Misure urgenti in favore delle famiglie e delle imprese di agevolazione tariffaria per la fornitura di energia elettrica e gas naturale nonché per la trasparenza delle offerte e il rafforzamento delle sanzioni

 

D.L. 19/2025 – A.C. 2281-A

 

11 aprile 2025

 

 

 

Servizio Studi

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Dossier n. 445/1

 

 

 

 

 

 

Servizio Studi

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Progetti di legge n. 413/1

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

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D25019a

 

I N D I C E

 

Premessa.. 3

Schede di lettura

§  Articolo 1 (Contributo straordinario per la fornitura di energia elettrica e gas naturale) 11

§  Articolo 1-bis (Disposizioni per la promozione della costituzione di comunità energetiche rinnovabili). 23

§  Articolo 1-ter (Entrata in esercizio di impianti asserviti a comunità energetiche)  36

§  Articolo 1-quater (Misure per il rafforzamento della tutela dei crediti della CSEA)  38

§  Articolo 2 (Disposizioni urgenti per la fornitura di energia elettrica ai clienti vulnerabili) 40

§  Articolo 3 (Misure di riduzione del costo dell’energia per le imprese). 57

§  Articolo 3-bis (Misure per l’evoluzione dell’autoapprovvigionamento di energia elettrica). 65

§  Articolo 3-ter (Contributo al disaccoppiamento della remunerazione di lungo termine della produzione esistente da fonti rinnovabili dal prezzo formantesi nel mercato elettrico a pronti nel rispetto del market coupling europeo). 67

§  Articolo 3-quater (Disposizioni per la transizione energetica delle strutture assistenziali, sanitarie e socio-sanitarie). 78

§  Articolo 3-quinquies (Disposizioni relative ai procedimenti di autorizzazione dei sistemi di accumulo). 81

§  Articolo 3-sexies (Disposizioni in materia di iter autorizzativi degli impianti di accumulo) 83

§  Articolo 4 (Disposizioni in favore delle famiglie e delle microimprese vulnerabili) 85

§  Articolo 4-bis (Misure per favorire l’installazione di rinnovabili e la stabilizzazione dei prezzi energetici). 87

§  Articolo 4-ter (Misure a supporto dei progetti di rinnovamento di impianti rinnovabili e per la stabilizzazione dei prezzi energetici). 92

§  Articolo 4-quater (Ulteriori disposizioni per la riduzione del costo dell’energia) 93

§  Articolo 4-quinquies (Disposizioni per la riduzione dei costi energetici nel settore sportivo). 94

§  Articolo 5 (Misure urgenti per la trasparenza e la confrontabilità delle offerte dei mercati al dettaglio di energia elettrica e gas). 98

§  Articolo 5-bis (Riconoscimento della figura professionale del consulente alla vendita di servizi energetici e di telecomunicazioni) 100

§  Articolo 6, commi 1-2 (Disposizioni per l’effettività della tutela nell’ambito dei procedimenti sanzionatori attivati dalle Autorità di settore). 102

§  Articolo 6, commi 2-bis-2-ter (Fringe benefit veicoli aziendali in uso promiscuo)  105

§  Articolo 7 (Entrata in vigore). 107

 

Premessa

Il decreto-legge in esame (A.C. 2281-A) reca misure urgenti in favore di famiglie e imprese consistenti in agevolazioni tariffarie per la fornitura di energia elettrica e gas, maggiore trasparenza delle offerte al dettaglio e rafforzamento delle sanzioni delle autorità di vigilanza.

 

In particolare, l’articolo 1 dispone per il 2025 il riconoscimento di un contributo straordinario di 200 euro sulle forniture di energia elettrica per i clienti domestici con un ISEE fino a 25.000 euro. Il contributo viene riconosciuto nel limite delle risorse disponibili a qualsiasi titolo sul bilancio della Cassa per i servizi energetici e ambientali (CSEA). Vengono stimati in 8 milioni i nuclei familiari con ISEE inferiore a 25.000 euro, per un impatto complessivo della misura pari a 1,6 miliardi di euro.

In sede referente si è poi intervenuti sull’iter di attuazione del cd. bonus elettrodomestici, rinviando a un decreto interministeriale l’individuazione degli elettrodomestici ad elevata efficienza energetica ai fini del corrispondente smaltimento dell’elettrodomestico sostituito di classe energetica inferiore. Si prevede inoltre che la gestione dei contributi avverrà tramite la piattaforma informatica gestita da PagoPa, mentre le attività istruttorie, di verifica e controllo, saranno svolte da Invitalia.

 

Nel corso dell’esame in sede referente è stato inserito l’articolo 1-bis, che estende la qualifica di socio o membro delle comunità energetiche rinnovabili (CER) alle aziende territoriali per l’edilizia residenziale, agli istituti pubblici di assistenza e beneficienza, alle aziende pubbliche per i servizi alle persone e ai consorzi di bonifica. Viene inoltre specificato che le PMI, già incluse nel novero di soggetti che esercitano poteri di controllo nelle comunità energetiche rinnovabili, possono anche essere partecipate da enti territoriali.

 

È stato poi aggiunto un articolo 1-ter, che definisce le modalità di ottenimento degli incentivi previsti per gli impianti annessi alle comunità energetiche rinnovabili (CER), nel caso in cui essi abbiano avviato la propria attività entro 150 giorni dalla data di adozione (il 7 dicembre 2023) del decreto ministeriale che disciplina gli incentivi a favore delle configurazioni di autoconsumo diffuso di energia rinnovabile (cd. decreto CACER).

 

Sempre in sede referente, è stato inserito anche l’articolo 1-quater, che stabilisce che i crediti vantati dalla CSEA verso i soggetti obbligati al versamento degli oneri generali di sistema e delle ulteriori componenti tariffari, siano assistiti da privilegio generale su ogni bene mobile del debitore, ferme restando le ulteriori forme di garanzia e di tutela previste legge in favore della CSEA per il recupero dei propri crediti.

 

L’articolo 2 interviene sulla disciplina della fornitura di energia elettrica ai clienti vulnerabili. In particolare si prevede uno slittamento dell’entrata in vigore del servizio di vulnerabilità non prima della fine del mercato a tutele graduali (STG) (quindi non prima del 31 marzo 2027); nel frattempo rimane vigente il servizio di maggior tutela per i soli clienti vulnerabili che non abbiano scelto un fornitore nel STG o nel libero mercato; infine si stabilisce la possibilità, per coloro che, attualmente nel STG, dovessero poi maturare i requisiti per la qualifica di clienti vulnerabili, di optare per la permanenza nel servizio a tutele graduali.

In sede referente sono state aggiunte ulteriori previsioni: in particolare si è disposta l’impignorabilità, a date condizioni, degli immobili di proprietà dei soggetti vulnerabili in caso di debito per il mancato pagamento di bollette energetiche condominiali, e si è previsto che i clienti vulnerabili che non abbiano scelto un fornitore alla data di conclusione del servizio a tutele graduali siano riforniti nell’ambito del servizio di erogazione garantito dall’impresa di distribuzione, o, in alternativa, nell’ambito del servizio di vulnerabilità, se già operante.

 

L’articolo 3 si occupa delle misure di riduzione del costo dell’energia per le imprese. In particolare, da un lato, si dispone la destinazione, per l’anno 2025, di 600 milioni di euro per il finanziamento Fondo per la transizione energetica nel settore industriale: i relativi oneri sono coperti mediante utilizzo di parte dei proventi derivanti dalle aste delle quote di emissione di gas a effetto serra, in deroga agli ordinari criteri di ripartizione. Dall’altro, si prevede un’agevolazione per la fornitura di energia elettrica per i clienti non domestici in bassa tensione con potenza disponibile superiore a 16,5 kW, rappresentata dall’azzeramento per un semestre della parte della componente A_SOS (la componente degli oneri generali di sistema a sostegno delle energie da fonti rinnovabili): il beneficio della misura, derivante dall’uso dei rimborsi riconosciuti dalla Commissione europea a fronte di spese anticipate dallo Stato per misure di riduzione dei costi in materia energetica, è stimato in circa 800 milioni di euro.

L’articolo si occupa anche del monitoraggio dell’impatto dei costi dell’energia, operato da ARERA, e dispone che i dati relativi ai codici ATECO delle imprese siano trasferiti dal registro delle imprese al Sistema informativo integrato (SII) gestito da Acquirente unico.

 

Nel corso dell’esame in sede referente è stato inserito un articolo 3-bis, che – intervenendo nuovamente sulla disciplina dell’autoconsumo – modifica la definizione di unità di produzione nel sistema semplice di produzione e consumo di energia elettrica, specificando che, qualora la qualifica di produttore sia rivestita da persone giuridiche diverse, esse possono non appartenere allo stesso gruppo societario, ciò al fine di incrementare il livello di concorrenza nell’approvvigionamento energetico.

 

L’articolo 3-ter, anch’esso aggiunto in sede referente, modifica la normativa per la remunerazione della produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili, “scollegando” tale remunerazione dai prezzi dell'energia sul mercato elettrico, con l’intento quindi di evitare che i produttori di energia rinnovabile siano eccessivamente influenzati dalle oscillazioni dei prezzi dell'energia. Lo strumento, previsto a tal fine dalla normativa europea è quello dei cd. contratti per differenza a due vie, o contratti bidirezionali per differenza: si tratta di accordi tra il gestore di un impianto di produzione di energia elettrica da FER e una controparte, in genere un soggetto pubblico (in questo caso, il GSE), che offre sia la protezione della remunerazione minima sia un limite all’eccesso di remunerazione. La disciplina introdotta con l’articolo 3-ter, in particolare, prevede che il GSE stipuli contratti per differenza a due vie tramite procedure concorsuali al ribasso dal lato dell’offerta (e cioè dei produttori/gestori), la cui disciplina è demandata al MASE. Prima dell’avvio delle procedure concorsuali dal lato dell’offerta, si svolgeranno le procedure concorsuali dal lato della domanda, che coinvolgeranno le aziende che consumano energia. Con decreto del MASE verranno altresì stabiliti i criteri per garantire la completa copertura del GSE tra diritti assegnati dal lato domanda e diritti acquisiti dal lato dell’offerta, anche attraverso sistemi di garanzia che prevedano il concorso delle imprese assegnatarie e degli operatori.

 

A seguito di emendamento approvato in sede referente, è stata ampliata, tramite l’articolo 3-quater, la destinazione delle risorse del Fondo rotativo per il sostegno alle imprese, prevedendovi anche il finanziamento agevolato di investimenti per la transizione energetica delle Istituzioni pubbliche di assistenza e beneficenza (quelle non ancora trasformate ai sensi delle legislazioni regionali), nonché delle strutture sanitarie e sociosanitarie, senza fini di lucro, operanti in regime di convenzione con il servizio sanitario nazionale.

 

L’articolo 3-quinquies, inserito in sede referente, prevede che, al fine di favorire lo sviluppo di un’adeguata capacità di accumulo di energia da fonte rinnovabile, il MASE possa stipulare, per il 2025, una convenzione con il GSE, avente ad oggetto i procedimenti di autorizzazione dei sistemi di accumulo. A tal fine, viene autorizzata, sempre per il 2025, la spesa di 750.000 euro.

 

L’articolo 3-sexies estende l’applicazione dei regimi amministrativi (procedura abilitativa semplificata e autorizzazione unica) previsti per gli impianti di accumulo elettrochimico agli accumulatori elettrici termomeccanici.

 

L’articolo 4 prevede che l’eventuale maggior gettito IVA derivante dall’aumento del prezzo del gas è destinato a misure di sostegno per le famiglie e le microimprese vulnerabili al fine di contenere il maggior onere da queste sostenuto per la fornitura di gas naturale ed energia elettrica derivante dall’aumento del prezzo internazionale del gas naturale sul costo finale di tali prodotti. Le maggiori entrate relative all’imposta sul valore aggiunto sono accertate, con riguardo ai consumi di gas naturale per usi domestici e ai consumi di energia elettrica nelle abitazioni relativi al bimestre solare precedente, tramite decreto ministeriale. ARERA individuerà le specifiche agevolazioni relative alle tariffe per la fornitura di energia elettrica e di gas naturale.

 

L’articolo 4-bis, aggiunto in sede referente, introduce una serie di modifiche al procedimento di autorizzazione per la realizzazione e modifica di impianti di produzione di energia da fonti rinnovabili, modificando il decreto legislativo n. 190/2024.

 

Sempre in sede referente è stato inserito l’articolo 4-ter, che prevede che interventi su taluni tipi di impianti a FER che comportino un incremento di potenza di almeno il 20 per cento siano meglio remunerati rispetto a quanto previsto dalla normativa vigente. 

 

L’articolo 4-quater, inserito in sede referente, al fine di accelerare la realizzazione degli impianti per la produzione di energia da fonte rinnovabile e conseguire in tempi più rapidi la riduzione del costo dell’energia a carico delle famiglie e delle imprese, inserisce tra i progetti da considerarsi prioritari dalla Commissione tecnica di verifica dell’impatto ambientale VIA-VAS anche i progetti sottoposti ad autorizzazione unica di competenza statale per la produzione di energia da impianti a FER.

 

L’articolo 4-quinquies, aggiunto in sede referente, prevede l’incremento delle risorse del Fondo unico a sostegno del potenziamento del movimento sportivo italiano per sostenere, nella gestione dei costi dell’energia, gli impianti natatori e le piscine energivori gestiti da associazioni e società sportive iscritte nel registro nazionale delle attività sportive dilettantistiche.

 

L’articolo 5 introduce disposizioni volte ad incrementare, attraverso l’intervento di ARERA, le misure occorrenti per aumentare la trasparenza e la confrontabilità delle offerte di energia elettrica e di gas ai clienti finali domestici sul mercato libero, in maniera da consentire un’agevole leggibilità delle offerte e dei contratti. L’obiettivo è perseguito anche tramite la previsione di documenti tipo dei quali i fornitori di energia elettrica e gas sono tenuti ad avvalersi, oltre che con la riduzione e semplificazione dei componenti dei corrispettivi applicabili nei contratti al dettaglio di energia elettrica e gas. Si prevede il ricorso ai poteri sanzionatori di ARERA in caso di inosservanza delle specifiche disposizioni adottate a tal fine.

