fino a 200 kW.

Modifiche su impianti esistenti

§ sostituzione di impianti a biomassa per la produzione di energia termica a servizio di edifici per la climatizzazione e l’acqua calda sanitaria, installati negli edifici esistenti e negli spazi liberi privati annessi, con potenza termica utile nominale fino a 2 MW;

§ sostituzione di unità di microcogenerazione di cui all’articolo 2, comma 1, lettera e), del decreto legislativo n. 20/2007 (ossia con una capacità di generazione massima inferiore a 50 kWe);

§ sostituzione di impianti di cogenerazione[21] di cui all’articolo 2, comma 1, lettera a) del decreto legislativo n. 20/2007, a servizio di edifici per la climatizzazione e l’acqua calda sanitaria, con potenza nominale utile fino a 2 MW.

Si evidenzia che, in virtù del riordino operato dal d.lgs. n. 190/2024, le previgenti procedure edilizie (come la comunicazione o la SCIA ex D.P.R. n. 380/2001) per l’installazione di impianti di micro o piccola cogenerazione alimentati a fonti rinnovabili risultano superate. Oggi, gli impianti che superano le soglie di potenza previste per l’attività libera dall’allegato A, ricadono automaticamente nel regime della PAS ai sensi dell’allegato B o, per taglie superiori, in quello dell’autorizzazione unica ai sensi dell’allegato C.

Impianti sottoposti a PAS

Ove non ricorrano le fattispecie per le quali è previsto il regime di attività libera, sono sottoposti alla procedura abilitativa semplificata di cui all’articolo 8 del d.lgs. n. 190/2024:

Impianti di nuova costruzione

§ impianti alimentati da biomasse, gas di discarica, gas residuati dai processi di depurazione con potenza superiore a 50 kW e inferiore a 1 MW, operanti in assetto cogenerativo;

§ impianti per la produzione di energia elettrica alimentati da biomasse, gas di discarica, gas residuati dai processi di depurazione e biogas non operanti in assetto cogenerativo e aventi capacità di generazione:

o inferiore a 200 kW, per impianti a biomassa;

o inferiore a 300 kW, per gas di discarica, gas residuati dai processi di depurazione e biogas;

§ impianti a biomassa per la produzione di energia termica asserviti a processi produttivi con potenza termica utile nominale fino a 1 MW;

§ impianti a biomassa per la produzione di energia termica a servizio di edifici per la climatizzazione e l’acqua calda sanitaria, installati negli edifici esistenti e negli spazi liberi privati annessi, con potenza nominale utile superiore a 200 kW e fino a 2 MW;

§ impianti di cogenerazione di cui all’articolo 2, comma 1, lettera a) del decreto legislativo n. 20/2007, a servizio di edifici per la climatizzazione e l’acqua calda sanitaria con potenza termica utile nominale superiore a 200 kW e inferiore a 2 MW;

§ impianti di cogenerazione di cui all’articolo 2, comma 1, lettera a) del decreto legislativo n. 20/2007, asserviti a processi produttivi con potenza termica utile nominale fino a 1 MW;

§ impianti a biometano di capacità produttiva fino a 500 standard metri cubi/ora.

Rientrano nel regime di PAS anche le opere connesse e le infrastrutture indispensabili alla costruzione e all’esercizio degli impianti di cui al presente elenco. Restano tuttavia esclusi da tale regime gli interventi di sviluppo e potenziamento della rete elettrica di trasmissione nazionale (RTN), i quali sono autorizzati tramite procedimenti separati promossi direttamente su istanza del gestore della rete medesima.

Modifiche su impianti esistenti

Il regime della PAS si applica altresì ai seguenti interventi su impianti esistenti:

§ modifiche, ivi inclusi il potenziamento, il ripotenziamento, il rifacimento, la riattivazione e la ricostruzione, anche integrale, di impianti a fonti rinnovabili per la produzione di energia elettrica esistenti, abilitati o autorizzati, fatta eccezione per gli impianti di produzione di biometano, a condizione che non comportino un incremento dell’area occupata dall’impianto esistente superiore al 20%, a prescindere dalla potenza elettrica risultante;

§ sostituzione di impianti a biomassa per la produzione di energia termica asserviti a processi produttivi con potenza termica utile nominale fino a 1 MW;

§ sostituzione di impianti di cogenerazione di cui all’articolo 2, comma 1, lettera a) del decreto legislativo n. 20/2007, a servizio di edifici per la climatizzazione e l’acqua calda sanitaria con potenza termica utile nominale superiore a 2 MW e inferiore a 10 MW;

§ sostituzione di impianti di cogenerazione di cui all’articolo 2, comma 1, lettera a) del decreto legislativo n. 20/2007, asserviti a processi produttivi con potenza termica utile nominale fino a 1 MW;

§ parziale o completa riconversione di impianti di produzione di energia elettrica alimentati a biogas in impianti di produzione di biometano con capacità non superiore a 500 standard metri cubi/ora;

§ modifiche su impianti a biometano in esercizio, abilitati o autorizzati che non comportino un incremento dell’area già oggetto di abilitazione o autorizzazione né modifiche alle matrici già oggetto di abilitazione o autorizzazione, a condizione che:

o la targa del sistema di upgrading indichi il valore di capacità produttiva derivante dagli interventi;

o nel caso di impianti collegati alla rete, vi sia la disponibilità del gestore di rete a immettere i volumi aggiuntivi;

o l’eventuale aumento delle aree dedicate alla digestione anaerobica non sia superiore al 50%.

§ realizzazione delle opere connesse e delle infrastrutture indispensabili alla costruzione e all’esercizio degli impianti come modificati, sostituiti o riconvertiti ai sensi delle precedenti voci.

Si specifica che qualora gli interventi comportino un incremento di potenza di impianti esistenti o già abilitati o comunque autorizzati, la potenza complessiva risultante dall’intervento non può superare le soglie stabilite negli allegati II, II-bis, III e IV alla parte seconda del Codice dell’ambiente (d.lgs. n. 152/2006), a meno che la sezione stessa non contenga disposizioni specifiche in relazione alla potenza.

Impianti sottoposti ad autorizzazione unica e a procedimento di autorizzazione unica regionale

Ai sensi del d.lgs. n. 190/2024, gli interventi relativi agli impianti alla produzione di energia da biomasse e biogas che rientrano nel regime dell’autorizzazione unica sono specificati nell’allegato C. Tali interventi sono divisi in base alla competenza, che può essere regionale (sezione I) o statale (sezione II).

Di seguito sono elencati gli interventi su impianti a biomasse e a biogas che ricadono nel procedimento di autorizzazione unica, fatti salvi gli interventi sottoposti al regime di attività libera o PAS.

Interventi di competenza regionale

§ impianti a biometano con capacità produttiva superiore a 500 standard metri cubi/ora;

§ impianti alimentati da biomasse, gas di discarica, gas residuati dai processi di depurazione e biogas operanti in assetto cogenerativo con potenza pari o superiore a 1 MW e fino a 300 MW;

- pari o superiore a 200 kW e fino a 300 MW, per impianti a biomassa;

- pari o superiore a 300 kW e fino a 300 MW, per gas di discarica, gas residuati dai processi di depurazione e biogas;

§ impianti a biomassa per la produzione di energia termica asserviti a processi produttivi con potenza termica utile nominale superiore a 1 MW e fino a 300 MW;

§ impianti di cogenerazione di cui all’articolo 2, comma 1, lettera a) del decreto legislativo n. 20/2007, asserviti a processi produttivi con potenza termica utile nominale superiore a 1 MW e fino a 300 MW;

§ modifiche, ivi incluse quelle consistenti in potenziamento, ripotenziamento, rifacimento, riattivazione e ricostruzione, sostituzioni o riconversioni di impianti esistenti o autorizzati che comportino una potenza complessiva fino a 300 MW, unitamente alle opere connesse e alle infrastrutture indispensabili alla costruzione e all’esercizio degli impianti oggetto di modifica, sostituzione o riconversione.

Interventi di competenza statale

§ impianti di produzione di energia elettrica alimentati da biomasse, gas di discarica, gas residuati dai processi di depurazione e biogas operanti in assetto cogenerativo con potenza superiore a 300 MW;

§ impianti alimentati da biomasse, gas di discarica, gas residuati dai processi di depurazione e biogas non operanti in assetto cogenerativo con potenza superiore a 300 MW;

§ impianti a biomassa per la produzione di energia termica asserviti a processi produttivi con potenza termica utile nominale superiore a 300 MW;

§ modifiche, ivi incluse quelle consistenti in potenziamento, ripotenziamento, rifacimento, riattivazione e ricostruzione, sostituzioni o riconversioni di impianti esistenti o autorizzati che comportino una potenza complessiva superiore a 300 MW, unitamente alle opere connesse e alle infrastrutture indispensabili alla costruzione e all’esercizio degli impianti oggetto di modifica, sostituzione o riconversione.

Si riporta di seguito un quadro riepilogativo semplificato delle procedure autorizzative applicabili nelle ipotesi più comuni.

Nel caso di progetti sottoposti ad autorizzazione e a valutazione di impatto ambientale (VIA) di competenza regionale, l’autorizzazione unica è rilasciata nell’ambito del provvedimento autorizzatorio unico regionale (PAUR), salva la facoltà, per le medesime regioni e province autonome, di optare per il procedimento autorizzatorio unico di cui all’articolo 9 del d.lgs. n. 190/2024. In relazione a tali interventi, il termine per la conclusione del PAUR non può comunque superare i due anni dal suo avvio o dall’avvio della verifica di assoggettabilità a VIA.