 

L’articolo 5-bis, inserito in sede referente, riconosce ufficialmente la figura del consulente per la gestione delle utenze energetiche e di telecomunicazione, stabilendo il suo ruolo professionale, i requisiti di competenza, le modalità di attestazione delle sue capacità e la possibilità di certificazione anche da parte di enti esteri equivalenti.

 

L’articolo 6 specifica che le misure cautelari adottate da ARERA al fine del più utile e tempestivo perseguimento degli interessi tutelati possano essere applicate anche avvalendosi dei poteri di controllo e sanzionatori attribuiti alla medesima Autorità dalla legislazione vigente.

Si prevede altresì l’oscuramento dei siti internet utilizzati per la vendita di titoli di accesso ad attività di spettacolo da parte di soggetti diversi dai titolari dei sistemi per la loro emissione (c.d. secondary ticketing), in caso di mancato pagamento di sanzioni amministrative pecuniarie per importi complessivamente non inferiori a un milione di euro.

In sede referente sono stati aggiunti due ulteriori commi che intervengono sull’applicazione dei criteri di tassazione dei cd. fringe benefits connessi agli autoveicoli, motocicli e ciclomotori concessi in uso promiscuo ai dipendenti, garantendo l’applicazione della disciplina vigente al 31 dicembre 2024 ai veicoli concessi dal 1° luglio 2020 al 31 dicembre 2024 e a quelli ordinati dai datori di lavoro entro il 31 dicembre 2024 e concessi nel primo semestre del 2025.

 

L’articolo 7 dispone che il decreto-legge entri in vigore il giorno successivo a quello della sua pubblicazione in Gazzetta Ufficiale. Il decreto-legge è dunque vigente dal 1° marzo 2025.

 

Per maggiori approfondimenti sugli interventi concernenti la mitigazione del costo del gas e dell’energia elettrica adottati nel corso della XVIII e XIX legislatura, si veda l’apposito tema curato dal Servizio Studi della Camera dei deputati.

Schede di lettura

 

Articolo 1
(Contributo straordinario per la fornitura di
energia elettrica e gas naturale)

 

 

 

Più nello specifico, il comma 1 prevede il riconoscimento di un contributo straordinario di 200 euro sulle forniture di energia elettrica dei clienti domestici con valori dell’indicatore della situazione economica equivalente (ISEE) fino a 25.000 euro.

Il contributo è valevole per il 2025 e ad esso si provvede mediante deliberazione dell’ARERA, nel limite delle risorse disponibili, necessarie a garantire la copertura, a qualsiasi titolo sul bilancio della Cassa per i servizi energetici ambientali (CSEA). Come specificato anche con un emendamento approvato in sede referente, le risorse sono da intendersi al netto di quelle destinate alle finalità di cui all’articolo 3, comma 5, del decreto in esame, ossia all’azzeramento per un semestre della componente A_SOS applicata all’energia prelevata per i clienti non domestici in bassa tensione con potenza disponibile superiore a 16,5 kW.

In seguito all’adozione di tale norma (si ricorda che il decreto-legge in conversione è entrato in vigore il 1° marzo 2025), con deliberazione 132/2025/R/EEL del 27 marzo 2025 ARERA ha provveduto ad emanare le prime disposizioni funzionali al riconoscimento del suddetto contributo straordinario, prevedendo che questo “è erogato con riferimento al periodo di competenza dei consumi dall’1° aprile 2025 al 31 luglio 2025, in ratei giornalieri di importo pari a 1,64 euro/giorno da sommare agli importi ordinari stabiliti per il bonus sociale elettrico”.

Secondo quanto riportato nella relazione illustrativa, la misura in esame è aggiuntiva rispetto ai vigenti bonus sociali, la cui disciplina non viene modificata dalla norma in esame. Secondo quanto precisato dalla relazione tecnica, tale contributo, infatti, si aggiunge al bonus elettricità e gas ordinario, previsto dalla legislazione vigente per nuclei familiari con valori dell’ISEE inferiore a 9.530 euro (o inferiore a 20.000 euro con almeno 4 figli a carico): per un approfondimento si rimanda al box sottostante sui bonus sociali.

Con riguardo alla platea di potenziali beneficiari, secondo i dati forniti da INPS citati dalla relazione tecnica, sono stati stimati 8 milioni di nuclei familiari con dichiarazione sostitutiva unica (DSU) con ISEE inferiore a 25.000 euro, per un impatto complessivo della misura pari a 1,6 miliardi di euro.

 

I bonus sociali elettrico e gas sono strumenti di politica sociale volti a ridurre la spesa per le bollette energetiche delle famiglie in difficoltà economica. Sono stati gradualmente introdotti nel corso degli anni dalla legislazione e successivamente attuati con provvedimenti di regolazione dell’ARERA. Si possono distinguere in bonus per il disagio sociale e in bonus per il disagio fisico.

Quanto al bonus per il disagio economico, con l’articolo 1, comma 375, della legge n. 266/2005 (legge finanziaria 2006)^[1], e il successivo decreto del Ministro dello sviluppo economico 28 dicembre 2007 sono stati definiti i criteri per l’applicazione delle tariffe agevolate per la fornitura di energia elettrica ai clienti economicamente svantaggiati e, limitatamente alla spesa per l’elettricità, dai soggetti utilizzatori di specifiche apparecchiature elettromedicali salvavita.

Il D.L. n. 185/2008 ha disposto che ai clienti economicamente svantaggiati, aventi diritto alle forniture elettriche agevolate, spetti anche una compensazione della spesa per la fornitura di gas naturale, e ha innalzato la soglia ISEE di accesso all’agevolazione per le famiglie con almeno quattro figli fiscalmente a carico (cosiddette famiglie numerose) sia per le forniture elettriche, sia per quelle di gas naturale.

L’indicatore della situazione economica equivalente (ISEE)^[2] è stato individuato come lo strumento per identificare i nuclei familiari in situazione di effettiva vulnerabilità economica che, in quanto tali, hanno diritto ad accedere, ai sensi delle norme pregresse, alle due agevolazioni tariffarie, per elettricità e gas.  A partire dal 2021, in base all’art. 57-bis, comma 5, del D.L. n. 124/2019, i bonus sono erogati automaticamente ai cittadini e ai nuclei familiari che ne hanno diritto, senza che sia necessario presentare apposita domanda.

La riduzione in bolletta è stabilita in misura pari al 30% della spesa media per l’energia elettrica (al lordo delle imposte) e al 15% per il gas (al netto delle imposte), considerando un consumo di riferimento per ciascuna tipologia di famiglia aventi le medesime caratteristiche e senza riferimento ai consumi del singolo cliente. In tal modo, il bonus non costituisce un incentivo a un aumento dei consumi, né altera le condizioni di convenienza nella scelta del fornitore^[3].

L’articolo 3, comma 9 del D.L. n. 185/2008 ha riconosciuto anche il diritto alla tariffa agevolata per la fornitura di energia elettrica anche ai clienti domestici (tutti, quindi sia economicamente svantaggiati che non) presso i quali sono presenti persone che versano in gravi condizioni di salute, tali da richiedere l’utilizzo di apparecchiature medico-terapeutiche, alimentate ad energia elettrica, necessarie per il loro mantenimento in vita (cd. bonus per il disagio fisico). Le agevolazioni relative alle tariffe per la fornitura di energia elettrica ai clienti domestici in gravi condizioni di salute prescindono dal reddito e i relativi criteri non sono stati modificati. Vi accedono tutti i clienti domestici affetti da grave malattia o presso i quali viva un soggetto affetto da grave malattia, che richiede l’utilizzo di apparecchiature elettromedicali per il mantenimento in vita (le apparecchiature sono indicate nel D.M. 13 gennaio 2011).

Secondo quanto riportato da ARERA, nel periodo 2008–2020 il bonus sociale veniva richiesto su base volontaria, rinnovabile annualmente, e la sua fruizione non è stata capillare. Con l’introduzione dell’automatismo nel 2021 sono state interessate circa 2,5 milioni di famiglie, con l’erogazione di 2,5 milioni di bonus elettrici e 1,5 milioni di bonus gas.

Nel 2022 il meccanismo automatico è stato ulteriormente perfezionato e la soglia ISEE per l’accesso al bonus è stata innalzata da 8.265 a 12.000 euro, per il periodo dal 1° aprile al 31 dicembre 2022, al fine di contrastare l’eccezionale aumento dei prezzi energetici; in quell’anno sono stati riconosciuti 3,8 milioni di bonus elettrici e 2,4 milioni di bonus gas, finanziati anche con fondi del bilancio dello Stato.

Nel 2023 sono state adottate ulteriori misure per rafforzare il bonus sociale, introducendo componenti compensative integrative (CCI) finanziate dallo Stato e ampliando la platea dei beneficiari. In base alla legge di bilancio 2023 (art. 1, commi 17 e 18) le agevolazioni per i clienti economicamente svantaggiati sono state concesse a chi possiede un ISEE non superiore a 15.000 euro per i nuclei con meno di quattro figli. Successivamente, il D.L. n. 34/2023 (art. 1, comma 2), ha elevato la soglia ISEE a 30.000 euro per le famiglie numerose (con almeno quattro figli).

In merito alla quantificazione del bonus, la legge di bilancio 2023 (art. 1, comma 18) ha riconosciuto “la necessità di determinare risparmi più elevati per le famiglie con valori dell’ISEE più bassi”. L’ARERA è stata dunque delegata a parametrare il bonus in base al valore dell’ISEE di ogni nucleo familiare.

 

Con la deliberazione 31 gennaio 2023, 23/2023/R/com l’ARERA ha disposto che il valore dei bonus venisse differenziato in base al valore dell’ISEE, prevedendo una nuova classe di agevolazione, denominata classe d), per le attestazioni ISEE il cui valore fosse maggiore di 9.530 euro e non superiore a 15.000 euro, alla quale è stata riconosciuta una compensazione pari all’80% di quella applicata ai beneficiari con una soglia ISEE pari a 9.530 euro. Tale agevolazione è stata fruibile nel corso del 2024 anche per i nuclei familiari la cui attestazione ISEE relativa all’anno 2023 sia compresa tra 9.530 e 15.000 euro. Ciò ha permesso di riconoscere nel 2023 complessivamente circa 4,6 milioni di bonus elettrici e 3 milioni di bonus gas.

Successivamente, la deliberazione 9 maggio 2023, 194/2023/R/com ha introdotto la nuova classe di aventi diritto al bonus con riferimento alle famiglie numerose (classe b)-bis), fissando il limite di accesso all’agevolazione della soglia ISEE a 30.000 euro in attuazione a quanto disposto dal D.L. n. 34/23, a decorrere dal 1° aprile 2023.

L’articolo 1 del D.L. n. 131/2023 ha disposto, al comma 1, la cessazione delle compensazioni complementari integrative (CCI) dal IV trimestre 2023. Tuttavia, al successivo comma 8, ha istituito un contributo straordinario per il medesimo trimestre 2023, per i clienti domestici titolari di bonus sociale elettrico, crescente con il numero di componenti del nucleo familiare secondo le tipologie già previste per il bonus sociale. Questo contributo ha operato in luogo del contributo straordinario precedentemente previsto all’art. 3 del D.L. n. 34/2023, il quale era invece previsto a favore dei clienti domestici diversi da quelli titolari di bonus sociale, con riferimento ai mesi di ottobre, novembre e dicembre 2023, nel caso in cui la media dei prezzi giornalieri del gas naturale sul mercato all’ingrosso superasse la soglia di 45 euro/MWh.

Infine, l’articolo 1, comma 14 della legge di bilancio 2024 (L. n. 213/2023) ha previsto lo stanziamento di 200 milioni di euro per il riconoscimento nel primo trimestre 2024 di un contributo straordinario ai clienti domestici titolari di bonus sociale elettrico, analogo a quello già previsto dal D.L. n. 34/2023 per il quarto trimestre 2023.

Secondo quanto riportato nella relazione ARERA 210/2024/I/com, nel settore elettrico, nel 2023 il costo totale per garantire la protezione dei clienti in difficoltà economica è stato di circa 1,42 miliardi di euro. Di questa somma, 430 milioni sono stati coperti dall’elemento A_SRIM[4] della componente tariffaria A_RIM, mentre i restanti 997 milioni sono stati assunti dal bilancio dello Stato: 632 milioni per finanziare le compensazioni integrative CCI e 365 milioni per sostenere l’estensione temporanea della platea dei beneficiari derivante dall’innalzamento della soglia ISEE. A questo importo si sono aggiunti ulteriori 300 milioni stanziati dal Governo per il contributo straordinario erogato nel quarto trimestre del 2023.

 

Per l’anno 2025 è previsto dunque, come detto, il bonus sociale per disagio economico per nuclei familiari con ISEE non superiore a 9.530 euro (e non superiore a 20.000 euro per le famiglie con almeno 4 figli a carico). Ogni nucleo familiare ha diritto a un bonus per disagio economico per la fornitura elettrica, a uno per la fornitura gas e uno per la fornitura idrica, nel rispetto dei criteri di ammissibilità.

 

Di seguito si riportano i valori annuali del bonus sociale elettrico e del bonus sociale gas per l’anno 2025, come quantificati da ARERA:

 

 

Bonus sociale elettrico

Composizione nucleo ISEE	Bonus totale anno 2025 €/anno per POD	Bonus giornaliero anno 2025 €/giorno per POD	Bonus mensile anno 2025 €/30 gg per POD
Numerosità familiare 1-2 componenti	167,90	167,90	167,90
Numerosità familiare 3-4 componenti	219,00	219,00	219,00
Numerosità familiare oltre 4 componenti	240,90	240,90	240,90

 

Bonus sociale gas

Zona climatica	A/B	C	D	E	F
Famiglie fino a 4 componenti
Acqua calda sanitaria e/o Uso cottura	11,7	11,7	11,7	11,7	11,7
Riscaldamento	53,1	56,7	71,1	74,7	71,1
Acqua calda sanitaria e/o Uso cottura + Riscaldamento	58,5	63,0	78,3	91,8	87,3
Famiglie con più di 4 componenti
Acqua calda sanitaria e/o Uso cottura	16,2	16,2	16,2	16,2	16,2
Riscaldamento	57,6	64,8	82,8	84,6	80,1
Acqua calda sanitaria e/o Uso cottura + Riscaldamento	66,6	74,7	93,6	85,5	81,9

 

 

Ai fini di un impiego per le finalità di cui al comma 1, il comma 3 dispone che, entro il 10 aprile 2025, siano restituite alla CSEA le risorse dalla stessa già trasferite al Gestore dei servizi energetici (GSE) e già finalizzate alla salvaguardia del relativo equilibrio economico-finanziario, in relazione al meccanismo della vendita, da parte dello stesso Gestore, del gas naturale da questi acquistato ai fini del suo stoccaggio attraverso prestito infruttifero statale con obbligo di restituzione (si rinvia al box sottostante, per un approfondimento sulle misure per accelerare lo stoccaggio di gas naturale). Le risorse da restituire devono essere comprensive anche di eventuali interessi maturati.