Ai fini dell’assoggettabilità a VIA regionale o alla relativa verifica, assumono rilievo per specifiche tipologie di impianto le voci di cui agli allegati III e IV alla parte seconda del decreto legislativo n. 152/2006 (cd. Codice dell’ambiente). Rilevano, in particolare, gli impianti di smaltimento e recupero di rifiuti di cui alle lettere da m) a q) dell’allegato III e di cui alle lettere za) e zb) dell’allegato IV. Tale inquadramento è spesso dirimente per l’autorizzazione dei grandi impianti a biogas e biometano alimentati dalla frazione organica dei rifiuti solidi urbani (FORSU) o da altri scarti agro-industriali classificati normativamente come rifiuti.

Ai sensi del medesimo Codice dell’ambiente, inoltre:

§ sono sottoposti a verifica di assoggettabilità a VIA statale gli impianti termici per la produzione di energia elettrica, vapore e acqua calda con potenza termica complessiva superiore a 50 MW (allegato II-bis, parte seconda, punto 1, lett. a);

§ sono sottoposti a VIA statale gli impianti termici per la produzione di energia elettrica, vapore e acqua calda con potenza termica complessiva superiore a 150 MW (allegato II, parte seconda, punto 2).

L’autorizzazione integrata ambientale (AIA) per gli impianti di combustione

Per determinate fattispecie è richiesto, inoltre, il rilascio dell’autorizzazione integrata ambientale (AIA). In riferimento agli impianti in esame, l’AIA è rilasciata:

§ in sede regionale: nel caso di nuovi impianti o modifiche a impianti di combustione di combustibili in installazione con una potenza termica nominale totale pari o superiore a 50 MW (articolo 6, comma 13, e allegato VIII del Codice dell’ambiente);

§ in sede statale (dal Ministero dell’ambiente e della sicurezza energetica): in caso di centrali termiche ed altri impianti di combustione con potenza termica di almeno 300 MW.

In base al disposto dell’articolo 29-quater, comma 10, del Codice dell’ambiente, l’autorità competente esprime le proprie determinazioni sulla domanda di AIA entro 150 giorni dalla presentazione della medesima.

L’articolo 29-octies prevede che il riesame dell’AIA avvenga al verificarsi di specifici eventi (ad esempio, ai sensi del comma 4, lett. b, quando le migliori tecniche disponibili subiscono modifiche sostanziali che consentono una notevole riduzione delle emissioni) e, in ogni caso, trascorsi 10 anni dal rilascio dell’autorizzazione o dall’ultimo riesame sull’intera installazione. Tale termine è esteso a 12 anni qualora l’installazione risulti certificata secondo la norma UNI EN ISO 14001, e a 16 anni in caso di registrazione ai sensi del regolamento (CE) n. 1221/2009 (EMAS).

Occorre evidenziare che, nel caso di progetti per i quali è prevista la verifica di assoggettabilità a VIA, l’AIA può essere rilasciata solo dopo che l’autorità competente abbia valutato di non assoggettare i progetti a VIA (articolo 10, comma 1, del Codice dell’ambiente). Si specifica infine che, qualora un progetto sia sottoposto a VIA statale, l’AIA rientra tra i titoli acquisibili nell’ambito del procedimento per l’adozione del provvedimento unico in materia ambientale (articolo 27 del codice).

Approfondimento normativo: l’autorizzazione integrata ambientale (AIA)

L’autorizzazione integrata ambientale (AIA) – disciplinata dalla parte II del Codice dell’ambiente, in particolare dal titolo III-bis di tale parte, costituito dagli articoli da 29-bis a 29-quattuordecies – ha per oggetto la prevenzione e la riduzione integrate dell’inquinamento proveniente dalle attività industriali elencate nell’allegato VIII alla parte seconda del codice e prevede misure intese a evitare, ove possibile, o a ridurre le emissioni nell’aria, nell’acqua e nel suolo, comprese le misure relative ai rifiuti, per conseguire un livello elevato di protezione dell’ambiente (articolo 4, comma 4, lett. c) del Codice dell’ambiente).

Sono soggette ad AIA le installazioni che svolgono attività rientranti tra quelle elencate dal citato allegato VIII, nonché le modifiche sostanziali degli impianti di tali installazioni (articolo 6, comma 13 del Codice).

L’articolo 7 del Codice dell’ambiente precisa che:

§ sono sottoposti ad AIA in sede statale i progetti relativi alle attività di cui all’allegato XII alla parte II del codice e loro modifiche sostanziali (comma 4-bis). In tal caso l’autorità competente è il Ministero dell’ambiente e della sicurezza energetica e il relativo provvedimento è rilasciato dal competente direttore generale del Ministero medesimo (comma 5);

§ sono sottoposti ad AIA secondo le disposizioni delle leggi regionali e provinciali i progetti di cui all’allegato VIII che non risultano ricompresi anche nell’allegato XII al presente decreto e loro modifiche sostanziali (comma 4-ter). In sede regionale, l’autorità competente è la pubblica amministrazione con compiti di tutela, protezione e valorizzazione ambientale individuata secondo le disposizioni delle leggi regionali o delle province autonome (comma 6).

IV. Gli impianti geotermoelettrici

1. I permessi di ricerca e le concessioni di coltivazione per risorse geotermiche di interesse nazionale e locale

Le risorse geotermiche sono qualificate come risorse minerarie dall’articolo 1, comma 6, del d.lgs. n. 22/2010[22], recante il riassetto della normativa in materia di ricerca e coltivazione delle risorse geotermiche. In particolare, le risorse geotermiche di interesse nazionale costituiscono patrimonio indisponibile dello Stato, mentre quelle di interesse locale sono patrimonio indisponibile regionale.

L’esercizio di un impianto geotermoelettrico è subordinato al previo rilascio di una concessione di coltivazione per risorse geotermiche. Sono escluse dalla disciplina mineraria le cosiddette “piccole utilizzazioni locali” di calore geotermico, ai sensi dell’articolo 1, comma 5, del d.lgs. n. 22/2010. Rientrano in tale categoria, tra l’altro, gli impianti di potenza inferiore a 2 MW termici e l’installazione di sonde geotermiche senza prelievo di fluidi.

Il d.lgs. n. 190/2024, recante la disciplina dei regimi amministrativi per la produzione di energia da fonti rinnovabili, ha confermato, all’articolo 10, comma 7, l’applicabilità del d.lgs. n. 22/2010 alle concessioni di coltivazione di risorse geotermiche.

Risorse geotermiche di interesse nazionale

Sono di interesse nazionale, ai sensi dell’articolo 1, commi 3 e 3-bis, del d.lgs. n. 22/2010, le seguenti categorie di risorse:

§ le risorse geotermiche ad alta entalpia (ossia quelle caratterizzate da una temperatura del fluido reperito superiore a 150 °C, ex art. 1, comma 2), oppure quelle economicamente utilizzabili per la realizzazione di un progetto geotermico – riferito all’insieme degli impianti nell’ambito del titolo di legittimazione – di potenza erogabile complessiva pari ad almeno 20 MW termici, alla temperatura convenzionale dei reflui di 15 °C (comma 3);

§ le risorse geotermiche economicamente utilizzabili rinvenute in aree marine (comma 3);

§ i fluidi geotermici a media ed alta entalpia destinati alla sperimentazione di impianti pilota con reiniezione del fluido geotermico nelle formazioni di provenienza e con emissioni di processo nulle (comma 3-bis).

Per quest’ultima categoria, il legislatore ha fissato limiti puntuali di potenza e di produzione. La potenza nominale installata non può superare 5 MW per ciascuna centrale, per un impegno complessivo autorizzabile non superiore a 50 MW. A ciascun proponente non possono essere autorizzati più di tre impianti. L’energia immessa nel sistema elettrico non può in nessun caso eccedere i 40.000 MWh elettrici annui (comma 3-bis.1).

Risorse geotermiche di interesse locale

Sono di interesse locale – fatto salvo quanto previsto per le piccole utilizzazioni locali – le risorse geotermiche a media e bassa entalpia, oppure quelle economicamente utilizzabili per la realizzazione di un progetto geotermico – riferito all’insieme degli impianti nell’ambito del titolo di legittimazione – di potenza inferiore a 20 MW termici, ottenibili dal solo fluido geotermico alla temperatura convenzionale dei reflui di 15 °C (articolo 1, comma 4, del d.lgs. n. 22/2010).

Competenze per il rilascio dei permessi e delle concessioni

Le regioni, o gli enti da esse delegati, sono di norma competenti al rilascio del permesso di ricerca e della concessione di coltivazione riguardanti le risorse geotermiche – sia di interesse nazionale sia di interesse locale – sulla terraferma (articolo 1, comma 7, del d.lgs. n. 22/2010).

Il Ministero dell’ambiente e della sicurezza energetica (MASE) è competente al rilascio dei permessi e delle concessioni relativi alle risorse geotermiche in mare, previo parere del Ministero delle infrastrutture e dei trasporti, nonché, d’intesa con la regione interessata, in relazione agli impianti geotermici pilota (ai sensi dell’articolo 3, comma 2-bis, per i permessi di ricerca, e dell’articolo 6, comma 3-bis, per le concessioni).

Il permesso di ricerca: procedura di rilascio

Il permesso di ricerca ha carattere esclusivo ed è rilasciato dall’autorità competente contestualmente all’approvazione del programma dei lavori allegato alla domanda, a seguito di un procedimento unico al quale partecipano le amministrazioni interessate in relazione alle specificità dei lavori e dei siti (articolo 3 del d.lgs. n. 22/2010). Il rilascio è subordinato all’esito positivo della procedura di valutazione di impatto ambientale, ove richiesta (articolo 3, comma 5, del d.lgs. n. 22/2010) e, sotto il profilo patrimoniale, alla previa presentazione di un’idonea fideiussione bancaria o assicurativa commisurata al valore delle opere di recupero ambientale previste a seguito delle attività (articolo 3, comma 11).

Limiti dimensionali e temporali

Il permesso può riguardare aree di terra o di mare con superficie massima di 300 km². La durata massima è di quattro anni, prorogabile per non oltre un biennio (articolo 4 del d.lgs. n. 22/2010).

A uno stesso soggetto, direttamente o indirettamente, possono essere accordati più permessi di ricerca, purché l’area complessiva non superi 5.000 km² tra terraferma e mare. L’area complessiva ricadente in una singola regione non può in ogni caso superare i 1.000 km².

Pubblicazione della domanda e domande concorrenti

La domanda di permesso è pubblicata nel Bollettino ufficiale regionale (BUR) o in altro strumento di pubblicità degli atti indicato dalla regione o, in caso di competenza statale, nel Bollettino ufficiale degli idrocarburi e delle georisorse (BUIG).

Qualora nei sessanta giorni successivi alla pubblicazione pervengano domande concorrenti riferite alla medesima area, l’autorità competente effettua una selezione comparativa. I criteri di valutazione, individuati dall’articolo 3 del d.lgs. n. 22/2010, attengono, tra l’altro, al profilo ambientale, alla competenza ed esperienza del proponente, alla completezza e razionalità del programma di lavori proposto e alle conseguenze positive in relazione al soddisfacimento del fabbisogno energetico dei territori interessati (criterio introdotto dal decreto-legge n. 181/2023). Sono fatte salve le domande relative agli impianti sperimentali pilota di potenza nominale non superiore a 5 MW.

Ricerca e coltivazione in aree termali

L’articolo 1, comma 8-bis, del d.lgs. n. 22/2010 – introdotto dal decreto-legge n. 181/2023, recante disposizioni urgenti per la sicurezza energetica del Paese – consente la ricerca e la coltivazione delle risorse geotermiche per uso geotermoelettrico anche in aree termali.

Le relative istanze, sia per il permesso di ricerca sia per la concessione di coltivazione, devono essere corredate dai risultati di una modellizzazione idrogeologico-numerica. Tale modellizzazione è volta a dimostrare l’assenza di qualsiasi interferenza – piezometrica e termica – tra i territori dell’area termale interessata e le zone di influenza (cosiddetti “pennacchi”) generate dai pozzi di prelievo e di restituzione delle acque geotermiche, nonché l’assenza di alterazioni del chimismo delle acque nel sottosuolo.

La valutazione ambientale delle attività di ricerca geotermica

L’attività di ricerca di sostanze minerali sulla terraferma, ivi comprese le risorse geotermiche, è sottoposta a verifica di assoggettabilità a valutazione di impatto ambientale (VIA) regionale, ai sensi del punto 2, lettera a), dell’allegato IV alla parte seconda del d.lgs. n. 152/2006 (Codice dell’ambiente).

Sono esclusi da tale procedura gli impianti geotermici pilota, nonché – per effetto della modifica introdotta dal d.lgs. n. 190/2024 – le sonde geotermiche a circuito chiuso che presentino congiuntamente i seguenti requisiti:

§ potenza termica complessiva pari o superiore a 500 kW;

§ profondità superiore a 3 metri dal piano di campagna, se orizzontali, ovvero superiore a 250 metri dal piano di campagna, se verticali[23].

Tale esclusione, tuttavia, non equivale a un’esenzione: come specificato dall’allegato III (lett. v-bis) alla parte seconda del d.lgs. n. 152/2006, al superamento di tali soglie dimensionali le sonde geotermiche a circuito chiuso ricadono direttamente nell’obbligo di VIA regionale.

Qualora il progetto sia sottoposto ad autorizzazione e, in esito alla verifica, a VIA regionale, la concessione è rilasciata nell’ambito del procedimento unico di autorizzazione regionale di cui all’articolo 27-bis del d.lgs. n. 152/2006.

Sono invece di competenza statale le procedure di valutazione ambientale relative alle attività di ricerca di risorse geotermiche in mare e agli impianti geotermici pilota.

Rinvenimento di fluidi geotermici e riconoscimento delle risorse

Il titolare del permesso di ricerca che abbia individuato fluidi geotermici è tenuto a darne tempestiva comunicazione alla regione o all’ente da essa delegato, nel caso di rinvenimento sulla terraferma, ovvero al MASE, nel caso di rinvenimento in mare (articolo 5, comma 1, del d.lgs. n. 22/2010).

L’autorità competente riconosce il carattere nazionale o locale delle risorse rinvenute e ne dispone l’immediata pubblicazione nel BUR o in altro strumento di pubblicità indicato dalla regione, nonché nel BUIG (articolo 5, comma 2, del d.lgs. n. 22/2010).

Concessione di coltivazione: diritto di priorità e domande concorrenti

Ai sensi dell’articolo 6, comma 1, del d.lgs. n. 22/2010, la concessione di coltivazione è rilasciata a seguito dell’esito positivo di un procedimento unico (cui partecipano le amministrazioni interessate) nonché dell’esito positivo di VIA. La concessione di coltivazione costituisce, ove occorra, variante allo strumento urbanistico.

Entro 6 mesi dal riconoscimento del carattere delle risorse rinvenute, il titolare del permesso ha diritto di presentare domanda di concessione di coltivazione all’autorità competente (articolo 8, comma 1, del d.lgs. n. 22/2010).

Decorso inutilmente tale termine, la concessione può essere richiesta, in concorrenza, da altri operatori. Sono esclusi dalla procedura concorrenziale gli impianti sperimentali pilota. La prima domanda è pubblicata nel BUR o nel BUIG; nei sessanta giorni successivi sono ammesse domande concorrenti riferite esclusivamente alla medesima area (articolo 8, comma 2, del d.lgs. n. 22/2010).

L’autorità competente, acquisito l’esito positivo della procedura di VIA per ciascun progetto, effettua la selezione sulla base dei criteri individuati dall’articolo 8, comma 5, del d.lgs. n. 22/2010, come modificato dal decreto-legge n. 181/2023. I criteri attengono, in particolare:

§ alla completezza e razionalità del programma dei lavori proposto per la gestione dei serbatoi geotermici, con particolare riguardo alla sostenibilità di lungo periodo;

§ alle modalità di svolgimento dei lavori, con riferimento alla sicurezza e agli interventi di mitigazione, salvaguardia ambientale e ripristino dei luoghi;

§ alle garanzie offerte in termini di competenza ed esperienza;

§ alle conseguenze positive in relazione al soddisfacimento del fabbisogno energetico dei territori interessati.

Il concessionario è altresì tenuto a prestare idonea garanzia finanziaria, anche mediante fideiussione assicurativa o bancaria, commisurata al valore delle opere di recupero e ripristino ambientale previste a fine attività (articolo 6, comma 2).

Potenziamento degli impianti pilota

Il decreto-legge n. 57/2023, recante misure urgenti per gli enti territoriali e in materia di fonti energetiche rinnovabili, ha introdotto il comma 3-bis.2 nell’articolo 1 del d.lgs. n. 22/2010.

La disposizione consente ai titolari di permessi di ricerca per la realizzazione di impianti pilota di presentare, nell’ambito della successiva richiesta di concessione di coltivazione e tenuto conto dei risultati sperimentali acquisiti, istanza contestuale di potenziamento dell’impianto con variazione del programma dei lavori. A tali soggetti non si applicano i limiti ordinariamente previsti per gli impianti pilota: il limite di potenza nominale installata di 5 MW per ciascuna centrale e il limite di 40 GWh annui di energia immessa nel sistema elettrico.

Concessione di coltivazione: rilascio e procedura

La concessione per la coltivazione delle risorse geotermiche è rilasciata dall’autorità competente ai sensi dell’articolo 6 del d.lgs. n. 22/2010. Il provvedimento di rilascio comprende l’approvazione del programma di lavoro e del progetto geotermico ed è adottato a seguito di un procedimento unico, al quale partecipano le amministrazioni interessate in relazione alle specificità dei lavori e dei siti. Il rilascio è altresì subordinato all’esito positivo della procedura di VIA, laddove prevista dalla normativa vigente.

Le attività di coltivazione sulla terraferma delle risorse geotermiche – ad esclusione degli impianti geotermici pilota – sono sottoposte alle procedure di valutazione ambientale di competenza regionale (VIA o verifica di assoggettabilità, in base alle soglie dimensionali previste dalla normativa). Nel caso di progetti sottoposti ad autorizzazione e a VIA regionale, la concessione è rilasciata nell’ambito del procedimento unico di autorizzazione regionale di cui all’articolo 27-bis del d.lgs. n. 152/2006 (Codice dell’ambiente), fatta salva la facoltà per le regioni di optare per il procedimento autorizzatorio unico di cui all’articolo 9 del d.lgs. n. 190/2024.

Sono di competenza statale le procedure di valutazione ambientale relative alle attività di coltivazione di risorse geotermiche in mare e agli impianti geotermici pilota.

Effetti urbanistici e dichiarazione di pubblica utilità

La concessione di coltivazione costituisce, ove occorra, variante allo strumento urbanistico, nel rispetto delle normative vigenti in materia di tutela dell’ambiente, del paesaggio e del patrimonio storico, nonché delle competenze comunali (articolo 6, comma 1, del d.lgs. n. 22/2010).