Si richiama, in proposito, la deliberazione 113/2024/R/eel dell’ARERA – adottata in attuazione dei decreti dell’allora Ministro della transizione ecologica del 22 giugno 2022, n. 253, e del 20 luglio 2022, n. 28 – la quale ha disposto la reintegrazione al GSE di 892,7 milioni di euro.

 

Il suddetto meccanismo di vendita del gas acquistato dal GSE ai fini del suo stoccaggio con risorse derivanti da prestito infruttifero statale viene, quindi, contestualmente modificato dal comma 2, il quale, novellando il comma 4 dell’articolo 5-bis del D.L. n. 50/2022, prevede che – in luogo dell’obbligo di restituzione del prestito infruttifero da parte del GSE previsto per il 10 dicembre 2027 – entro il 10 marzo 2025, gli importi incassati dal GSE dalla vendita del gas naturale al 31 dicembre 2024 siano versati all’entrata del bilancio dello Stato, comprensivi degli eventuali interessi maturati. Le ulteriori risorse incassate dalla vendita sono versate alla CSEA entro 60 giorni dalla vendita stessa, per essere destinate a misure per il contrasto all’incremento dei costi energetici a beneficio di famiglie e operatori economici. 

A tal riguardo, si osserva che in sede di audizione resa presso la X Commissione Attività produttive della Camera dei deputati il 13 marzo 2025, CSEA ha precisato che tali risorse non sono al momento quantificabili, né è individuabile il momento in cui il GSE procederà alla vendita del gas naturale.

In proposito si osserva che la deliberazione ARERA 599/2024/r/com prospettava un andamento delle giacenze dei conti di gestione presso la CSEA migliorato per effetto dello spostamento al 10 dicembre 2027[5] della restituzione da parte del GSE del prestito infruttifero di cui al citato articolo 5-bis, comma 4 del D.L. n. 50/2022. In particolare, secondo ARERA, risultavano rientrati i profili di criticità per il settore gas in relazione alle partite economiche relative al servizio di stoccaggio di ultima istanza.

 

Si osserva che l’articolo 5, comma 2-bis, del D.L. n. 176/2022 (cd. Aiuti quater), non oggetto di modifica da parte del decreto-legge della cui conversione si discute, precisa che “resta fermo l’obbligo di restituzione dell’importo” trasferito a titolo di prestito infruttifero al GSE ai fini dell’attuazione del programma degli acquisti da effettuare per il servizio di riempimento di ultima istanza. Si valuti in proposito un coordinamento di questa previsione con la novella apportata dal decreto-legge in esame.

 

La relazione tecnica precisa che la copertura della misura qui in esame viene garantita attraverso le risorse restituite dal GSE a CSEA ai sensi del comma 3 (pari a 892 milioni di euro) cui si aggiungono le risorse già disponibili nel bilancio CSEA, pari a circa 934 milioni di euro. La relazione tecnica non precisa da dove (da quali conti CSEA) vengano attinte “le altre già risorse disponibili”.

Secondo quanto riportato nella citata audizione del 13 marzo 2025, CSEA afferma di aver registrato al 31 dicembre 2024 giacenze sui propri conti per circa 4,52 miliardi di euro, di cui circa 3,9 miliardi nei conti di gestione riferiti al solo settore elettrico.

 

 

Testo previgente dell’articolo 5-bis del D.L. n. 50/2022	Modificazioni apportate dall’art. 1 del D.L. n. 19/2025
Art. 5-bis (Disposizioni per accelerare lo stoccaggio di gas naturale)	Art. 5-bis (Disposizioni per accelerare lo stoccaggio di gas naturale)
4. Per la finalità di cui al comma 1 è disposto il trasferimento al GSE, a titolo di prestito infruttifero, delle risorse individuate nella comunicazione di cui al comma 3, da restituire entro il 10 dicembre 2027. Tale prestito può essere erogato anche mediante anticipazioni di tesoreria da estinguere nel medesimo anno con l’emissione di ordini di pagamento sul pertinente capitolo di spesa.	4. Per la finalità di cui al comma 1, è disposto il trasferimento al GSE delle risorse individuate nella comunicazione di cui al comma 3. Entro il 10 marzo 2025 gli importi incassati dal GSE dalla vendita del gas naturale al 31 dicembre 2024 sono versati all’entrata del bilancio dello Stato, comprensivi degli eventuali interessi maturati. Le ulteriori risorse incassate dalla vendita sono versate alla Cassa per i servizi energetici e ambientali entro 60 giorni dalla vendita stessa, per essere destinate a misure per il contrasto all’incremento dei costi energetici a beneficio di famiglie e operatori economici.

 

 

Le cd. “casse conguaglio” sono state istituite con il decreto legislativo 26 gennaio 1948, n. 98, per la gestione dei sovrapprezzi, delle quote di prezzo e delle contribuzioni, imposte dalle autorità preposte alla disciplina dei prezzi.

L’articolo 1, comma 670, della legge 28 dicembre 2015, n. 208 (legge di stabilità 2016), ha disposto la trasformazione della Cassa conguaglio per il settore elettrico (istituita con il provvedimento CIP n. 34/1974, cui era attribuito, tra gli altri, il compito di amministrare il conto per l’onere termico, volto al rimborso dei maggiori oneri di produzione di energia gravanti sulle imprese termoelettriche per il rincaro degli olii combustibili, quale conseguenza della crisi energetica dell’ottobre del 1973) in un ente pubblico economico con l’attuale denominazione di Cassa per i servizi energetici e ambientali (CSEA). La trasformazione e la nuova denominazione, hanno trovato ragione nelle accresciute competenze dell’Ente e nell’estensione del suo ambito di operatività all’intero settore energetico, nonché a una quota significativa di quello ambientale.

La CSEA, dunque, è un ente pubblico economico che opera con autonomia organizzativa, tecnica e gestionale sotto la vigilanza del Ministero dell’economia e delle finanze e dell’Autorità di regolazione per energia reti e ambiente (ARERA).

La CSEA opera nei settori dell’energia elettrica, del gas e dei servizi idrici.

La sua funzione principale è rappresentata dalla riscossione dagli operatori (principalmente dai soggetti che svolgono l’attività di distribuzione nei settori interessati) di componenti tariffarie e di ulteriori corrispettivi. I proventi della riscossione garantiscono - in costanza di apposita gestione finanziaria – il riconoscimento delle partite di perequazione tariffaria e l’erogazione dei contributi e degli incentivi a favore dei soggetti che ne hanno diritto. Le regole per le riscossioni ed i pagamenti sono dettate da norme di rango primario e dai provvedimenti regolatori di ARERA, nell’esercizio del potere tariffario e nella generale funzione di regolazione dei mercati, attribuitile dalla legge istitutiva n. 481/1995.

CSEA, inoltre, svolge nei confronti dei soggetti amministrati attività ispettive volte ad accertamenti di natura amministrativa, tecnica, contabile e gestionale, consistenti nell’audizione e nel confronto dei soggetti coinvolti, nella ricognizione di luoghi ed impianti, nella ricerca, verifica e comparazione di documenti.

La Cassa per i servizi energetici e ambientali (CSEA) svolge un ruolo chiave nella gestione degli oneri generali di sistema e delle ulteriori componenti tariffarie applicate nei settori dell’energia elettrica, del gas naturale, dell’ambiente e della gestione dei rifiuti solidi urbani. Le somme riscosse dalla CSEA non sono qualificabili come tributi in senso stretto, ma costituiscono prestazioni patrimoniali imposte e oneri parafiscali, destinati a soddisfare esigenze di carattere generale definite dalla normativa vigente o dall’Autorità di regolazione settoriale (ARERA).

Con la proposta in esame si riconosce la natura privilegiata dei crediti vantati dalla CSEA nei confronti degli operatori dei settori energetici e ambientali, obbligati al versamento delle suddette somme.

 

Il decreto-legge n. 17/2022, adottato all’indomani dello scoppio del conflitto russo-ucraino, ha introdotto misure per assicurare un elevato grado di riempimento degli stoccaggi nazionali per l’inverno 2022- 2023, consideratane la rilevante funzione nella copertura dei fabbisogni in caso di interruzione dei flussi dalla Russia. Per un inquadramento più complessivo delle politiche adottate per la sicurezza energetica legate alle conseguenze dell’invasione dell’Ucraina da parte della Russia, si rimanda all’apposito tema curato dal Servizio Studi della Camera dei deputati.

L’obiettivo di riempimento – fissato dal decreto-legge n. 17/2022 – è stato di un livello di almeno il 90 per cento con l’impegno, nel corso del ciclo di erogazione invernale, del mantenimento dello stato di riempimento, anche mediante il ricorso a iniezioni di gas in controflusso (articolo 21, comma 1, lett. a) e b)).

La registrazione in fase di monitoraggio di alcuni scostamenti a partire da maggio, determinati dalla eccessiva volatilità dei prezzi, ha reso necessario, da un lato, intervenire nuovamente[6], dando il mandato a SNAM di offrire un servizio di riempimento di ultima istanza per coprire il delta mancante rispetto al livello medio necessario a raggiungere il target mensile, nonché successivamente, dall’altro, affidare tale servizio di ultima istanza alla società GSE, ai sensi di quanto previsto nell’articolo 4 del D.L. n. 80 del 30 giugno 2022, il cui contenuto è stato poi trasposto nell’articolo 5-bis del D.L. n. 50/2022, oggetto delle modifiche qui in esame. L’affidamento del servizio di ultima istanza al GSE è avvenuto ad opera del D.M. 287/2022.

Appare comunque opportuno rilevare che, nell’esigenza di procedere al livello di riempimento prefissato, il gas per riempire gli stoccaggi è stato acquistato, nel 2022, a prezzi assai elevati: il prezzo del gas sul TTF ha infatti toccato punte superiori ai 300 euro/MWh in quell’anno. A gennaio 2024, invece, il prezzo del gas è risultato di quasi dieci volte più basso, circa 33 euro/MWh. Ciò ha comportato che si sia potuto vendere il gas stoccato a un prezzo di mercato sensibilmente più basso, con conseguenti effetti finanziari, posto anche l’obbligo di restituzione del prestito infruttifero corrisposto al GSE con il quale tale gas è stato al tempo dallo stesso acquisito. 

Al riguardo, il GSE ha pubblicato, in data 22 novembre 2022, il regolamento di procedura concorrenziale per la vendita a termine del gas stoccato per una quantità pari al 75% del totale. La procedura competitiva ha previsto l’aggiudicazione di solo una parte del gas stoccato nella disponibilità del GSE (32% del totale). Le quantità cedute hanno registrato un prezzo medio di vendita, nei primi mesi dell’anno 2023, pari a 66 €/MWh, determinando un ricavo pari a circa 370 milioni di euro.

Stando alla deliberazione ARERA 113/2024/R/eel, la rendicontazione stoccaggio gas fornita dal GSE evidenzia che evidenzia che, “per la cessione di 5.679 GWh ad un prezzo medio decisamente inferiore al costo medio ponderato di acquisto rappresenta una perdita realizzata pari a 892.680.637,29 euro”.

Con la deliberazione citata, l’Autorità ha ritenuto opportuno procedere a reintegrare al GSE le minusvalenze già realizzate per la vendita del gas acquistato per il servizio di ultima istanza nel corso del 2023, affinché il GSE stesso potesse restituire al bilancio dello Stato il prestito infruttifero di cui all’articolo 5-bis del D.L. n. 50/22, per la quota parte corrispondente al gas già venduto. Con la deliberazione, l’Autorità ha, pertanto, dato mandato alla CSEA di erogare al GSE, a valere sul Conto oneri stoccaggio, di cui al comma 27.6 del RAST:

? 446.340.318,65 euro entro il 30 aprile 2024;

? 446.340.318,65 euro entro il 31 maggio 2024.

 

Tali risorse, ai sensi di quanto previsto dal comma 3 dell’articolo del decreto-legge in esame, dovranno essere restituite dal GSE a CSEA

Si rammenta che la legge di bilancio 2023 (articolo 1, comma 26), al fine della compensazione finanziaria derivante dal riconoscimento dei costi sostenuti dal responsabile del bilanciamento del gas naturale (SNAM) per il servizio di riempimento di ultima istanza dello stoccaggio di cui alla citata delibera ARERA n. 274/2022/R/gas (e s.m.i.), aveva peraltro già autorizzato la spesa di 350 milioni di euro per l’anno 2023 disponendo il trasferimento alla CSEA, previa comunicazione, da parte di ARERA, dell’effettivo fabbisogno derivante dalla vendita da parte del responsabile del bilanciamento, nel limite delle risorse autorizzate. 

ARERA, competente a salvaguardare l’equilibrio economico finanziario del meccanismo, con la predetta deliberazione 169/2023/R/gas del 18 aprile 2023, ha poi ritenuto opportuno coprire gli squilibri registrati nelle partite economiche nel servizio di riempimento degli stoccaggi di ultima istanza, per la parte eccedente i contributi previsti dalla finanza pubblica, mediante l’applicazione di corrispettivi tariffari a carico degli utenti versati su apposito conto CSEA (corrispettivo CRVos applicato ai soli punti di uscita nazionali dalla rete di trasporto, cfr. delibera 134/2023/R/com[7]).