Le opere necessarie per la ricerca, la coltivazione, il trasporto e la conversione delle risorse geotermiche in terraferma – con esclusione delle aree di demanio marittimo – sono dichiarate di pubblica utilità, nonché urgenti e indifferibili. Laddove necessario, il vincolo preordinato all’esproprio è apposto con l’approvazione dei relativi programmi di lavoro da parte dell’autorità competente (articolo 15, comma 1, del d.lgs. n. 22/2010).

Qualora l’esercizio di una concessione demaniale marittima, rilasciata per aree ricadenti nel perimetro di un permesso di ricerca o di una concessione per l’utilizzo di risorse geotermiche – anche se rilasciata successivamente a detti titoli – risulti incompatibile con l’attività di prospezione, ricerca o coltivazione ovvero ne ostacoli lo svolgimento, l’autorità marittima procede, su richiesta del titolare del permesso o della concessione mineraria, alla revoca della concessione demaniale con le modalità previste dall’articolo 43 del codice della navigazione (articolo 15, comma 4, del d.lgs. n. 22/2010). L’indennizzo a favore del titolare della concessione revocata è a carico del titolare del permesso di ricerca o della concessione di coltivazione geotermica.

Durata delle concessioni di coltivazione

La concessione di coltivazione può essere accordata per una durata di trenta anni (articolo 8, comma 4, del d.lgs. n. 22/2010).

Con specifico riguardo alle concessioni riferite a impianti per la produzione di energia elettrica, si è tuttavia registrata una successione di interventi legislativi che ne hanno disposto la proroga. Le relative scadenze sono state dapprima allineate al 31 dicembre 2024 (articolo 16, comma 10, del d.lgs. n. 22/2010). Successivamente, il decreto-legge n. 51/2023 ha prorogato tale termine per il tempo necessario al completamento del riordino della normativa di settore e, comunque, non oltre il 31 dicembre 2025 (articolo 16, comma 10-bis, del d.lgs. n. 22/2010, introdotto dal citato decreto-legge n. 51/2023)[24]. Il termine è stato infine prorogato al 31 dicembre 2026 dall’articolo 3, comma 1, lettera a), n. 2, del decreto-legge n. 181/2023.

Il medesimo articolo 3 del decreto-legge n. 181/2023 ha altresì stabilito che la gara per il nuovo affidamento sia indetta entro due anni prima della scadenza delle concessioni, integrando a tale fine il comma 10 dell’articolo 16 del d.lgs. n. 22/2010.

Rimodulazione delle concessioni in scadenza: l’articolo 16-bis del d.lgs. n. 22/2010

L’articolo 3, comma 1, lettera b), del decreto-legge n. 181/2023 ha introdotto l’articolo 16-bis nel d.lgs. n. 22/2010, recante una disciplina finalizzata al rafforzamento dell’autonomia energetica nazionale e al conseguimento degli obiettivi di decarbonizzazione.

La disposizione facoltizza l’autorità competente a richiedere al concessionario uscente la presentazione, entro un termine da essa stabilito – comunque non successivo al 30 giugno 2024 – di un piano pluriennale di investimenti avente ad oggetto:

§ interventi di manutenzione e di miglioramento tecnologico degli impianti in esercizio, anche volti alla riduzione delle emissioni (lettera a);

§ interventi minerari per recuperare il declino naturale del campo geotermico (lettera b);

§ interventi per la sostenibilità ambientale, comprensivi di misure volte alla tutela e al ripristino ambientale dei territori interessati dalla concessione (lettera c);

§ interventi per la realizzazione di nuovi impianti di produzione e le attività minerarie connesse, ovvero per il potenziamento degli impianti esistenti (lettera d);

§ misure per l’innalzamento dei livelli occupazionali nei territori interessati dalla concessione (lettera e).

Il piano risulta necessario al fine di procedere con la rimodulazione delle concessioni in scadenza anche in relazione alla loro durata, comunque non superiore a venti anni. Qualora il concessionario uscente non presenti il piano ovvero l’autorità competente non lo valuti positivamente ai sensi del comma 2[25] dell’articolo 16-bis, l’autorità procede alla riassegnazione della concessione con gara, secondo quanto previsto dall’articolo 9 del d.lgs. n. 22/2010[26].

La medesima conseguenza – l’avvio delle procedure di riassegnazione ai sensi del citato articolo 9 – è prevista nel caso in cui l’autorità competente accerti, in sede di monitoraggio, l’inadempimento del concessionario rispetto alla realizzazione degli interventi e delle misure previsti dal piano, anche sotto il profilo del rispetto dei tempi di attuazione. In tale ipotesi, le procedure di riassegnazione sono avviate entro centottanta giorni dall’accertamento.

Le piccole utilizzazioni locali

L’articolo 10 del d.lgs. n. 22/2010 definisce le piccole utilizzazioni locali di calore geotermico, individuando due distinte categorie.

La prima categoria (comma 1) comprende le utilizzazioni che soddisfano congiuntamente le seguenti condizioni:

§ consentono la realizzazione di impianti di potenza inferiore a 2 MW termici, ottenibili dal fluido geotermico alla temperatura convenzionale dei reflui di 15 °C;

§ sono ottenute mediante l’esecuzione di pozzi di profondità fino a 400 metri, finalizzati alla ricerca, estrazione e utilizzazione di fluidi geotermici o acque calde, comprese quelle sgorganti da sorgenti, per una potenza termica complessiva non superiore a 2.000 kW termici, anche per eventuale produzione di energia elettrica con impianti a ciclo binario ad emissione nulla.

La seconda categoria (comma 2) comprende le utilizzazioni effettuate tramite l’installazione di sonde geotermiche che scambiano calore con il sottosuolo senza prelievo né reimmissione di acque calde o fluidi geotermici.

Ai sensi del comma 3 della predetta norma, le autorità competenti per le funzioni amministrative e per le funzioni di vigilanza riguardanti tutte le piccole utilizzazioni locali di calore geotermico sono le regioni o gli enti da esse delegati.

Disciplina amministrativa e ambientale

I commi da 4 a 7-bis dell’articolo 10 del d.lgs. n. 22/2010, che recavano la disciplina dei regimi amministrativi e delle valutazioni ambientali per le piccole utilizzazioni locali, sono stati abrogati dal d.lgs. n. 178/2025, recante disposizioni integrative e correttive del d.lgs. n. 190/2024, mediante l’inserimento della nuova lettera f-bis) all’allegato D del medesimo d.lgs. n. 190/2024.

Per effetto di tale intervento, la disciplina delle piccole utilizzazioni locali è stata riordinata e assorbita dalla normativa generale sulle fonti rinnovabili. L’installazione e l’esercizio di tali impianti sono pertanto assoggettati ai regimi amministrativi previsti dal d.lgs. n. 190/2024, graduati in funzione della tecnologia impiegata – sonde a circuito chiuso ovvero pozzi con prelievo di fluidi – e delle soglie dimensionali e di profondità fissate dagli allegati A, B e C del medesimo decreto. I regimi applicabili sono, in ordine crescente di complessità, l’attività libera, la procedura abilitativa semplificata (PAS) e l’autorizzazione unica. In riferimento alle sonde geotermiche a circuito chiuso, resta in ogni caso ferma la clausola di salvaguardia dettata dall’articolo 25, comma 6-quater, del d.lgs. n. 199/2021, la quale fa salve le modalità operative più favorevoli individuate dalle regioni che abbiano autonomamente liberalizzato l’installazione di tali tecnologie.

Le procedure di valutazione ambientale applicabili sono quelle stabilite dagli allegati alla parte seconda del Codice dell’ambiente (d.lgs. n. 152/2006).

Impianti sottoposti ad attività libera

Ai sensi dell’allegato A al d.lgs. n. 190/2024, è in regime di attività libera l’installazione di sonde geotermiche a circuito chiuso a servizio di edifici esistenti, destinate alla climatizzazione e alla produzione di acqua calda sanitaria, nel rispetto delle seguenti condizioni:

§ gli impianti non devono alterare volumi e/o superfici, né comportare modifiche delle destinazioni d’uso, interventi su parti strutturali dell’edificio, aumento del numero delle unità immobiliari o incremento dei parametri urbanistici;

§ la potenza termica complessiva non deve superare i 50 kW;

§ la profondità delle sonde non deve essere superiore a 2 metri dal piano di campagna se orizzontali, oppure a 80 metri dal piano di campagna se verticali.

Rientrano nel regime di attività libera anche le opere connesse e le infrastrutture indispensabili alla costruzione e all’esercizio di tali impianti.

La disciplina tecnica per la posa in opera degli impianti di produzione di calore da risorsa geotermica – ivi incluse le opere per la realizzazione del geoscambio, a circuito chiuso o aperto, destinati al riscaldamento, alla climatizzazione di edifici e alla produzione di energia elettrica – è demandata a un decreto del MASE dall’articolo 25, comma 6-bis[27], del d.lgs. n. 199/2021, recante l’attuazione della direttiva (UE) 2018/2001 sulla promozione dell’uso dell’energia da fonti rinnovabili.

In attuazione del citato comma 6-bis è stato adottato il D.M. 30 settembre 2022. Tale decreto, muovendo dalla considerazione che le semplificazioni previste dal D.M. 10 settembre 2010 per gli impianti geotermoelettrici potessero essere estese anche agli impianti finalizzati al solo scambio termico con il terreno, aveva individuato due regimi amministrativi differenziati per l’edilizia libera e la PAS.

Tuttavia, a seguito del riordino operato dal d.lgs. n. 190/2024 (e dal successivo decreto correttivo d.lgs. n. 178/2025), le soglie dimensionali previste originariamente dal D.M. 30 settembre 2022 risultavano ormai superate, imponendo un formale aggiornamento normativo.

A tale obbligo ha da ultimo ottemperato il MASE con il D.M. 2 aprile 2026, il quale aggiorna i parametri tecnici allineandoli in modo definitivo ai nuovi regimi di attività libera e procedura abilitativa semplificata stabiliti dal d.lgs. n. 190/2024. Il nuovo provvedimento interviene specificamente sulle sonde geotermiche a circuito chiuso (ovvero gli impianti che scambiano solo energia termica con il terreno senza prelievi o immissione di fluidi nel sottosuolo). Il MASE ha infatti ritenuto opportuno rinviare a un successivo e specifico provvedimento la disciplina per la posa in opera dei più complessi impianti a circuito aperto, in modo da coordinarla adeguatamente con il regime normativo a tutela delle risorse idriche.

In aderenza con gli allegati del Testo unico sulle FER, la realizzazione di sonde geotermiche a circuito chiuso a servizio di edifici esistenti (purché non comporti modifiche delle destinazioni d’uso, interventi su parti strutturali, aumento delle unità immobiliari o dei parametri urbanistici) ricade oggi nei seguenti regimi:

§ Attività libera: si applica qualora le sonde si estendano, se orizzontali, a profondità non superiore a 2 metri dal piano campagna e/o, se verticali, a profondità non superiore a 80 metri. La potenza termica dell’impianto deve restare inferiore a 50 kW.

§ Procedura abilitativa semplificata (PAS): si applica al superamento delle soglie dell’attività libera, per impianti le cui sonde si estendono, se orizzontali, a profondità non superiore a 3 metri e/o, se verticali, a profondità non superiore a 250 metri dal piano campagna. La potenza termica dell’impianto deve essere inferiore a 500 kW.

Infine, sotto il profilo degli adempimenti procedurali, il recente decreto statuisce che, per gli interventi in attività libera o tramite PAS, il proponente è tenuto a rendere disponibile in modalità telematica il modello unico semplificato sulla piattaforma SUER (la piattaforma unica digitale per impianti a fonti rinnovabili) entro cinque giorni dall’entrata in esercizio dell’impianto.

Impianti sottoposti a PAS

La PAS si applica, ai sensi dell’allegato B al d.lgs. n. 190/2024, all’installazione di sonde geotermiche a circuito chiuso con potenza termica complessiva superiore a 50 kW e inferiore a 500 kW, a condizione che la profondità non superi 3 metri dal piano di campagna, se orizzontali, ovvero 250 metri dal piano di campagna, se verticali.

Il medesimo allegato B prevede inoltre, con disposizione di portata generale applicabile all’insieme delle fonti rinnovabili, che siano soggette a PAS le modifiche su impianti esistenti, abilitati o autorizzati, ivi inclusi il potenziamento, il ripotenziamento, il rifacimento, la riattivazione e la ricostruzione, anche integrale. Tale regime si applica a condizione, tra l’altro, che le modifiche non comportino un incremento dell’area occupata dall’impianto esistente superiore al 20%, a prescindere dalla potenza elettrica risultante. La disposizione, di portata generale, trova applicazione anche con riferimento agli impianti geotermici.

Rientra nel regime di PAS anche la realizzazione delle opere connesse e delle infrastrutture indispensabili alla costruzione e all’esercizio degli impianti come sopra modificati.

Tuttavia, qualora gli interventi di modifica appena citati comportino un incremento di potenza, la potenza complessiva risultante dall’intervento non può superare le soglie stabilite negli allegati II, II-bis, III e IV alla parte seconda del d.lgs. n. 152/2006, salvo che la sezione II dell’allegato B non rechi disposizioni specifiche in deroga.

Impianti sottoposti ad autorizzazione unica e a procedimento di autorizzazione unica regionale

Ai sensi dell’allegato C al d.lgs. n. 190/2024 sono sottoposti al regime di autorizzazione unica di competenza regionale gli impianti geotermici (esclusi gli impianti pilota) con potenza fino a 300 MW.

Sono invece sottoposti ad autorizzazione unica statale gli impianti geotermici pilota, così come definiti dal d.lgs. n. 22/2010, gli impianti di produzione di energia da fonti rinnovabili (inclusa la geotermia) di potenza superiore a 300 MW, nonché le attività di ricerca e coltivazione di risorse geotermiche in mare.

Per quanto riguarda il d.lgs. n. 152/2006, sono rilevanti le seguenti soglie:

allegato III (Progetti di competenza delle regioni e delle province autonome di Trento e Bolzano) d.lgs. n. 152/2006

Come già detto, lo stesso d.lgs. 190/2024 (come modificato dal d.lgs. n. 178/2025) ha modificato il Codice dell’ambiente per includere le sonde geotermiche a circuito chiuso con potenza termica complessiva pari o superiore a 500 kW e specifiche profondità (superiori a 3 metri se orizzontali, o superiori a 250 metri se verticali) tra i progetti soggetti a VIA regionale. Sono sottoposte a VIA regionale anche le attività di coltivazione sulla terraferma delle risorse geotermiche, con esclusione degli impianti geotermici pilota.

allegato IV (Progetti sottoposti alla verifica di assoggettabilità di competenza delle province autonome di Trento e Bolzano e delle regioni) d.lgs. n. 152/2006

§ attività di ricerca sulla terraferma delle sostanze minerali di miniera di cui all’articolo 2, comma 2, del R.D. n. 1443/1927[28], ivi comprese le risorse geotermiche, con esclusione:

o degli impianti geotermici pilota, incluse le relative attività minerarie, fatta salva la disciplina delle acque minerali e termali di cui alla lettera b) dell’allegato III alla parte seconda;

o delle sonde geotermiche a circuito chiuso con potenza termica complessiva pari o superiore a 500 kW e con profondità superiore a 3 metri dal piano di campagna, se orizzontali, e superiore a 250 metri dal piano di campagna, se verticali, le quali sono sottoposte direttamente a VIA regionale ai sensi del citato allegato III, lettera v-bis).

DESCRIZIONE E SOGLIE

Allegato III – Progetti di competenza delle regioni e delle province autonome (d.lgs. n. 152/2006)

Sonde geotermiche a circuito chiuso con potenza termica complessiva pari o superiore a 500 kW e con specifiche profondità (superiori a 3 metri se orizzontali, o superiori a 250 metri se verticali)

Attività di coltivazione sulla terraferma delle risorse geotermiche, con esclusione degli impianti geotermici pilota

Allegato IV – Verifica di assoggettabilità di competenza regionale/provinciale (d.lgs. n. 152/2006)

Attività di ricerca sulla terraferma delle sostanze minerali di miniera di cui all’articolo 2, comma 2, del R.D. n. 1443/1927, comprese le risorse geotermiche, con esclusione:

§ degli impianti geotermici pilota, incluse le relative attività minerarie, fatta salva la disciplina delle acque minerali e termali di cui alla lettera b) dell’allegato III alla parte seconda;

§ delle sonde geotermiche a circuito chiuso di cui al citato allegato III, lettera v-bis).

Si riporta di seguito un quadro riepilogativo semplificato delle procedure autorizzative applicabili.

V. Gli impianti idroelettrici

Lo sfruttamento della risorsa idrica a fini idroelettrici, che avviene mediante derivazioni di acque superficiali, richiede il rilascio di un atto concessorio. La disciplina in materia è contenuta, in primo luogo, nel testo unico sulle acque e gli impianti elettrici (R.D. n. 1775/1933).

Come nel caso delle concessioni di coltivazione di risorse geotermiche, l’articolo 10, comma 7, del d.lgs. n. 190/2024 dispone che in materia di concessioni idroelettriche resti fermo quanto previsto dal R.D. n. 1775/1933, nonché dall’articolo 12 del d.lgs. n. 79/1999.

L’articolo 6 del R.D. n. 1775/1933 distingue tra grandi e piccole derivazioni. Nel caso degli impianti idroelettrici, le grandi derivazioni sono quelle destinate alla produzione di forza motrice con potenza nominale media annua superiore a 3.000 kW, mentre le piccole derivazioni sono quelle con potenza nominale media annua pari o inferiore a 3.000 kW.

1. L’evoluzione del riparto di competenze

Le funzioni amministrative per il rilascio delle piccole derivazioni di acque superficiali sono state trasferite dallo Stato alle regioni a Statuto ordinario nella prima fase di decentramento regionale, avvenuta con il DPR n. 2 del 14 gennaio 1972 e il DPR n. 616 del 24 luglio 1977.

Successivamente, il d.lgs. n. 112/1998 ha conferito alle regioni anche le funzioni relative al procedimento amministrativo per le grandi derivazioni. Con riferimento alle grandi derivazioni per uso idroelettrico, il medesimo decreto legislativo ha stabilito, all’articolo 88, che lo Stato avrebbe fissato criteri e indirizzi per la disciplina generale dell’uso delle acque destinate a tale scopo e, all’articolo 29, che avrebbe disciplinato le concessioni di grandi derivazioni a fine idroelettrico in sede di recepimento della direttiva 96/92/CE in materia di mercato interno dell’energia elettrica.

Ciò è avvenuto con l’emanazione del d.lgs. n. 79/1999, il cui articolo 12 disciplina la materia delle concessioni di grandi derivazioni d’acqua per uso idroelettrico. Il decreto-legge n. 135/2018 e, da ultimo, la legge sulla concorrenza 2021 (legge n. 118/2022) hanno apportato modifiche significative alla disciplina delle concessioni di grandi derivazioni idroelettriche. Per maggiori approfondimenti si rimanda al tema sulle concessioni idroelettriche curato da questo Servizio Studi.