La relazione illustrativa del Governo al D.L. n. 153/2024 evidenziava nell’ottobre 2024 nella disponibilità del GSE una quantità di gas in stoccaggio pari 12.199 GWh. Ipotizzando uno scenario di vendita del 100% del gas in giacenza e utilizzando l’ultima quotazione al tempo disponibile (02/09/2024) del prezzo forward relativo al Q1-25, 1° trimestre 2025, (ca. 43 €/MWh) al quale era stato applicato un liquidity factor del 95%, ne derivava una potenziale perdita pari a 2,22 miliardi di euro che, sommata alla perdita già realizzata al 31/03/2023 di circa 893 milioni di euro, restituiva una previsione di fabbisogno finanziario per la restituzione del prestito al MEF pari a circa 3,12 miliardi di euro.

 

Il comma 3-bis, aggiunto in sede referente, interviene sull’iter di attuazione del cd. bonus elettrodomestici, previsto dalla legge di bilancio 2025, la quale (legge n. 207/2014, articolo 1, commi 107-111, v. dossier del Servizio Studi) prevede, per il 2025, un contributo economico per incentivare l’acquisto di elettrodomestici ad alta efficienza energetica prodotti in Europa, favorendo il risparmio energetico, il riciclo degli apparecchi obsoleti e il sostegno all’industria.

Il comma 3-bis qui in commento interviene sul comma 107 dell’articolo 1 della citata legge di bilancio, espungendo il riferimento alla nuova classe energetica B come soglia minima di efficienza per l’acquisto e quindi per l’erogazione del contributo, e rinviando al decreto interministeriale previsto dal comma 110 l’individuazione degli elettrodomestici ad elevata efficienza energetica prodotti in uno stabilimento collocato nei territori dell’Unione europea, ai fini del corrispondente smaltimento dell’elettrodomestico sostituito di classe energetica inferiore a quella di nuova acquisto. Ai sensi del comma 110, il citato decreto interministeriale – che già ha il compito di stabilire criteri, modalità e termini per l’assegnazione del contributo – doveva essere adottato prevede che entro 60 giorni dall’entrata in vigore della legge di bilancio.

Il comma 3-bis interviene anche sul comma 109 dell’articolo 1 della legge di bilancio 2025, aggiungendo la previsione secondo cui la gestione dei contributi avverrà tramite la piattaforma informatica per l’erogazione di benefici economici concessi dalle amministrazioni pubbliche, di cui all’articolo 28-bis del decreto legge n. 152/2021, gestita da PagoPa s.p.a., mentre le attività istruttorie, di verifica e controllo delle risorse finanziarie, saranno svolte da Invitalia s.p.a: tali costi gestionali graveranno, entro il limite del 3,8%, sui 50 milioni di cui è dotato per il 2025 il fondo istituito nello stato di previsione del MIMIT ai sensi del predetto comma 109.

 

Articolo 1-bis
(Disposizioni per la promozione della costituzione di comunità energetiche rinnovabili)

 

 

 

L’articolo 1-bis, inserito in sede referente, modifica il comma 1 dell’articolo 31 decreto legislativo n. 199/2021, che disciplina i requisiti che i clienti finali devono rispettare per la costituzione di comunità energetiche rinnovabili.

Con le modifiche apportate alla lettera b) del comma 1 del suddetto articolo 31, viene estesa la nozione di socio o membro delle comunità, anche alle aziende territoriali per l’edilizia residenziale (ATER), agli istituti pubblici di assistenza e beneficienza (IPAB), alle aziende pubbliche per i servizi alle persone (ASP); viene inoltre specificato che le piccole e medie imprese (PMI), già incluse nel novero dei soggetti che esercitano poteri di controllo nelle comunità energetiche rinnovabili dal previgente testo della norma, possono anche essere partecipate da enti territoriali.

In merito agli istituti pubblici di assistenza e beneficienza (IPAB) si v. quanto si dirà a commento dell’articolo 3-bis del decreto-legge in conversione.

Con le modifiche intervenute alla lettera d) del comma 1 dell’articolo 31 del decreto legislativo n. 199/2021, invece, si specifica che la partecipazione alle comunità energetiche, da parte dei soggetti di cui sopra, è volontaria, e che l’esercizio dei poteri di controllo fa capo ai soggetti di cui alla lettera b), situati nel territorio in cui sono ubicati gli impianti per la condivisione.

 

 

Promozione dell’uso dell’energia da fonti rinnovabili (decreto legislativo n. 199/2021)
Testo vigente	Modificazioni apportate dall’art. 1-bis del D.L. n. 19/2025
Art. 31, comma 1 (Comunità energetiche rinnovabili)	Art. 31, comma 1 (Comunità energetiche rinnovabili)
[…]	[…]
b)la comunità è un soggetto di diritto autonomo e l’esercizio dei poteri di controllo fa capo esclusivamente a persone fisiche, PMI, associazioni con personalità giuridica di diritto privato, enti territoriali e autorità locali, ivi incluse le amministrazioni comunali, gli enti di ricerca e formazione, gli enti religiosi, quelli del terzo settore e di protezione ambientale nonché le amministrazioni locali contenute nell’elenco delle amministrazioni pubbliche divulgato dall’Istituto Nazionale di Statistica (di seguito: ISTAT) secondo quanto previsto all’articolo 1, comma 3, della legge 31 dicembre 2009, n. 196, che sono situate nel territorio degli stessi Comuni in cui sono ubicati gli impianti per la condivisione di cui al comma 2, lettera a); […] d) la partecipazione alle comunità energetiche rinnovabili è aperta a tutti i consumatori, compresi quelli appartenenti a famiglie a basso reddito o vulnerabili, fermo restando che l’esercizio dei poteri di controllo è detenuto dai soggetti aventi le caratteristiche di cui alla lettera b).	b) la comunità è un soggetto di diritto autonomo i cui soci o membri possono essere persone fisiche, PMI, anche partecipate da enti territoriali, associazioni, aziende territoriali per l’edilizia residenziale (Ater), istituti pubblici di assistenza e beneficenza (Ipab), aziende pubbliche per i servizi alle persone (Asp), consorzi di bonifica, enti e organismi di ricerca e formazione, enti religiosi, enti del terzo settore e associazioni di protezione ambientale nonché le amministrazioni locali contenute nell’elenco delle amministrazioni pubbliche divulgato dall’Istituto nazionale di statistica (ISTAT) secondo quanto previsto all’articolo 1, comma 3, della legge 31 dicembre 2009, n. 196   […] d) la partecipazione alle comunità energetiche rinnovabili è aperta e volontaria, fermo restando che l’esercizio dei poteri di controllo fa capo ai soggetti di cui alla lettera b) che sono situati nel territorio in cui sono ubicati gli impianti per la condivisione di cui al comma 2, lettera a).

 

 

 

Le comunità energetiche rinnovabili (CER)

 

L’articolo 42-bis del decreto-legge n. 162/2019 ha introdotto l’autoconsumo collettivo da fonti rinnovabili e le comunità di energia rinnovabile in Italia, effettuando un primo e parziale recepimento della direttiva 2018/2001, cd. direttiva RED II, poi recepita con il decreto legislativo n. 199/2021.

La base giuridica di riferimento per la disciplina delle configurazioni di autoconsumo diffuso è data dalle seguenti norme di rango primario:

·         Titolo IV, Capo I (articoli 30-33) e articolo 8 del d.lgs. n. 199/2021, di recepimento della direttiva RED II. Le norme in questione disciplinano configurazioni di autoconsumo che impiegano energia elettrica da fonti rinnovabili.

·         Articoli 14-16 del d.lgs. n. 210/2021, di recepimento della direttiva (UE) 2019/944 sul mercato interno dell’energia elettrica. Le norme disciplinano configurazioni di autoconsumo diffuso di energia elettrica da fonti rinnovabili e non;

Ai sensi di quanto dispone l’articolo 31 del d.lgs. n. 199/21, i clienti finali, inclusi i clienti domestici, hanno il diritto di organizzarsi in comunità energetiche rinnovabili, purché nel rispetto dei seguenti requisiti:

·         L’obiettivo principale della comunità non deve essere quello di realizzare profitti finanziari, bensì quello di fornire benefici ambientali, economici o sociali ai suoi soci o membri o alle aree locali in cui operano. Anche per le imprese, dunque, la partecipazione alla comunità di energia rinnovabile non può costituire l’attività commerciale e industriale principale.

·         La comunità è un soggetto di diritto autonomo e l’esercizio dei poteri di controllo fa capo esclusivamente a soggetti quali persone fisiche, PMI, associazioni con personalità giuridica di diritto privato, enti territoriali e autorità locali, incluse le amministrazioni comunali, gli enti di ricerca e formazione, gli enti religiosi, quelli del terzo settore e di protezione ambientale nonché le amministrazioni locali facenti parte del conto economico consolidato della PA incluse nell’apposito elenco divulgato dall’ISTAT, situate nel territorio degli stessi comuni in cui sono ubicati gli impianti per la condivisione dell’energia. Su tale punto interviene l’articolo in esame, per una trattazione del quale si rimanda a quanto detto supra nella scheda di lettura.

·         Per quanto riguarda le imprese, la partecipazione alla CER non può costituire l’attività commerciale e industriale principale;

·         La partecipazione alle comunità energetiche rinnovabili è aperta a tutti i consumatori, compresi quelli appartenenti a famiglie a basso reddito o vulnerabili, fermo restando che l’esercizio dei poteri di controllo è detenuto dai soggetti sopra indicati (articolo 31, comma 1). Anche su tale punto incide l’articolo in esame, elidendo il riferimento ai consumatori, compresi quelli appartenenti alle famiglie a basso reddito e vulnerabili. Il Ministero dell’ambiente e della sicurezza energetica, nelle FAQ pubblicate su proprio sito istituzionale, ha comunque specificato che le grandi imprese non possono essere membri di una CER. Il decreto 7 dicembre 2023, n. 414 del Ministro dell’ambiente e della sicurezza energetica del (cd. decreto CACER), che disciplina gli incentivi a favore delle configurazioni di autoconsumo diffuso di energia rinnovabile (sul decreto CACER vedi nel dettaglio più avanti), infatti, nelle premesse, richiama la decisione della Commissione europea C(2023) 8086 final del 22 novembre 2023 con la quale la medesima ha deciso di non sollevare obiezioni nei confronti della misura di aiuto di Stato di cui al decreto, in quanto compatibile con il mercato interno ai sensi dell’articolo 107, par. 3, lett. c) TFUE (qui la sintesi della decisione e qui il testo completo in inglese). Specificamente, viene richiamato il paragrafo 25, lettera d) della citata decisione della Commissione in cui, ai fini dell’accesso alla misura, si prevede che le imprese che sono soci o membri delle comunità energetiche devono essere PMI, e che la loro partecipazione alla comunità di energia rinnovabile non può costituire l’attività commerciale e industriale principale.

·         Rimane fermo che ciascun consumatore che partecipa a una comunità può detenere impianti a fonti rinnovabili direttamente interconnessi alla sua utenza, ai fini dell’energia condivisa rileva solo la produzione degli impianti a FER che risultano nella disponibilità e sotto il controllo della comunità.

·         L’energia autoprodotta deve essere utilizzata prioritariamente per l’autoconsumo istantaneo in sito, o per la condivisione con i membri della comunità, mentre l’energia eventualmente eccedentaria può essere accumulata e venduta anche tramite accordi di compravendita di energia elettrica rinnovabile, direttamente o mediante aggregazione.

·         I membri della comunità possono ricorrere anche a impianti di stoccaggio, con le medesime modalità stabilite per le comunità energetiche dei cittadini.

·         L’energia può essere condivisa nell’ambito della stessa zona di mercato, ferma restando la sussistenza del requisito di connessione alla medesima cabina primaria per l’accesso agli incentivi (di cui all’articolo 8, del d.lgs. n. 199/2021) e alla valorizzazione dell’energia autoconsumata in sede di determinazione delle componenti tariffarie da parte di ARERA (articolo 32, co. 3, lett. a) del d.lgs. n. 199/2021).

 

Dunque, come precisato dal GSE, una CER è una comunità che aggrega produttori da fonti rinnovabili e consumatori di energia. È quindi possibile partecipare alla CER in qualità di:

·         produttore di energia rinnovabile, soggetto che realizza un impianto fotovoltaico o di altra tipologia (idroelettrico, eolico, biogas, biomasse solide etc.);

·         autoconsumatore di energia rinnovabile, soggetto che possiede un impianto di produzione da fonte rinnovabile e che produce energia per soddisfare i propri consumi e condividere l’energia in eccesso con il resto della comunità;

·         consumatore di energia elettrica, soggetto che non possiede alcun impianto di produzione di energia, ma che ha una propria utenza elettrica, i cui consumi possono essere in parte coperti dall’energia elettrica rinnovabile prodotta dagli altri membri della comunità. Rientrano in tale casistica anche i clienti cosiddetti “Vulnerabili” e le famiglie a basso reddito.

 

Ai fini dell’applicazione della disciplina in esame, gli impianti realizzati dalla comunità devono essere entrati in esercizio dopo il 15 dicembre 2021 (data di entrata in vigore del d.lgs. n. 199/2021) fermo restando la possibilità di adesione per impianti esistenti, sempre di produzione di energia elettrica rinnovabile, per una misura comunque non superiore al 30 per cento della potenza complessiva che fa capo alla comunità.

Per ulteriori approfondimenti si rinvia alla pagina “Le comunità energetiche in pillole“ del sito istituzionale del GSE.

 

Una serie di interventi legislativi adottati a decorrere dall’anno 2022, hanno consentito alle pubbliche amministrazioni centrali e ad altri enti pubblici di costituire CER. Si richiamano in particolare i seguenti:

·         L’articolo 20, comma 2, del D.L. n. 17/2022 e ss. mod. e int., relativamente alla possibilità di costituzione di comunità energetiche rinnovabili da parte del Ministero della difesa e dei terzi concessionari dei beni del demanio militare;

·         L’articolo 9, comma 2, del D.L. n. 50/2022 ha previsto che le Autorità di Sistema Portuale possano – anche in deroga alle disposizioni previste dall’articolo 6, comma 11, della L. n. 84/94 – costituire una o più comunità energetiche rinnovabili ai sensi dell’articolo 31 del d.lgs. n. 199/21, in coerenza con il documento di pianificazione energetica e ambientale previsto dall’articolo 4-bis della medesima legge n. 84/94. Gli incentivi previsti dal D.lgs. n. 199/21 si applicano agli impianti di produzione alimentati da fonti rinnovabili inseriti in comunità energetiche rinnovabili costituite dalle Autorità di Sistema Portuale, anche se di potenza superiore a 1 MW.

·         L’articolo 10, comma 2 del D.L. n. 144/2022 relativamente alla possibilità di costituzione di comunità energetiche rinnovabili da parte del Ministero dell’interno, il Ministero della giustizia, gli uffici giudiziari e i terzi concessionari dei beni, anche con altre pubbliche amministrazioni centrali e locali anche per impianti superiori a 1 MW, e anche in deroga ai requisiti per la costituzione delle CER previsti dal d.lgs. n. 199/2021 e sopra descritti (di cui al comma 2, lett. b) e c), dell’articolo 31 del d.lgs.), e con facoltà di accedere ai regimi di sostegno previsti dal medesimo decreto legislativo anche per la quota di energia condivisa da impianti e utenze di consumo non connesse sotto la stessa cabina primaria, previo pagamento degli oneri di rete riconosciuti per l’illuminazione pubblica.

·         L’articolo 16, comma 3-bis del D.L. n. 13/2023, il quale ha disposto che anche l’Agenzia del demanio possa costituire comunità energetiche rinnovabili nazionali, anche per impianti superiori a 1 MW, con le amministrazioni dello Stato o con altre pubbliche amministrazioni centrali o locali, in deroga ai requisiti di cui all’articolo 31, comma 2, lettere b) e c) del d.lgs. n. 199/2021.

 

Autoconsumatore individuale e gruppo di autoconsumatori che agiscono collettivamente

L’autoconsumo individuale di energia rinnovabile si ha quando un cliente finale[8]:

a)      produce e accumula energia elettrica rinnovabile per il proprio consumo:

1) realizzando un impianto di produzione a fonti rinnovabili direttamente interconnesso all’utenza del cliente finale; l’impianto può essere nella titolarità o gestito anche da un terzo, purché questo sia soggetto alle istruzioni del cliente finale (e il terzo non è considerato di per sé autoconsumatore);

2) attraverso uno o più impianti di produzione da FER ubicati presso edifici o in siti diversi da quelli presso il quale l’autoconsumatore opera, fermo restando che tali edifici o siti devono essere nella disponibilità dell’autoconsumatore. In questo caso:

2.1) si è in presenza di un autoconsumatore individuale con linea diretta “a distanza” quando l’impianto è direttamente interconnesso all’utenza del cliente finale con un collegamento diretto di lunghezza non superiore a 10 chilometri, al quale non possono essere allacciate utenze diverse da quelle dell’unità di produzione e dell’unità di consumo; la linea diretta di collegamento tra l’impianto di produzione e l’unità di consumo, se interrata, è autorizzata con le stesse procedure di autorizzazione dell’impianto di produzione; l’impianto può essere di proprietà di un terzo o gestito da un terzo, purché sottoposto alle istruzioni del cliente finale (articolo 30, comma 1, lett. a), n. 2.1);

2.2)   si è in presenza di un autoconsumatore individuale che utilizza la rete di distribuzione “a distanza” quando si utilizza la rete di distribuzione esistente per condividere l’energia prodotta dagli impianti a fonti rinnovabili e consumarla nei punti di prelievo dei quali sia titolare lo stesso autoconsumatore.

b)      vende l’energia elettrica rinnovabile autoprodotta e può offrire servizi ancillari e di flessibilità, eventualmente per il tramite di un aggregatore.

 

Nel caso in cui più clienti finali si associno per divenire autoconsumatori di energia rinnovabile che agiscono collettivamente:

a) tali autoconsumatori devono trovarsi nello stesso edificio o condominio;

b) ciascun autoconsumatore può produrre e accumulare energia elettrica rinnovabile con le modalità già suindicate, o possono essere realizzati impianti comuni;

c) si utilizza la rete di distribuzione per condividere l’energia prodotta dagli impianti a fonti rinnovabili, anche ricorrendo a impianti di stoccaggio, con le stesse modalità stabilite per le comunità energetiche;

d) l’energia autoprodotta è utilizzata prioritariamente per i fabbisogni degli autoconsumatori e l’energia eccedentaria può essere accumulata e venduta anche tramite accordi di compravendita di energia elettrica rinnovabile, direttamente o mediante aggregazione;

e) la partecipazione al gruppo di autoconsumatori di energia rinnovabile che agiscono collettivamente non può costituire l’attività commerciale e industriale principale delle imprese private (art. 30, comma 2, lett. e) del D.lgs. n. 199/2021).

 

Il Ministero dell’ambiente e della sicurezza energetica, nelle FAQ pubblicate su proprio sito istituzionale, ha specificato che le grandi imprese possono far parte di un gruppo di autoconsumatori rinnovabili.

Il decreto legislativo n. 210/2021, di recepimento nell’ordinamento nazionale della direttiva 2019/944/UE sul mercato interno dell’energia elettrica disciplina:

·         il cliente attivo, inteso sia come singolo cliente attivo “a distanza” che utilizza la rete di distribuzione sia come gruppo di clienti attivi che agiscono collettivamente. Il cliente attivo è un cliente finale o un gruppo di clienti finali ubicati in un edificio o condominio che agiscono collettivamente, che, all’interno dei propri locali, svolgono almeno una delle seguenti funzioni: produzione di energia elettrica per il proprio consumo, accumulo o vendita di energia elettrica autoprodotta, partecipazione a meccanismi di efficienza energetica o di flessibilità, eventualmente per mezzo di un soggetto aggregatore. Tali attività non possono in ogni caso costituire l’attività commerciale o professionale principale di tali clienti (articolo 3, comma 2).  I clienti attivi che agiscono collettivamente regolano i rapporti tramite un contratto di diritto privato, individuando un soggetto responsabile. La titolarità e la gestione, compresi l’installazione, il funzionamento, il trattamento dei dati e la manutenzione degli eventuali impianti di produzione e di stoccaggio, ubicati nell’edificio o condominio nonché in siti diversi nella disponibilità dei clienti attivi medesimi, la cui produzione rileva ai fini della condivisione dell’energia operata dai clienti attivi, può essere in capo a un soggetto terzo, purché quest’ultimo sia soggetto alle istruzioni di uno o più clienti attivi del gruppo (articolo 14, comma 4).

·         la comunità energetica dei cittadini, quale soggetto di diritto, con o senza personalità giuridica:

- fondato sulla partecipazione volontaria e aperta;

- controllato da membri o soci che siano persone fisiche, piccole imprese, autorità locali, incluse le amministrazioni comunali, gli enti di ricerca e formazione, gli enti del terzo settore e di protezione ambientale, gli enti religiosi, nonché le amministrazioni locali contenute nell’elenco delle pubbliche amministrazioni facenti parte del conto economico consolidato della PA divulgato dall’Istat;

- che ha lo scopo principale di offrire ai suoi membri o soci o al territorio in cui opera benefici ambientali, economici o sociali a livello di comunità anziché perseguire profitti finanziari;

- che può partecipare alla generazione, alla distribuzione, alla fornitura, al consumo, all’aggregazione, allo stoccaggio dell’energia, ai servizi di efficienza energetica, o a servizi di ricarica per veicoli elettrici o fornire altri servizi energetici ai suoi membri o soci (articolo 3, comma 3).

I suddetti soggetti gestiscono l’energia elettrica prodotta da fonti rinnovabili e non.

Si rileva, infine, che la direttiva 2024/1711/UE apporta una serie di modifiche e integrazioni alla precedente direttiva 2019/944/UE sul mercato al dettaglio per l’energia elettrica. Essa deve essere recepita dagli Stati membri entro il 17 gennaio 2025. Per quanto riguarda le disposizioni sulla libertà di scelta del fornitore (nuovo art. 4 nella direttiva 2019/944/UE) e sul diritto alla condivisione dell’energia (nuovo art. 15-bis nella direttiva 2019/944/UE), l’entrata in vigore da parte degli Stati membri è prevista entro il 17 luglio 2026.

L’articolo 15-bis riconosce il diritto alla condivisione dell’energia a una vasta platea di soggetti, tra cui clienti civili, piccole e medie imprese, enti pubblici e altre categorie individuate dagli Stati membri. Il principio fondamentale è che tutti questi soggetti possano partecipare, in modo non discriminatorio, alla condivisione di energia rinnovabile all’interno della stessa zona di offerta o di un’area geografica più ristretta, definita a livello nazionale. L’articolo prevede che i clienti attivi abbiano la possibilità di condividere tra loro energia rinnovabile, attraverso accordi privati o tramite un soggetto giuridico, fermo restando che tale attività non costituisca la loro principale occupazione commerciale o professionale.  Inoltre, viene stabilito che i clienti attivi abbiano diritto a vedersi dedurre l’energia condivisa dal proprio consumo elettrico, a beneficiare dei diritti e obblighi dei consumatori e a non dover rispettare gli obblighi che gravano sui fornitori, entro certi limiti di capacità per abitazioni e condomini.

Un’attenzione particolare è rivolta ai clienti vulnerabili e in povertà energetica, per i quali gli Stati membri devono adottare misure di supporto, anche finanziario, affinché possano partecipare alla condivisione. In progetti di proprietà pubblica, almeno il 10% dell’energia condivisa dovrebbe essere destinata a tali soggetti.

 

Sistema incentivante

 

Il d.lgs. n. 199/2021 regola dunque “a regime” l’autoconsumo e le comunità energetiche rinnovabili nel Titolo IV, Capo I (articoli 30-33). Specifica, all’articolo 32, che i clienti finali organizzati in una delle configurazioni di autoconsumo:

a) mantengono i loro diritti di cliente finale, compreso quello di scegliere il proprio venditore;

b) possono recedere in ogni momento dalla configurazione di autoconsumo, fermi restando eventuali corrispettivi concordati in caso di recesso anticipato per la compartecipazione agli investimenti sostenuti, che comunque devono risultare equi e proporzionati;

c) regolano i rapporti tramite un contratto di diritto privato che tiene conto di quanto sopra prescritto, e che individua univocamente un soggetto, responsabile del riparto dell’energia condivisa. I clienti finali partecipanti possono, inoltre, demandare a tale soggetto la gestione delle partite di pagamento e di incasso verso i venditori e il GSE^[9].

 

Lo stesso articolo 32, al comma 3, ha conferito ad ARERA il compito di adottare i provvedimenti attuativi necessari al funzionamento della disciplina sull’autoconsumo e sulle comunità di energia rinnovabile, al fine di:

a.       definire, nei casi di impianti di produzione e punti di prelievo connessi alla porzione di rete di distribuzione sottesa alla stessa cabina primaria, anche in via forfettaria, il valore delle componenti tariffarie disciplinate in via regolata, nonché di quelle connesse al costo della materia prima energia, che non risultano tecnicamente applicabili all’energia condivisa, in quanto energia istantaneamente auto-consumata sulla stessa porzione di rete (cd. meccanismo di valorizzazione dell’energia elettrica autoconsumata, mediante la restituzione delle componenti tariffarie);

b.      definire le modalità di verifica del rispetto del requisito di connessione alla stessa cabina primaria, ciò anche ai fini dell’accesso agli incentivi. A tal fine, i distributori devono rendere pubblici i perimetri delle cabine primarie;

c.       individuare le modalità con le quali i clienti domestici possono richiedere alle rispettive società di vendita, in via opzionale, lo scorporo in bolletta della quota di energia condivisa;

d.      adottare le disposizioni necessarie affinché i clienti finali che partecipano a una comunità energetica rinnovabile mantengano i diritti e gli obblighi di clienti finali o clienti domestici e non possano essere sottoposti, per la partecipazione a una comunità, a procedure o condizioni ingiustificate e discriminatorie;

e.       adottare le disposizioni necessarie affinché per le isole minori non interconnesse non si applichi il limite della cabina primaria ai fini della valorizzazione dell’autoconsumo (meccanismo di cui alla sopra citata lett. a)) e dell’accesso agli incentivi specificamente previsti per le CACER dall’articolo 8 del d.lgs. n. 199/2021.

 

ARERA ha quindi adottato la deliberazione 27 dicembre 2022 n. 727/2022/R/EEL di approvazione del Testo integrato autoconsumo diffuso (TIAD), che regola le modalità per valorizzare l’autoconsumo diffuso, disciplinando il meccanismo di funzionamento e i contributi di valorizzazione che spettano all’energia autoconsumata nell’ambito delle configurazioni ammesse, ai sensi degli articoli 8, 30- 33 del d.lgs. 199/2021 e degli articoli 14 e 16 del d.lgs. 210/2021. L’applicazione del TIAD è stata connessa all’entrata in vigore del decreto del MASE di definizione degli strumenti di incentivazione economica per le CACER (ai sensi dell’articolo 8 del d.lgs. n. 199).

La normativa attuativa di rango secondario è data, infatti, anche dal decreto 7 dicembre 2023, n. 414 del MASE (cd. decreto CACER), in vigore dal 24 gennaio 2024, il quale ha definito le nuove modalità di concessione di incentivi per promuovere la realizzazione di impianti alimentati da fonti rinnovabili inseriti in configurazioni di comunità energetiche (CER), gruppi di autoconsumatori e autoconsumatore a distanza. Il decreto disciplina anche gli incentivi riconosciuti dall’Investimento del PNRR M2C2 I 1.2 a favore delle CER e dei gruppi di autoconsumatori in comuni con popolazione inferiore a 5.000 abitanti.

Le regole tecnico-operative del GSE – redatte in attuazione dell’art. 11 del decreto CACER e dell’art. 11 dell’Allegato A del TIAD e approvate con decreto direttoriale del MASE 23 febbraio 2024, n. 22 – disciplinano, tra l’altro, le modalità e le tempistiche di riconoscimento degli incentivi, del contributo di valorizzazione previsto dal TIAD e del contributo in conto capitale per le comunità energetiche rinnovabili previsto dal PNRR.

La disciplina transitoria (decreto del Ministro dello sviluppo economico 16 settembre 2020) ha cessato di applicarsi decorsi sessanta giorni dalla data di entrata in vigore del citato decreto di approvazione delle regole operative per l’accesso al servizio per l’autoconsumo diffuso e il contributo in conto capitale. Fino al 24 aprile 2024 è stato quindi possibile presentare una richiesta di accesso al servizio di incentivazione e valorizzazione dell’energia condivisa ai sensi della disciplina transitoria (nel rispetto delle condizioni previste dalle regole tecniche, aggiornate in data 4 aprile 2022).