Nella presente sezione si descrivono le sole procedure autorizzative per la costruzione degli impianti idroelettrici, i cui regimi amministrativi (attività libera, PAS e autorizzazione unica) sono oggi definiti dal d.lgs. n. 190/2024. Nell’ambito di tali procedure è comunque sempre richiesto il preventivo ottenimento del titolo concessorio allo sfruttamento delle acque (cfr. più nel dettaglio, infra).

Interventi in attività libera

L’allegato A al d.lgs. n. 190/2024 dispone che siano eseguiti in attività libera gli interventi relativi ai seguenti tipi di impianti idroelettrici.

Impianti di nuova costruzione

Impianti idroelettrici con capacità di generazione inferiore a 500 kW di potenza di concessione, a condizione che siano realizzati congiuntamente[29]:

§ su condotte esistenti senza incremento né della portata esistente né del periodo in cui ha luogo il prelievo;

§ su edifici esistenti, purché non ne alterino i volumi e le superfici, non comportino modifiche alle destinazioni d’uso, non riguardino parti strutturali dell’edificio, non comportino aumento delle unità immobiliari e non implichino incremento dei parametri urbanistici.

Modifiche su impianti esistenti

Rientrano nel regime di attività libera le modifiche su impianti idroelettrici o di accumulo idroelettrico esistenti, abilitati o autorizzati che, anche se consistenti nella modifica della soluzione tecnologica utilizzata, comportano variazioni in aumento della volumetria delle strutture e dell’area occupata dall’impianto esistente e dalle opere connesse non superiori al 15%.

Si ricorda che il comma 2 dell’allegato A (relativo alla sezione II sugli impianti esistenti) pone dei limiti all’incremento di potenza complessiva risultante dall’intervento. Con modifica introdotta dall’articolo 16 del d.lgs. n. 178/2025, è stata eliminata la possibilità di disporre modifiche in attività libera a prescindere dalla potenza elettrica risultante. Ne consegue che la potenza complessiva risultante dall’intervento non potrà superare le soglie stabilite negli allegati II, II-bis, III e IV alla parte seconda del d.lgs. n. 152/2006, salvo i casi in cui l’allegato stesso rechi disposizioni specifiche in relazione alla potenza.

Interventi sottoposti a PAS

L’allegato B al d.lgs. n. 190/2024 dispone che siano sottoposti a PAS gli interventi relativi ai seguenti tipi di impianti idroelettrici.

Impianti di nuova costruzione

§ impianti idroelettrici con capacità di generazione inferiore a 100 kW di potenza di concessione;

§ impianti idroelettrici con capacità di generazione pari o superiore a 500 kW e fino a 1 MW di potenza di concessione, realizzati su condotte esistenti, senza incremento né della portata esistente né del periodo in cui ha luogo il prelievo e realizzati su edifici esistenti, sempre che non alterino i volumi e le superfici, non comportino modifiche alle destinazioni d’uso, non riguardino parti strutturali dell’edificio, né comportino aumento delle unità immobiliari o incremento dei parametri urbanistici;

§ impianti idroelettrici con capacità di generazione fino a 250 kW di potenza di concessione realizzati su canali o condotte esistenti, senza incremento di portata derivata;

§ impianti idroelettrici con capacità di generazione fino a 250 kW realizzati da consorzi di bonifica (di cui all’articolo 166 del d.lgs. n. 152/2006).

Modifiche su impianti esistenti

Rientrano nel regime di PAS le modifiche – ivi inclusi il potenziamento, il ripotenziamento, il rifacimento, la riattivazione e la ricostruzione, anche integrale – di impianti di produzione di energia da fonti rinnovabili per la produzione di energia elettrica esistenti, abilitati o autorizzati, a condizione che non comportino un incremento dell’area occupata dall’impianto esistente superiore al 20%, a prescindere dalla potenza elettrica risultante. Tale disposizione si applica in generale a tutti gli impianti FER, inclusi quelli idroelettrici.

Si noti dunque la relazione tra gli interventi di cui all’allegato A e di cui all’allegato B.

Per gli interventi di nuova realizzazione, l’allegato A include gli impianti idroelettrici con capacità di generazione inferiore a 500 kW, ma solo se realizzati su condotte esistenti senza incremento né della portata esistente né del periodo in cui ha luogo il prelievo, e su edifici esistenti a condizioni molto stringenti (senza alterare volumi e superfici, senza modifiche alle destinazioni d’uso, senza riguardare parti strutturali dell’edificio, senza aumento delle unità immobiliari e senza incremento dei parametri urbanistici). Se invece un impianto idroelettrico ha una potenza inferiore a 100 kW ma non rispetta tutte le condizioni restrittive previste dall’allegato A (ad esempio, non è su condotte esistenti o su edifici esistenti secondo i criteri specificati), ricade nel regime della PAS.

Per gli interventi su impianti esistenti, l’allegato A prevede come attività libera le modifiche su impianti idroelettrici o di accumulo idroelettrico esistenti abilitati o autorizzati che, anche se consistenti nella modifica della soluzione tecnologica utilizzata, comportano variazioni in aumento della volumetria delle strutture e dell’area occupata dall’impianto esistente e dalle opere connesse non superiori al 15%. Di conseguenza, se le modifiche su un impianto idroelettrico esistente comportano una variazione delle dimensioni o delle volumetrie superiore al 15% (o un incremento dell’area occupata), o se le modifiche non rientrano nelle casistiche specifiche dell’allegato A, tali interventi rientrano nel regime della PAS, a condizione che l’incremento dell’area occupata dall’impianto esistente non superi il 20%.

Interventi sottoposti ad autorizzazione unica

Ai sensi del d.lgs. n. 190/2024, gli interventi relativi agli impianti idroelettrici che rientrano nel regime dell’autorizzazione unica sono specificati nell’allegato C, suddivisi in base alla competenza regionale (sezione I) o statale (sezione II). Di seguito si elencano gli interventi su impianti idroelettrici che ricadono nel procedimento di AU, fatti salvi gli interventi sottoposti al regime di attività libera o PAS.

Interventi di competenza regionale

§ impianti idroelettrici di potenza pari o superiore a 100 kW e fino a 300 MW;

§ modifiche, incluse quelle consistenti in potenziamento, ripotenziamento, rifacimento, riattivazione e ricostruzione, sostituzioni o riconversioni di impianti esistenti o autorizzati che comportino una potenza complessiva fino a 300 MW, unitamente alle opere connesse e alle infrastrutture indispensabili alla costruzione e all’esercizio degli impianti oggetto di modifica, sostituzione o riconversione.

Interventi di competenza statale

§ impianti FER di potenza superiore a 300 MW;

§ impianti di accumulo idroelettrico attraverso pompaggio puro;

§ modifiche, incluse quelle consistenti in potenziamento, ripotenziamento, rifacimento, riattivazione e ricostruzione, sostituzioni o riconversioni di impianti esistenti o autorizzati che comportino una potenza complessiva superiore a 300 MW, unitamente alle opere connesse e alle infrastrutture indispensabili alla costruzione e all’esercizio degli impianti oggetto di modifica, sostituzione o riconversione.

Ai sensi dell’articolo 9, comma 13 del d.lgs. n. 190/2024, il Ministero delle infrastrutture e dei trasporti si esprime nell’ambito della conferenza di servizi per gli interventi relativi a impianti idroelettrici di competenza regionale[30] o statale[31] esclusivamente qualora si tratti di opere relative a grandi dighe (ai sensi dell’articolo 1, comma 1, del decreto-legge n. 507/1994). Resta fermo che, per gli interventi di competenza statale, il provvedimento autorizzatorio unico è rilasciato previa intesa con la regione o le regioni interessate.

Rapporto tra concessione e autorizzazione unica

L’istanza per il rilascio dell’AU deve essere corredata, tra l’altro, dalla concessione di derivazione d’acqua per uso idroelettrico qualora sia stata già acquisita (secondo quanto previsto dal punto 13.1 delle linee guida di cui al D.M. 10 settembre 2010).

In proposito, l’articolo 10, comma 7, del d.lgs. n. 190/2024 precisa che per le concessioni idroelettriche resta fermo il regime speciale previsto dal R.D. n. 1775/1933, e dall’articolo 12 del d.lgs. n. 79/1999.

Qualora il progetto necessiti della concessione di superfici pubbliche, il citato articolo 10 del d.lgs. n. 190/2024 (come modificato dal d.lgs. n. 178/2025) prevede che in tali casi la concessione dell’area sia rilasciata sotto condizione sospensiva dell’ottenimento del titolo abilitativo.

Il concessionario è tenuto a presentare l’istanza di PAS o di AU entro il termine perentorio di 90 giorni dal rilascio della concessione stessa, a pena di decadenza (il termine è esteso a 180 giorni nel caso di impianti off-shore).

A seguito delle modifiche introdotte dal decreto-legge n. 21/2026, nei casi in cui si renda necessaria una preventiva valutazione di incidenza ambientale (VIncA) o l’acquisizione del titolo edilizio, è ritenuto sufficiente presentare la relativa istanza (di avvio della VIncA o di richiesta del titolo edilizio) sempre entro il termine perentorio di 90 giorni dalla concessione dell’area. In merito a tale fattispecie, la norma specifica che:

§ ai fini del computo dei 90 giorni, si considera la data posteriore tra la data di accettazione della connessione alla rete (di cui all’articolo 10-bis del citato d.lgs. n. 190/2024) e la data di rilascio della concessione;

§ sull’area in concessione non è consentita la realizzazione di opere o interventi incompatibili con quelli oggetto della PAS o dell’AU fino alla materiale acquisizione dell’efficacia del titolo medesimo.