Si rileva che ad oggi risulta ancora inattuata la previsione di cui alla lett. c) dell’articolo 32, comma 3 del d.lgs. n. 199/2021 relativa alle modalità con cui i clienti domestici possono richiedere lo scorporo in bolletta della quota di energia condivisa. L’ARERA nel suo documento per la consultazione 390/2022/R/eel ha evidenziato che lo scorporo “non possa essere inteso nel senso fisico del termine, cioè in termini di kWh, poiché comporterebbe rilevanti oneri amministrativi e impatti negativi tali da renderla non applicabile per diversi motivi. Innanzitutto esso comporterebbe rilevanti complessità gestionali, che potrebbero indurre le società di vendita a rinunciare ai clienti finali che fanno parte delle configurazioni per l’autoconsumo e presupporrebbe, altresì, la definizione di modalità di ristoro dei minori ricavi derivanti alle società di vendita per motivi a loro non imputabili”. L’ARERA intende quindi dare attuazione alla disposizione normativa prevedendo che il GSE eroghi su base mensile la quota spettante a ciascun cliente finale domestico alla società di vendita al dettaglio di competenza anziché al medesimo referente e che tale proposta potrebbe comunque richiedere diversi mesi prima di poter essere implementata.

 

I meccanismi di incentivazione per gli impianti a fonti rinnovabili inseriti in configurazioni di autoconsumo collettivo o in comunità energetiche rinnovabili sono stati delineati, nei loro principi essenziali, nell’articolo 8 del d.lgs. n. 199/2021.

Tale articolo ha introdotto importanti novità rispetto alla disciplina sperimentale già prevista per l’autoconsumo collettivo da FER e per le CER dal D.L. n. 162/2019 (L. n. 8/2020) e dal citato decreto del MISE 16 settembre 2020 ^[10].

L’articolo 8 del d.lgs. n. 199/2021, al comma 1 – nel demandare ad un decreto ministeriale la definizione della disciplina di dettaglio incentivante per autoconsumatori di energia rinnovabile che agiscono collettivamente e per comunità energetiche rinnovabili – prevede che lo stesso si conformi ai seguenti principi:

·         possono accedere all’incentivo gli impianti a fonti rinnovabili che hanno singolarmente una potenza non superiore a 1 MW (in luogo 0,2 MW, invece previsti dalla disciplina sperimentale del 2019), che entrano in esercizio in data successiva al 15 dicembre 2021 (alinea e lett. a)).

Dunque, In caso di impianti di potenza superiore a 1 MW sarà riconosciuto solamente il contributo di valorizzazione dell’energia elettrica autoconsumata previsto nel TIAD.

·         l’incentivo è erogato solo in riferimento alla quota di energia condivisa da impianti e utenze di consumo connesse sotto la stessa cabina primaria (non più secondaria).

·         Nei casi in cui la condivisione è effettuata sfruttando la rete pubblica di distribuzione, è previsto un unico conguaglio, composto dalla restituzione delle componenti tariffarie non dovute ai sensi di quanto previsto da ARERA, compresa la quota di energia condivisa, e dall’incentivo (lett. b) e d));

·         l’incentivo è erogato in forma di tariffa incentivante attribuita alla sola quota di energia prodotta dall’impianto e condivisa all’interno della configurazione (lett. c));

·         la domanda di accesso agli incentivi è presentata alla data di entrata in esercizio e non è richiesta la preventiva iscrizione a bandi o registri (lett. e));

·         l’accesso all’incentivo è garantito fino al raggiungimento di contingenti di potenza stabiliti, su base quinquennale (lett. f)).

Il decreto del Ministro dell’ambiente e della sicurezza energetica attuativo della disciplina di cui all’articolo 8 avrebbe dovuto essere adottato entro il 13 giugno 2022 (180 giorni dalla data di entrata in vigore del D.lgs. n. 199/2021). Dopo un lungo iter, che ha visto una serrata interlocuzione tra il Governo italiano e la Commissione UE (che ha valutato la compatibilità della disciplina alla luce della normativa sugli aiuti di Stato, autorizzandola con decisione C(2023) 8086 final del 22 novembre 2023), è stato adottato il già citato decreto attuativo, D.M. 7 dicembre 2023, n. 414 del Ministro dell’Ambiente e della Sicurezza Energetica del (cd. decreto CACER), in vigore dal 24 gennaio 2024.

Il decreto ha definito, ai sensi degli articoli 8 e 30-32 del d.lgs. n. 199/2021, le nuove modalità di concessione di incentivi per promuovere la realizzazione di impianti alimentati da fonti rinnovabili inseriti in configurazioni di comunità energetiche (CER), gruppi di autoconsumatori che agiscono collettivamente e autoconsumatori che utilizzano la rete di distribuzione “a distanza”. L’autoconsumatore che utilizza la rete di distribuzione a distanza accede infatti agli incentivi, così come ai meccanismi di valorizzazione dell’energia elettrica autoconsumata, mediante la restituzione delle componenti tariffarie previste dall’ARERA nel TIAD, ai sensi di quanto disposto dall’articolo 30, comma 1, lett. c) e lett. a) n. 2.2. Inoltre, si rammenta che, nel caso di CER, ai fini dell’accesso agli incentivi per i relativi impianti, tutti i consumatori e tutti i produttori che fanno parte della CER devono essere ubicati nell’area geografica i cui punti di connessione alla rete elettrica nazionale (POD) sono sottesi alla medesima cabina elettrica primaria (articolo 31, comma 2, lett. c)).

Il decreto ministeriale disciplina anche gli incentivi riconosciuti dall’investimento del PNRR M2C2 I 1.2 “Promozione rinnovabili per le comunità energetiche e l’auto-consumo” a favore delle CER e dei gruppi di autoconsumatori che agiscono collettivamente i cui impianti sono collocati nei comuni con popolazione inferiore ai 5.000 abitanti (sugli investimenti del PNRR, si rinvia qui, al sito del GSE).

Il decreto ministeriale prevede, quindi, due misure di sostegno (che vengono così riassunte dal GSE ( e qui meglio dettagliate):

1. Una tariffa incentivante (contributo in conto esercizio) sulla quota di energia condivisa incentivabile per gli impianti a fonti rinnovabili inseriti in configurazioni di autoconsumo. Le tipologie di configurazione che accedono alla tariffa incentivante sono, come detto, le comunità di energia rinnovabile, i gruppi di autoconsumatori e gli autoconsumatori a distanza. La tariffa può essere richiesta fino al trentesimo giorno successivo alla data di raggiungimento di un contingente di potenza incentivata pari a 5 GW, e comunque non oltre il 31 dicembre 2027.

2. Un contributo in conto capitale (a fondo perduto) a valere sulle risorse del PNRR, fino al 40% dei costi ammissibili, per lo sviluppo delle comunità energetiche e delle configurazioni di autoconsumo collettivo, i cui impianti sono collocati nei comuni con popolazione inferiore ai 5.000 abitanti. Le tipologie di configurazione ammesse ai benefici della misura PNRR sono, come detto, le Comunità Energetiche Rinnovabili e i gruppi di autoconsumatori di energia rinnovabile che agiscono collettivamente. Le richieste di accesso al contributo avrebbero dovuto essere inviate entro e non oltre il 31 marzo 2025. Tale termine è stato successivamente prorogato dal D.M. 59/2025 al 30 novembre 2025, fermo restando che tutti gli impianti ammessi al contributo dovranno entrare in esercizio entro 18 mesi a partire dalla data di ammissione al contributo e comunque non oltre il 30 giugno 2026, termine ultimo per l’attuazione della misura consistente nella realizzazione di una potenza complessiva di almeno 2 GW, nel limite delle risorse finanziarie attribuite dal sopra indicato investimento PNRR, di 2,2 miliardi di euro.

In relazione alle difficoltà registrate nello sviluppo delle CER, nella risposta all’interrogazione parlamentare 5/03778 del 25 marzo 2025 il Sottosegretario di Stato al Ministero dell’ambiente e della sicurezza energetica, Claudio Barbaro, ha affermato che il GSE ha attivato molteplici misure per promuovere la diffusione delle CER, tra cui l’avvio di iniziative di formazione e informazione, nonché la pubblicazione di diverse guide e documenti di supporto per gli operatori. È stato inoltre sottoscritto un accordo di collaborazione con la Rete nazionale delle agenzie energetiche locali che ha consentito la nascita di un «one stop shop» nazionale per lo sviluppo delle CER, con l’obiettivo di garantire un supporto diretto e immediato sul territorio, accompagnando i soggetti proponenti sin dalle prime fasi di costituzione delle CER e fino alla presentazione delle domande di agevolazione al GSE.

 

 

Articolo 1-ter
(Entrata in esercizio di impianti asserviti a comunità energetiche)

 

 

 

L’articolo 1-ter, aggiunto in sede referente, specifica le modalità di ottenimento dei previsti incentivi per gli impianti, annessi alle comunità energetiche rinnovabili, che abbiano avviato la propria attività entro 150 giorni dalla data di adozione del decreto del MASE n. 414/2023 che disciplina gli incentivi a favore delle configurazioni di autoconsumo diffuso di energia rinnovabile (cd. decreto CACER). A tal fine stabilisce che, per il conseguimento degli incentivi previsti dall’articolo 3, comma 2, lettera c) del predetto decreto ministeriale, deve essere prodotta documentazione che dimostri che l’impianto sia stato realizzato per l’inserimento in una configurazione di comunità energetica, sebbene la stessa non sia stata ancora regolarmente costituita.

Il decreto del MASE n. 414/2023 prevede infatti, all’articolo 2, comma 3, lettera c), che gli incentivi, applicati ad impianti a fonti rinnovabili inseriti all’interno di configurazioni di autoconsumo per la condivisione dell’energia rinnovabile, siano erogati a condizione che queste risultino già regolarmente costituite alla data di esercizio degli impianti che accedono al beneficio.

Il decreto CACER è entrato in vigore il giorno successivo a quello della sua pubblicazione sul sito istituzionale del Ministero dell’ambiente e della sicurezza energetica, avvenuta il 23 gennaio 2024.

L’articolo 1-ter stabilisce inoltre che, entro novanta giorni dalla entrata in vigore della legge di conversione del decreto-legge in esame, il MASE, su proposta del CSE, aggiorni le regole operative approvate ai sensi dell’articolo 11, comma 1, del decreto CACER.

Come si evince da tale comma, infatti, le regole operative per l’accesso ai benefici sono approvate entro trenta giorni dalla data in entrata in vigore del decreto stesso, con decreto del Ministero su proposta del GSE, e previa verifica da parte di ARERA per le parti di sua competenza, ai sensi del Testo integrato autoconsumo diffuso (TIAD).

L’approvazione di tali regole è avvenuta con il decreto direttoriale del MASE n. 22 del 23 febbraio 2024.

Per maggiori approfondimenti sulla normativa, primaria e secondaria, a supporto delle configurazioni per l’autoconsumo diffuso si rimanda al box di approfondimento contenuto a corredo della scheda di lettura relativa all’articolo 1-bis del decreto-legge in esame.

 

 

Articolo 1-quater
(Misure per il rafforzamento della tutela dei crediti della CSEA)

 

 

 

L’articolo 1-quater, aggiunto in sede referente, introduce misure per il rafforzamento della tutela dei crediti della Cassa per i servizi energetici e ambientali (CSEA).

In particolare, il comma 1 prevede che i crediti vantati dalla Cassa nei confronti di soggetti obbligati al versamento degli oneri generali di sistema e delle ulteriori componenti tariffarie, siano assistiti da privilegio generale su ogni bene mobile del debitore.

La previsione del privilegio generale, specifica la relazione illustrativa allegata alla proposta emendativa, si inserisce nel quadro normativo vigente in materia di crediti assistiti da prelazione, conformemente agli articoli 2751 e seguenti del codice civile. In particolare, il privilegio si giustifica alla luce della natura pubblicistica delle somme riscosse dalla CSEA, analogamente a quanto già previsto per crediti di natura tributaria e previdenziale.

 

La relazione tecnica precisa che l’attribuzione di un privilegio generale ai crediti vantati dalla Cassa per i servizi energetici e ambientali risponde alla necessità di assicurare la stabilità economico-finanziaria della filiera energetica e ambientale, tramite la tempestiva e puntuale riscossione degli oneri generali di sistema e delle ulteriori componenti tariffarie. La norma mira altresì a rafforzare la tutela del credito della CSEA, riducendo il rischio di mancato incasso e garantendo la sostenibilità degli interventi finanziati attraverso tali risorse.

Sempre secondo la relazione tecnica, l’introduzione di tale privilegio generale, procurerebbe benefici qualora il credito vantato dalla CSEA nei confronti degli operatori risulti confluito all’interno di una procedura concorsuale.

Da un lato, si precisa, la misura garantirebbe una maggior efficacia nel recupero delle somme dovute, in virtù della più alta percentuale di ristoro riconosciuta alla categoria dei crediti privilegiati rispetto a quella dei crediti chirografari; conseguentemente, la certezza di una maggior riscossione consentirebbe di garantire il finanziamento delle attività supportate, attraverso gli oneri generali di sistema e le ulteriori componenti tariffarie, evitando ripercussioni negative sulle imprese e sui clienti finali, incrementando così la stabilità del sistema. Dall’altro la definizione della posizione della CSEA, quale creditore privilegiato, ridurrebbe il rischio di contenziosi e ritardi nei procedimenti di recupero del credito.

 

Il comma 2 fa salve le ulteriori forme di garanzia e di tutela previste dalla normativa vigente in favore della CSEA per il recupero dei propri crediti.

 

Sulla Cassa per i servizi energetici e ambientali (CSEA) si rimanda al box di approfondimento contenuto nella scheda di lettura dell’articolo 1 del presente decreto-legge.

 

 

 

 

 

 

Articolo 2
(Disposizioni urgenti per la fornitura di energia elettrica
ai clienti vulnerabili)

 

 

 

 

L’articolo 2, al comma 1, apporta alcune modifiche all’articolo 11 del decreto legislativo n. 210/2021.

Si ricorda che l’articolo 11 del d.lgs. n. 210/2021 individua, al comma 1, la platea dei clienti vulnerabili, definendoli come coloro:

a)   che si trovano in condizioni economicamente svantaggiate o che versano in gravi condizioni di salute, tali da richiedere l’utilizzo di apparecchiature medico-terapeutiche alimentate dall’energia elettrica, necessarie per il loro mantenimento in vita, ai sensi dell’articolo 1, comma 75, L. n. 124/2017;

b)   presso i quali sono presenti persone che versano in gravi condizioni di salute, tali da richiedere l’utilizzo di apparecchiature medico-terapeutiche alimentate dall’energia elettrica, necessarie per il loro mantenimento in vita;

c)   che rientrano tra i soggetti con disabilità ai sensi dell’articolo 3 L. n. 104/1992;

d)   le cui utenze sono ubicate nelle isole minori non interconnesse;

e)   le cui utenze sono ubicate in strutture abitative di emergenza a seguito di eventi calamitosi;

f)    di età superiore ai 75 anni.

 

L’articolo 2 del decreto-legge della cui conversione si discute, al comma 1, apporta alcune modifiche ai commi 2 e 2-bis del predetto articolo 11, graficamente evidenziate nella tabella sottostante.

 

Decreto legislativo n. 210/2021
Testo previgente	Modificazioni apportate dall’art. 2 del D.L. n.  19/2025
Art. 11 (Clienti vulnerabili e in condizioni di povertà energetica)	Art. 11 (Clienti vulnerabili e in condizioni di povertà energetica)
2. A decorrere dalla data di cessazione del servizio di maggior tutela di cui all’articolo 1, comma 60, della legge 4 agosto 2017, n. 124, i clienti vulnerabili di cui al comma 1 hanno diritto a essere riforniti di energia elettrica, nell’ambito del servizio di vulnerabilità di cui al presente comma, secondo le condizioni disciplinate dall’Autorità di regolazione per energia, reti e ambiente (ARERA) e a un prezzo che riflette il costo dell’energia elettrica nel mercato all’ingrosso e costi efficienti delle attività di commercializzazione del servizio medesimo, determinati sulla base di criteri di mercato. La società Acquirente unico Spa svolge, secondo modalità stabilite dall’ARERA e basate su criteri di mercato, la funzione di approvvigionamento centralizzato dell’energia elettrica all’ingrosso per la successiva cessione agli esercenti il servizio di vulnerabilità. Il servizio di vulnerabilità è esercito da fornitori iscritti nell’elenco dei soggetti abilitati alla vendita di energia elettrica al dettaglio di cui al decreto del Ministro della transizione ecologica 25 agosto 2022, n. 164, e individuati mediante procedure competitive svolte dalla società Acquirente unico Spa ai sensi del comma 2-bis, lettera b), del presente articolo.	2. A decorrere dalla data di cessazione del servizio di maggior tutela di cui all’articolo 1, comma 60, della legge 4 agosto 2017, n. 124, i clienti vulnerabili di cui al comma 1 hanno diritto a essere riforniti di energia elettrica, nell’ambito del servizio di vulnerabilità di cui al presente comma, secondo le condizioni disciplinate dall’Autorità di regolazione per energia, reti e ambiente (ARERA) e a un prezzo che riflette il costo dell’energia elettrica nel mercato all’ingrosso e costi efficienti delle attività di commercializzazione del servizio medesimo, determinati sulla base di criteri di mercato. La società Acquirente unico S.p.a.  svolge, secondo condizioni   e modalità stabiliti dall’ARERA, la funzione di approvvigionamento centralizzato dell’energia elettrica all’ingrosso per la successiva cessione agli esercenti il servizio di vulnerabilità, utilizzando gli strumenti disponibili sui mercati regolamentati dell’energia elettrica ovvero mediante la stipula di contratti bilaterali a termine con operatori del mercato all’ingrosso selezionati all’esito di procedure competitive gestite dalla società medesima. Il servizio di vulnerabilità è esercito da fornitori iscritti nell’elenco dei soggetti abilitati alla vendita di energia elettrica al dettaglio di cui al decreto del Ministro della transizione ecologica 25 agosto 2022, n. 164, e individuati mediante procedure competitive svolte dalla società Acquirente unico Spa ai sensi del comma 2-bis, lettera b), del presente articolo.
2-bis. Per le finalità di cui al comma 2, entro sessanta giorni dalla data di entrata in vigore della presente disposizione, l’ARERA disciplina il servizio di vulnerabilità, prevedendo, in particolare: a) la limitazione del servizio alla sola fornitura di energia elettrica; […]	2-bis. Per le finalità di cui al comma 2, l’ARERA disciplina il servizio di vulnerabilità, prevedendo, in particolare: 0a) la decorrenza del servizio da una data non anteriore alla conclusione del servizio a tutele graduali di cui all’articolo 1, comma 60, della legge 4 agosto 2017, n. 124; a) identico; […]

 

In particolare, il comma 2 dell’articolo 11 del d.lgs. n. 210 già prevede che i clienti vulnerabili, a decorrere dalla data di cessazione del servizio di maggior tutela (ovvero, ai sensi della deliberazione ARERA 362/2023 così come modificata dalla deliberazione 600/2023, dal 1° luglio 2024), abbiano diritto ad essere riforniti di energia elettrica nell’ambito del nuovo servizio di vulnerabilità, secondo le condizioni disciplinate da ARERA, ad un prezzo che corrisponda a quello dell’energia nel mercato all’ingrosso, e con costi efficienti del servizio di commercializzazione, determinati in base a criteri di mercato.

Il comma 1 dell’articolo 2 del decreto-legge qui in esame modifica questa previsione (riscrivendo, con la lett. a), il secondo periodo del comma 2 dell’articolo 11) e precisa che la società Acquirente unico s.p.a. – che già ai sensi della formulazione previgente svolge la funzione di approvvigionamento centralizzato dell’energia elettrica all’ingrosso per la successiva cessione agli esercenti il servizio di vulnerabilità, secondo condizioni e modalità stabiliti da ARERA – a tal fine utilizzi gli strumenti disponibili sui mercati regolamentati dell’energia elettrica, ovvero ricorra alla stipula di contratti bilaterali a termine con operatori del mercato all’ingrosso selezionati all’esito di procedure competitive gestite dallo stesso Acquirente unico.

Inoltre, sempre il comma 1 dell’articolo 2 del decreto-legge qui in esame integra (attraverso la lett. b)) il dettato del comma 2-bis dell’articolo 11 del d.lgs. n. 210, da un lato sopprimendo il termine di sessanta giorni entro cui ARERA deve intervenire per disciplinare il servizio di vulnerabilità, dall’altro stabilendo che tale servizio, per gli utenti vulnerabili, decorra non prima della conclusione del servizio a tutele graduali, prevista – ai sensi del combinato disposto dell’articolo 1, comma 60, della legge n. 124/2017 (legge annuale per il mercato e la concorrenza)  e del D.M. 17 maggio 2023 – per il 31 marzo 2027.

Infine, sempre il comma 1 dell’articolo 2 del decreto-legge qui in esame, tramite la lett. c), aggiunge un nuovo comma 2-quater all’articolo 11 del decreto legislativo n. 210/2021, che introduce un regime transitorio nelle more dell’aggiudicazione del servizio di vulnerabilità: in particolare si prevede che i clienti vulnerabili che non abbiano selezionato un fornitore nel servizio a tutele graduali o nel mercato libero continuino ad essere riforniti attraverso il servizio di maggiore tutela, e la società Acquirente unico s.p.a. svolga la relativa funzione di approvvigionamento sulla base di condizioni stabilite, in via d’urgenza, dall’ARERA, entro trenta giorni dalla data di entrata in vigore della presente disposizione. Tale funzione di approvvigionamento può essere svolta sia tramite i mercati regolamentati (di cui all’articolo 1-bis del decreto-legge n. 50/2022), sia mediante la stipula, con operatori del mercato all’ingrosso selezionati all’esito di procedure competitive gestite dalla società medesima, di contratti bilaterali a termine anche a prezzi fissi, a condizione che i prezzi medesimi non siano superiori alla media dei prezzi a termine rilevabili nei mercati europei caratterizzati da maggiore liquidità per i prodotti a termine di analoga durata.

 

Il comma 2 definisce alcune finalità prioritarie a cui dovrà tendere il Piano sociale per il clima (PSC).

Viene infatti stabilito che, nel rispetto delle finalità previste dal regolamento (UE) 2023/955 (che disciplina, tra l’altro, la presentazione da parte di ogni Stato membro di un apposito piano sociale per il clima, v. infra), nell’ambito delle misure di attuazione del PSC sono previste specifiche misure di investimento e sostegno per famiglie e microimprese vulnerabili, in misura non superiore al 50% del totale delle risorse disponibili, anche con modalità flessibili e diversificate in ragione dell’andamento dei prezzi dei prodotti energetici, in maniera da garantire misure di intervento immediato per la riduzione dei possibili impatti negativi ai fini dell’accesso a servizi energetici essenziali.

 

 

Il regolamento (UE) 2023/955 ha istituito il Fondo sociale per il clima per il periodo compreso tra il 2026 e il 2032, al fine di fornire sostegno finanziario agli Stati membri per le misure e gli investimenti inclusi nei rispettivi piani sociali per il clima.

Lo stesso regolamento prevede che le misure e gli investimenti sostenuti dal Fondo in questione sono utilizzati a beneficio delle famiglie, delle microimprese e degli utenti dei trasporti che sono vulnerabili e risentono particolarmente dell’inclusione, nel sistema di emission trading disciplinato dalla direttiva 2003/87/CE (le cui disposizioni di recepimento nell’ordinamento nazionale sono contenute nel d.lgs. n. 47/2020), delle emissioni di gas a effetto serra prodotte dagli edifici e dal trasporto su strada.

Si ricorda che tale inclusione è stata disposta dalla direttiva 2023/959/UE. Tale direttiva (recepita dall’Italia con il d.lgs. 10 settembre 2024, n. 147) ha infatti modificato e integrato la direttiva 2003/87/CE al fine di prevedere, tra l’altro, l’istituzione di un nuovo e distinto sistema ETS (c.d. ETS 2) da applicare, a decorrere dal 1° gennaio 2025, ai “combustibili utilizzati per la combustione nei settori dell’edilizia e del trasporto stradale e in ulteriori settori” (nuovo allegato III della direttiva 2003/87/CE). La disciplina dell’ETS 2 è recata dal nuovo Capo IV-bis, della direttiva 2003/87/CE, che comprende gli articoli da 30-bis a 30-duodecies. Tali articoli prevedono, tra l’altro, la messa all’asta (separatamente dalle quote relative agli impianti fissi e ai trasporti aereo e marittimo), a decorrere dal 2027, delle quote disciplinate da tale capo IV-bis, nonché che, sempre a partire dal 2027, gli Stati membri possono estendere l’attività di cui all’allegato III a settori non elencati in tale allegato e applicare quindi lo scambio di quote di emissioni a norma del presente capo in tali settori, a determinate condizioni. Viene inoltre previsto il rinvio dello scambio di emissioni per i settori dell’edilizia e del trasporto su strada e per ulteriori settori fino al 2028 in caso di prezzi eccezionalmente elevati dell’energia.

L’articolo 10 del regolamento (UE) 2023/955 disciplina la dotazione del Fondo sociale per il clima, stabilendo che la stessa è pari a un importo massimo di 65 miliardi di euro a prezzi correnti per il periodo dal 1° gennaio 2026 al 31 dicembre 2032. Viene altresì stabilito che, qualora l’ETS 2 sia rinviato al 2028, l’importo massimo destinato al Fondo sia pari a 54,6 miliardi di euro. In base all’allegato II del regolamento, all’Italia è assegnata una quota pari al 10,81% delle risorse totali del Fondo (quindi 7 miliardi di euro, oppure 5,9 miliardi in caso di rinvio dell’ETS 2 al 2028). L’articolo 15 dispone inoltre che gli Stati membri contribuiscono almeno al 25% dei costi totali stimati dei loro piani.

Lo stesso regolamento disciplina nel dettaglio il contenuto e le modalità di predisposizione e trasmissione dei piani sociali per il clima.

In relazione al contenuto, l’articolo 8, paragrafo 2, prevede tra l’altro che “nei costi totali stimati dei piani gli Stati membri possono includere i costi delle misure che forniscono alle famiglie vulnerabili e agli utenti vulnerabili dei trasporti un sostegno diretto al reddito per ridurre l’impatto dell’aumento dei prezzi del trasporto su strada e dei combustibili per riscaldamento”, ma anche che “i costi delle misure che forniscono un sostegno diretto temporaneo al reddito non rappresentano più del 37,5% dei costi totali stimati del piano”.

In relazione alla predisposizione e trasmissione dei piani, l’articolo 4 dispone, tra l’altro, che ciascuno Stato membro presenta alla Commissione il suo piano, a seguito di una consultazione pubblica. Nel 17° considerando del medesimo regolamento viene inoltre sottolineato che “è opportuno presentare i piani entro il 30 giugno 2025 affinché possano essere esaminati con attenzione e tempestività”.

In attuazione delle citate disposizioni, il Ministero dell’ambiente e della sicurezza energetica ha avviato la consultazione pubblica per la predisposizione del piano sociale per il clima.

 

Il comma 2-bis, aggiunto in sede referente, prevede che non sia pignorabile l’immobile di proprietà di un soggetto vulnerabile (ai sensi dell’articolo 11, comma 1, del decreto legislativo 8 novembre 2021, n. 210), qualora il debito per il mancato pagamento di bollette energetiche condominiali sia inferiore a 5 mila euro, e la casa sia l’unico immobile di proprietà del debitore. Ciò, a condizione che il soggetto sia ivi residente e non si tratti di abitazioni di lusso aventi le caratteristiche individuate dal decreto del Ministro per i lavori pubblici 2 agosto 1969, o di immobili classificati nelle categorie catastali A/8 e A/9.

Ai sensi del comma 2-ter, anch’esso aggiunto in sede referente, si prevede che nei casi di cui al comma 2-bis, il condominio possa, in ogni caso, iscrivere ipoteca giudiziale ai sensi dell’articolo 2818 codice civile.