Il procedimento di autorizzazione unica consente al proponente di richiedere la dichiarazione di pubblica utilità e l’apposizione del vincolo preordinato all’esproprio ma con limiti diversi a seconda della tecnologia e delle opere. Mentre l’esproprio può sempre essere richiesto per le aree interessate dalle opere connesse, l’articolo 9, comma 3, del d.lgs. n. 190/2024 vieta espressamente di richiedere l’esproprio per le aree di realizzazione dell’impianto principale qualora si tratti di impianti fotovoltaici, solari termodinamici, alimentati a biomassa, a biogas o per la produzione di biometano di nuova costruzione. Per queste specifiche categorie, il proponente ha l’obbligo di dimostrare ex ante la disponibilità dell’area, validamente attestabile anche tramite contratti preliminari.

Il punto 18.3 delle linee guida ha consentito alle regioni di individuare le più opportune forme di semplificazione e coordinamento tra i procedimenti per il rilascio di concessioni e le valutazioni ambientali i cui esiti confluiscono nel procedimento autorizzatorio unico per la costruzione dell’impianto.

Resta fermo il rinnovo dell’autorizzazione unica in caso di modifiche qualificate come sostanziali ai sensi del Codice dell’ambiente.

Vengono in rilievo, quindi, le soglie previste dagli allegati alla parte seconda del d.lgs. n. 152/2006.

Sono sottoposti a VIA statale, ai sensi del punto 2 dell’allegato II alla parte seconda del d.lgs. n. 152/2006 le “centrali per la produzione dell’energia idroelettrica con potenza di concessione superiore a 30 MW incluse le dighe ed invasi direttamente asserviti”.

Sono sottoposti a verifica di assoggettabilità a VIA di competenza regionale, ai sensi dell’allegato IV, punto 2, lettera h)[32], del d.lgs. n. 152/2006:

§ gli impianti per la produzione di energia idroelettrica con potenza nominale di concessione superiore a 100 kW;

§ gli impianti idroelettrici realizzati da consorzi di bonifica (di cui all’articolo 166 del d.lgs. n. 152/2006[33]) su canali o condotte esistenti, senza incremento di portata derivata[34], con potenza nominale di concessione superiore a 250 kW;

§ gli impianti idroelettrici realizzati su condotte esistenti senza incremento né della portata esistente né del periodo in cui ha luogo il prelievo e realizzati su edifici esistenti (senza alterare volumi e superfici, senza modifiche alle destinazioni d’uso, senza riguardare parti strutturali dell’edificio, senza aumento delle unità immobiliari e senza incremento dei parametri urbanistici), con potenza nominale di concessione superiore a 1.000 kW. Tale soglia è stata introdotta dal decreto-legge n. 13/2023.

Sono inoltre sottoposti a verifica di assoggettabilità a VIA di competenza regionale, ai sensi dell’allegato IV, punto 7, lettera d), del d.lgs. n. 152/2006, le derivazioni di acque superficiali e le opere connesse che prevedano derivazioni superiori a 200 litri al secondo, ovvero le derivazioni di acque sotterranee superiori a 50 litri al secondo, nonché le trivellazioni finalizzate alla ricerca per derivazioni di acque sotterranee superiori a 50 litri al secondo.

Si ricorda che, ai sensi del D.M. 30 marzo 2015 – recante le linee guida per la verifica di assoggettabilità a valutazione di impatto ambientale dei progetti di competenza delle regioni e province autonome – qualora un impianto ricada anche parzialmente in aree protette, opera direttamente la VIA senza previa sottoposizione a verifica di assoggettabilità (punto 3).

DESCRIZIONE E SOGLIE

Allegato II – Progetti sottoposti a VIA in sede statale (d.lgs. n. 152/2006)

Centrali per la produzione dell’energia idroelettrica con potenza di concessione superiore a 30 MW incluse le dighe ed invasi direttamente asserviti

Allegato IV – Verifica di assoggettabilità di competenza regionale/provinciale (d.lgs. n. 152/2006)

Impianti per la produzione di energia idroelettrica con potenza nominale di concessione superiore a 100 kW

Impianti idroelettrici realizzati da consorzi di bonifica su canali o condotte esistenti, senza incremento di portata derivata, con potenza nominale di concessione superiore a 250 kW

Impianti idroelettrici realizzati su condotte esistenti senza incremento né della portata esistente né del periodo in cui ha luogo il prelievo e realizzati su edifici esistenti, con potenza nominale di concessione superiore a 1.000 kW

Si riporta di seguito un quadro riepilogativo semplificato delle procedure autorizzative applicabili.

Di seguito si riporta il riepilogo dei procedimenti di cui al rapporto del Ministero dell’ambiente e della sicurezza energetica (MASE) del 30 aprile 2026, concernente l’andamento delle autorizzazioni per la realizzazione o la modifica di centrali termoelettriche di potenza superiore a 300 MW[35] termici, di sistemi di accumulo elettrochimico in configurazione stand alone di competenza statale e di sistemi di accumulo mediante pompaggio idrico.

Stato procedimenti	Nr.	Centrali termoelettriche	Accumulo pompaggio	Accumulo elettrochimico (BESS)	Potenza (MW)
? Conclusi	14	1	3	10	2.232
? In corso	394	1	1	392	55.413,69
? Sospesi	6	3	3	—	3.477
? Da avviare	45	—	—	45	12.059,68
Totale	459	5	7	447	73.182,37

[1] Secondo l’articolo 2 par. 1, comma 1, punto 1) della direttiva n. 2018/2001/UE, cd. RED II, come sostituito dalla direttiva 2023/2413/UE, cd. RED III.

[2] Il riferimento allo strumento del “Testo unico” era invero contenuto nel solo PNRR, che come visto ne prevedeva l’adozione entro il secondo trimestre 2025 (T2 2025 - M7 2), mentre la delega disposta dalla legge sulla concorrenza 2021 prevede l’adozione di “uno o più decreti legislativi in materia di fonti energetiche rinnovabili, anche ai fini dell’adeguamento della normativa vigente al diritto dell’Unione europea, della razionalizzazione, del riordino e della semplificazione della medesima normativa, della riduzione degli oneri regolatori a carico dei cittadini e delle imprese e della crescita di competitività del Paese”.

[3] M. Alpino, L. Brugnara, M.G. Cassinis, L. Citino, F. David, A. Frigo, G. Papini, P. Recchia, L. Sessa, Il recente sviluppo delle energie rinnovabili in Italia, in Questioni di Economia e Finanza n. 908, febbraio 2025. V. più di recente la relazione annuale 2025 di Banca d’Italia, p. 199 e ss.

[4] Si ricorda, da ultimo, la sentenza n. 144/2026 con cui la Corte costituzionale ha ribadito che “i principi desumibili dalla disciplina statale di attuazione degli obblighi eurounitari in materia di energie rinnovabili integrano principi fondamentali della materia energetica e, in quanto tali, vincolano anche le Regioni ad autonomia speciale e le Province autonome di Trento e di Bolzano nell’esercizio delle rispettive competenze legislative, comprese quelle statutarie concernenti la produzione dell’energia”.

[5] Rilevano in particolare, nell’ambito del Codice della strada, le prescrizioni recate dall’articolo 15 in materia di atti vietati a tutela della sicurezza della circolazione e dell’integrità delle infrastrutture.

[6] Il decreto-legge n. 153/2024 ha corretto l’erroneo riferimento (presente nel secondo periodo del comma 3 testé illustrato) allo studio preliminare ambientale, sostituendolo con il corretto riferimento allo studio di impatto ambientale. Lo studio preliminare è infatti finalizzato alla definizione, tra l’altro, delle informazioni da inserire nello studio di impatto ambientale; pertanto la conferenza di servizi dovrà definire le informazioni da inserire nel SIA da presentare e non invece, come disposto dal testo previgente, nello studio preliminare che è già stato presentato.

[7] Il D.P.R. n. 31/2017 contiene il regolamento che individua gli interventi esclusi dall’autorizzazione paesaggistica nonché quelli soggetti a una procedura autorizzatoria semplificata. Si ricorda che l’articolo 21 della legge n. 214/2023 (legge annuale per il mercato e la concorrenza 2022) e, successivamente, l’articolo 6, comma 4-bis del decreto-legge n. 202/2024, hanno disposto il rinvio dei termini previsti per la revisione di tale regolamento. La legge per la concorrenza 2021 (articolo 26, comma 13, della L. n. 118/2022) ha autorizzato la revisione del D.P.R. n. 31/2017 con l’obiettivo di introdurre ulteriori semplificazioni nei procedimenti autorizzativi in materia paesaggistica. Inizialmente, il termine per adottare la revisione era fissato in 180 giorni dall’entrata in vigore della legge n. 118/2022. Tale termine è stato prima prorogato a 24 mesi dall’entrata in vigore della legge, e successivamente ulteriormente differito a 48 mesi, con scadenza quindi al 27 agosto 2026.

[8] Di cui all’articolo 268, comma 1, lett. h), del Codice dell’ambiente, che definisce lo “stabilimento” come “il complesso unitario e stabile, che si configura come un complessivo ciclo produttivo, sottoposto al potere decisionale di un unico gestore, in cui sono presenti uno o più impianti o sono effettuate una o più attività che producono emissioni attraverso, per esempio, dispositivi mobili, operazioni manuali, deposizioni e movimentazioni. Si considera stabilimento anche il luogo adibito in modo stabile all’esercizio di una o più attività”.

[9] Di cui all’articolo 268, comma 1, lett. l), del Codice dell’ambiente, che definisce l’”impianto” come “il dispositivo o il sistema o l’insieme di dispositivi o sistemi fisso e destinato a svolgere in modo autonomo una specifica attività, anche nell’ambito di un ciclo più ampio”.

[10] La lettera f-bis) dell’articolo 4 del d.lgs. n. 190/2024 reca la seguente definizione di “impianto agrivoltaico”: 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.

[11] Come modificato dall’articolo 14, comma 2, del decreto-legge n. 202/2024 e, successivamente, dall’articolo 16, comma 1, del decreto-legge n. 200/2025.

[12] Come modificato dall’articolo 14, comma 1, del d.lgs. n. 178/2025.

[13] Il decreto correttivo (articolo 14, comma 1 del d.lgs. n. 178/2025) ha modificato questa voce per favorire l’installazione sui bacini artificiali. In particolare, è stato eliminato il vincolo secondo cui i bacini idrici dovevano trovarsi su “aree pubbliche o demaniali”. In seguito a tale modifica, la regola si applica ai bacini idrici “anche artificiali” a prescindere dalla proprietà.

[14] Come modificato dall’articolo 14, comma 1, del d.lgs. n. 178/2025.

[15] Come modificato dall’articolo 17, comma 1, del d.lgs. n. 178/2025.

[16] L’allegato C, sezione I, lettera aa) assoggetta ad autorizzazione unica di competenza regionale gli impianti fotovoltaici collocati in modalità flottante sullo specchio d’acqua di invasi realizzati da dighe diverse da quelle di cui all’articolo 1 del decreto-legge n. 507/1994 (dunque dighe diverse da quelle che superano i 15 metri di altezza o che determinano un volume d’invaso superiore a 1.000.000 di metri cubi).

L’allegato C, sezione II, lettera z) assoggetta ad autorizzazione unica di competenza statale gli impianti fotovoltaici collocati in modalità flottante sullo specchio d’acqua di invasi realizzati da dighe di cui all’articolo 1 del decreto-legge n. 507/1994.

[17] Si noti che, al di fuori della Zona A, gli stessi impianti ricadono in edilizia libera.

[18] Riguardo a tale precisazione, rispondendo ad un interpello (risposta prot. 65335 del 24 aprile 2023), il Ministero dell’ambiente e della sicurezza energetica ha chiarito che la succitata “modifica normativa contenuta nell’articolo 10 del decreto-legge n. 50/2022 andrà applicata, in un’ottica sistematica e di coordinamento, anche ai progetti ricadenti nella competenza regionale di cui all’allegato IV parte II del d.lgs. n. 152/2006”.

[19] Previsione aggiunta dall’articolo 4-bis, comma 2 del decreto-legge n. 19/2025.

[20] Ossia impianti in cui avvenga la generazione simultanea in un unico processo di energia termica ed elettrica o di energia termica e meccanica o di energia termica, elettrica e meccanica.

[21] Impianti in cui avvenga la generazione simultanea in un unico processo di energia termica ed elettrica o di energia termica e meccanica o di energia termica, elettrica e meccanica.

[22] Si segnala che la Corte costituzionale, con sentenza n. 112/2011, ha dichiarato l’illegittimità parziale della citata disposizione, nella parte in cui non esclude le province autonome di Trento e di Bolzano dall’attribuzione allo Stato delle risorse geotermiche ad alta entalpia.

[23] Di cui all’allegato III, lettera v-bis), lettera anch’essa aggiunta dal d.lgs. n. 190/2024 e successivamente così modificata dal d.lgs. n. 178/2025.

[24] Una quota non superiore al 5% degli importi dei canoni annui demaniali che devono essere corrisposti fino alla scadenza delle concessioni, come prorogata, può essere destinata dall’autorità competente alla copertura degli oneri derivanti dall’esecuzione, da parte dell’autorità medesima, delle attività di coltivazione previste dal capo III del d.lgs. n. 22/2010.

[25] Entro trenta giorni dalla presentazione del piano, l’autorità competente può richiedere al concessionario interessato modifiche o integrazioni del piano. In caso di valutazione positiva, da esprimersi entro trenta giorni dalla data di presentazione o entro quindici giorni dalla presentazione del piano modificato o integrato, l’autorità competente rimodula le condizioni di esercizio della concessione di coltivazione relativa agli impianti interessati dal piano stesso, anche sotto il profilo della durata, comunque non superiore a venti anni, secondo quanto previsto nel piano valutato positivamente.

[26] Si segnala che la Giunta della regione Toscana, che ospita una parte consistente delle risorse geotermiche nazionali, con delibera n. 697/2024, ha deciso di avvalersi della facoltà di cui all’art. 16-bis del d.lgs. 22/2010, e quindi di richiedere ad Enel Green Power Italia Srl, Concessionario titolare delle 9 concessioni geotermoelettriche in scadenza sul territorio regionale, la presentazione di un piano pluriennale di investimenti, entro il 30 giugno 2024. Con Delibera di Giunta n. 167 del 17 febbraio 2025, la regione Toscana ha approvato la rimodulazione delle concessioni geotermoelettriche affidate a Enel Green Power Italia Srl. Tale misura, prevista dall’art. 16-bis del d.lgs. 22/2010, consente la prosecuzione regolata delle attività per ulteriori venti anni a partire dal 31 dicembre 2026 subordinata all’attuazione di un piano pluriennale di investimenti di circa 3 miliardi di euro.

[27] Aggiunto dall’articolo 15, comma 1 del decreto-legge n. 17/2022. Si fa presente che il d.lgs. n. 190/2024 ha disposto l’abrogazione di tale articolo, con il quale è stato introdotto nell’ordinamento il comma 6-bis dell’articolo 25 del d.lgs. n. 199/2021. Il comma 6-bis dell’articolo 25 del d.lgs. n. 199/2021, purtuttavia, non è stato abrogato, ed è anzi stato disposto, all’articolo 14, comma 6, l’aggiornamento del sopra citato D.M. attuativo (D.M. 30 settembre 2022). Tale comma è stato inoltre oggetto di modifica ad opera dell’articolo 12 del d. lgs. n. 5/2026.

[28] Rientrano tra le sostanze minerali di miniera le seguenti:

a) minerali utilizzabili per l’estrazione di metalli, metalloidi e loro composti, anche se detti minerali siano impiegati direttamente;

b) grafite, combustibili solidi, liquidi e gassosi, rocce asfaltiche e bituminose;

c) fosfati, sali alcalini e magnesiaci, allumite, miche, feldspati, caolino e bentonite, terre da sbianca, argille per porcellana e terraglia forte, terre con grado di refrattarietà superiore a 1630 gradi centigradi;

d) pietre preziose, granati, corindone, bauxite, leucite, magnesite, fluorina, minerali di bario e di stronzio, talco, asbesto, marna da cemento, pietre litografiche;

e) sostanze radioattive, acque minerali e termali, vapori e gas.

[29] Tale previsione è stata introdotta dall’articolo 4-bis, comma 1, del decreto-legge n. 19/2025.

[30] Di cui all’allegato C, sezione I, lettere d) e z).

[31] Di cui all’allegato C, sezione II, lettere a), r) e v).

[32] Come modificata da ultimo dall’articolo 47, comma 11-quater del decreto-legge n. 13/2023.

[33] Ai sensi di tale norma, i consorzi di bonifica e irrigazione possono utilizzare le acque fluenti nei canali e nei cavi consortili per usi che comportino la restituzione delle acque e siano compatibili con le successive utilizzazioni, compresi la produzione di energia idroelettrica e l’approvvigionamento di imprese produttive. L’Autorità di bacino esprime entro centoventi giorni la propria determinazione.

[34] Di cui all’articolo 4, comma 3, lettera b, punto i), del D.M. 6 luglio 2012.

[35] Ai sensi dell’articolo 1-quater, comma 8, del decreto-legge n. 239/2003.

[36] Gli impianti di accumulo idroelettrico mediante pompaggio puro sono elencati nell’allegato C, sezione II, lettera r), del d.lgs. n. 190/2024.

[37] Le modifiche sono state introdotte dall’art. 8, comma 1, lettera n), numero 2), del d.lgs. n. 178/2025.

[38] Articolo 36, comma 4, del d.lgs. n. 93/2011, abrogato dall’articolo 18, comma 11, del d.lgs. n. 210/2021.

[39] Articolo 18, comma 4, e articolo 18, comma 7, lettera c), del d.lgs. n. 210/2021, abrogati dall’articolo 22-bis, comma 1, lettera b), del decreto-legge n. 69/2023.

[40] Articolo 1, commi 2-quater e 2-quinquies, del decreto-legge n. 7/2002.

[41] Limite così aumentato in seguito a modifica disposta dall’articolo 16, comma 1, lett. b), n. 6) del d.lgs. n. 178/2025, poiché secondo il legislatore il mantenimento del limite originale del 10% avrebbe potuto scoraggiare il ricorso a tecnologie di accumulo innovative.

[42] Allegato B, sezione I, lettera aa), del d.lgs. n. 190/2024.

[44] La disposizione ha abrogato l’articolo 38 del d.lgs. n. 199/2021, nonché l’articolo 1, commi 2-quater e 2-quinquies, del decreto-legge n. 7/2002, per la parte relativa agli elettrolizzatori.

[45] Allegato II, punto 6, lettera j), alla parte seconda del d.lgs. n. 152/2006. La soglia è espressa in gigagrammi/anno, corrispondenti a milioni di chilogrammi.

[46] Allegato II, punto 6-bis, alla parte seconda del d.lgs. n. 152/2006, inserito dall’articolo 41, comma 1, lettera b), del decreto-legge n. 13/2023.