 

Il pignoramento immobiliare trova la sua disciplina all’interno degli artt. 555 e ss. c.p.c. In particolare, l’art. 555 c.p.c. prevede una serie di adempimenti necessari per perfezionare il pignoramento, rendendolo un atto a struttura complessa e natura mista, poiché è allo stesso tempo sia atto di parte sia atto dell’ufficiale giudiziario. Il primo adempimento compete al creditore procedente, il quale, mediante la redazione del cd. libello, è tenuto ad individuare i beni ed i diritti immobiliari che intende sottoporre ad esecuzione, indicando gli estremi richiesti dall’art. 2826 c.c. Quest’ultimo articolo, rubricato “indicazione dell’immobile ipotecato”, stabilisce che il bene deve essere puntualmente designato con “l’indicazione della sua natura, del comune in cui si trova, nonché dei dati di identificazione catastale; per i fabbricati in corso di costruzione devono essere indicati i dati di identificazione catastale del terreno su cui insistono”. Nell’atto di pignoramento, inoltre deve essere indicato l’ammontare del credito per cui si procede, gli estremi del titolo esecutivo e del precetto. Il secondo adempimento è di competenza dell’ufficiale giudiziario e consiste nella notificazione del suddetto libello con la contestuale ingiunzione di cui all’art. 492 c.p.c., concernente l’invito rivolto al debitore di astenersi da qualunque atto diretto a sottrarre alla garanzia del credito esattamente indicato i beni che si assoggettano all’espropriazione e i frutti di essi (art. 492, co. 1 c.p.c.). Il terzo adempimento riguarda la trascrizione dell’atto di pignoramento, immediatamente dopo la notificazione ed a cura dell’ufficiale giudiziario. A tal fine l’ufficiale giudiziario consegna copia autentica dell’atto con le note di trascrizione al competente conservatore dei registri immobiliari, che trascrive l’atto e gli restituisce una delle note (art. 555, co. 2 c.p.c.). Le attività di trascrizione possono essere compiute anche dal creditore pignorante, al quale l’ufficiale giudiziario, se richiesto, deve consegnare gli atti appena richiamati (art. 555, co. 3 c.p.c.).

Si segnala, infine, che l’art. 76 D.P.R. n. 602/1973, come modificato dall’art. 52, co. 1 lett. g), D.L. 6972013, fissa le condizioni ed i limiti, per le procedure esecutive esattoriali, entro cui è possibile procedere all’espropriazione dell’immobile quando questo costituisca l’unico immobile di proprietà del debitore (sul punto v. Cass. Civ. ord. n. 32759/2024).

 

Il comma 3 prevede che, dalla data di entrata in vigore del decreto-legge in esame, i clienti forniti nell’ambito del servizio a tutele graduali, che dovessero acquisire la qualifica di clienti vulnerabili, continuino ad essere serviti nel medesimo servizio, fino alla fine del periodo di assegnazione dello stesso. Resta ferma la loro facoltà di concludere in ogni momento un nuovo contratto nell’ambito del mercato libero, ovvero con l’esercente la maggior tutela competente per area territoriale.

Con deliberazione 110/2025/R/EEL del 25 marzo 2025, ARERA ha provveduto a dare attuazione a questa disposizione, prevedendo, tra l’altro, che “i clienti finali serviti nel STG […] che acquisiscano uno dei requisiti di vulnerabilità di cui all’articolo 11, comma 1 del decreto legislativo n. 210/2021 dalla data di entrata in vigore del decreto-legge n. 19/2025 nonché i clienti già divenuti vulnerabili ma che risultino ancora riforniti nel STG dalla medesima data continuino ad essere serviti in detto servizio fino alla fine del periodo di assegnazione, ferma restando la facoltà del cliente domestico vulnerabile di accedere in ogni momento al servizio di maggior tutela ovvero di stipulare un contratto a condizioni di libero mercato” , e che “fino alla fine del periodo di assegnazione del servizio, gli esercenti il STG non procedano più alle risoluzioni contrattuali verso i clienti ivi riforniti che acquisiscano uno dei requisiti di vulnerabilità”.

 

Il comma 3-bis, aggiunto in sede referente, dispone che i clienti vulnerabili, che non abbiano scelto un fornitore alla data di conclusione del servizio a tutele graduali, siano riforniti nell’ambito del servizio di erogazione garantito dall’impresa di distribuzione, di cui al comma 2 dell’articolo 1 del decreto legge n. 73/2007.  Ai sensi del suddetto comma 2, l’erogazione del servizio di fornitura di energia elettrica, per i clienti finali domestici che non abbiano scelto un fornitore, è garantita dall’impresa di distribuzione anche attraverso apposite società di vendita, e la relativa funzione di approvvigionamento continua ad essere esercitata da Acquirente unico s.p.a.

In alternativa, il comma 3-bis prevede che tale servizio, per i clienti vulnerabili che non abbiano scelto un fornitore alla data di conclusione del servizio a tutele graduali, possa essere esercitato nell’ambito del servizio di vulnerabilità di cui al comma 2 dell’articolo 11 del decreto legislativo n. 210/2021, se già operante. Secondo quanto stabilito da tale comma 2, i clienti vulnerabili hanno diritto ad essere riforniti di energia elettrica secondo condizioni disciplinate da ARERA, ad un prezzo che rifletta il costo dell’energia al mercato all’ingrosso e costi efficienti delle attività di commercializzazione del servizio stesso, determinati in base a criteri di mercato. La funzione di approvvigionamento centralizzato di energia elettrica all’ingrosso per la successiva cessione agli esercenti il servizio di vulnerabilità è svolta da Acquirente unico s.p.a. secondo modalità e condizioni stabilite da ARERA, tramite l’utilizzo degli strumenti disponibili sui mercati regolamentati dell’energia elettrica o attraverso la stipula di contratti bilaterali a termine con operatori del mercato all’ingrosso, individuati a seguito di procedure competitive gestite da Acquirente unico s.p.a.

 

La legge n. 124/2017 (legge annuale per il mercato e la concorrenza) ha previsto, all’articolo 1, comma 60, la cessazione dell’efficacia del regime dei prezzi regolati (cd. servizio di maggior tutela) del mercato elettrico istituito dall’articolo 35, comma 2 del d.lgs. n. 93/2011 per i clienti finali civili e le imprese connesse in bassa tensione con meno di 50 dipendenti e un fatturato annuo non superiore ai 10 milioni di euro che non scelgano un fornitore sul mercato libero. Nel regime di prezzi regolati, ai sensi dell’articolo 1, comma 2 del D.L. n. 73/2007, il servizio elettrico è erogato dall’impresa di distribuzione, anche attraverso apposite società di vendita, ma la funzione di approvvigionamento è svolta da Acquirente Unico s.p.a.

Inoltre, nel prevedere la cessazione del servizio di maggior tutela, la predetta legge sulla concorrenza ha affidato all’Autorità di regolazione per energia reti e ambiente (ARERA) il compito di adottare disposizioni per assicurare un servizio a tutele graduali per i clienti finali che non abbiano scelto un venditore sul mercato libero prima della cessazione del regime di prezzi regolato, così da garantire comunque la continuità della fornitura di energia elettrica, nonché specifiche misure per prevenire ingiustificati aumenti di prezzo e alterazioni delle condizioni di fornitura per tali clienti.

Nel 2017, anno in cui è stata approvata la legge annuale per il mercato e la concorrenza, erano già passate al mercato libero il 38,8 per cento delle utenze domestiche e il 50,8 per cento delle altre utenze in bassa tensione.

Il completamento della liberalizzazione del segmento retail del mercato elettrico concorre all’attuazione del PNRR (Riforma M2C1-7). Il PNRR ha previsto che “in materia di vendita di energia elettrica occorre completare il processo di piena liberalizzazione nel settore previsto per il 2023, attraverso l’adozione di regole finalizzate ad assicurare un passaggio consapevole e trasparente al mercato libero da parte della clientela domestica e delle microimprese, anche seguendo il modello già adottato per il servizio a tutele graduali, fissando tetti alla quota di mercato, e potenziando la trasparenza delle bollette per garantire maggiore certezza ai consumatori”.

Si tratta, effettivamente, di un processo pendente da anni. La legge n. 124/2017 aveva stabilito, inizialmente, un unico termine, il 1° gennaio 2019, a decorrere dal quale sarebbe cessato il regime dei prezzi regolati per microimprese e clienti civili. Il termine è stato successivamente più volte prorogato e, da ultimo, fissato al 1° gennaio 2021 per le piccole imprese ed al 1° gennaio 2023 per le micro imprese e i clienti domestici (art. 12, comma 9-bis del D.L. n. 183/2020). Per i clienti domestici, tuttavia, il servizio di maggior tutela ha continuato ad applicarsi, secondo gli indirizzi definiti con decreto del Ministro dell’ambiente e della sicurezza energetica, nelle more dello svolgimento delle procedure concorsuali per l’assegnazione del servizio di vendita a tutele graduali, che avrebbe dovuto concludersi entro il 10 gennaio 2024, come stabilito dall’art. 16-ter, commi 1 e 2 del D.L. n. 152/2021.

Al fine di favorire l’ingresso consapevole dei clienti domestici nel mercato libero dell’energia elettrica e di garantire condizioni concorrenziali e una pluralità di offerte, il D.M. 17 maggio 2023 del Ministro dell’ambiente e della sicurezza energetica ha stabilito i criteri e le modalità per il passaggio al mercato libero dei clienti domestici non vulnerabili riforniti nel servizio di maggior tutela che, alla data della rimozione del servizio, non abbiano ancora stipulato un contratto per la fornitura dell’energia elettrica sul mercato libero, così normando il servizio a tutele graduali quale servizio cui tali soggetti accedono fino all’esercizio del diritto di scelta del fornitore (31 marzo 2027) (art. 2, comma 1 del decreto ministeriale).

 

Il servizio a tutele graduali (STG)

 

In attuazione delle predette disposizioni legislative, con la deliberazione 3 agosto 2023, 362/2023/R/eel, ARERA ha regolato le condizioni economiche e contrattuali di erogazione del servizio a tutele graduali e le modalità di assegnazione dello stesso.

Riguardo alle modalità di assegnazione, il provvedimento ha attribuito ad Acquirente unico il compito di gestire le procedure concorsuali e di predisporre il relativo regolamento di gara. Il D.L. n. 181/2023 (convertito in L. n. 14/2024), all’articolo 14, oltre a potenziare (con lo stanziamento di 1 milione di euro per il 2024) le campagne informative e le azioni già contemplate nel D.M. 17 maggio 2023, ha introdotto specifiche disposizioni circa la fornitura di energia elettrica ai clienti vulnerabili come definiti dall’articolo 11, comma 1 del d.lgs. n. 210/2021, prevedendo un apposito “servizio di vulnerabilità” (su cui v. nel dettaglio più avanti).

In esito alle novità introdotte dal D.L. n. 181/23, con la deliberazione 9 dicembre 2023, 580/2023/R/eel, ARERA ha attuato le disposizioni di cui all’articolo 14, comma 6, del D.L. n. 181/2023 differendo dall’11 dicembre 2023 al 10 gennaio 2024 la data di svolgimento delle aste per l’assegnazione del STG per i clienti domestici non vulnerabili del settore dell’energia elettrica.

Con la successiva deliberazione 19 dicembre 2023, 600/2023/R/eel, ARERA ha prorogato la data di attivazione del STG, che opera per i clienti domestici non vulnerabili, al 1° luglio 2024 (in luogo dell’1 aprile 2024), in coerenza con l’espressa finalità del decreto-legge di assicurare ai clienti finali un periodo di tempo adeguato per informarsi, attraverso le apposite campagne in capo al MASE, in ordine alla fine della tutela di prezzo e in ragione del nuovo termine di pubblicazione degli esiti delle procedure concorsuali per l’assegnazione del servizio a tutele graduali (fissato per il 6 febbraio 2024), da cui decorrono le tempistiche per l’esecuzione delle attività prodromiche all’operatività di detto servizio.

Dal 1° luglio 2024 il cliente elettrico non vulnerabile che era in tutela e non ha scelto un contratto sul mercato libero, per garantire la continuità della fornitura, è passato automaticamente al STG.

L’STG viene erogato da venditori selezionati attraverso specifiche procedure concorsuali^[11]. Ogni area territoriale è servita da un solo fornitore, il quale può anche servire più aree contemporaneamente.

Per quanto riguarda le condizioni economiche, la durata del servizio decorre dal 1° luglio 2024 fino al 31 marzo 2027. In mancanza di una scelta espressa, al termine di questo periodo, il cliente sarà rifornito sempre dallo stesso venditore sulla base della propria offerta di mercato libero più favorevole^[12].

Per i clienti domestici  in STG, le condizioni contrattuali corrispondono a quelle delle offerte a prezzo libero a condizioni equiparate di tutela (offerte PLACET)^[13].

A inizio luglio 2024, circa 3,7 milioni sono stati i clienti domestici non vulnerabili passati al servizio a tutele graduali (cfr. ARERA, comunicato del 27 giugno 2024).

 

Dal servizio di maggior tutela (SMT) al servizio di vulnerabilità

 

Come visto, sul finire dell’anno 2023, l’articolo 14 del D.L. n. 181/2023, oltre a potenziare le campagne informative e le azioni già contemplate nel D.M. 17 maggio 2023, ha introdotto specifiche disposizioni circa la fornitura di energia elettrica ai clienti vulnerabili come definiti dall’articolo 11, comma 1 del d.lgs. n. 210/2021.

L’articolo 14, comma 6 del D.L. n. 181/2023 è, in particolare, intervenuto sul succitato articolo 11, comma 2, del d.lgs. n. 210/2021, prevedendo per i soli clienti vulnerabili un apposito servizio di vulnerabilità in sostituzione del servizio di maggior tutela. ARERA ha il compito di stabilire le condizioni contrattuali, il prezzo applicato per la fornitura deve riflettere il costo dell’energia elettrica nel mercato all’ingrosso e i costi efficienti delle attività di commercializzazione del servizio medesimo, determinati sulla base di criteri di mercato. Sempre ai sensi dell’articolo 14 del D.L. n. 181/2023, Acquirente unico ha il compito di svolgere, secondo le modalità stabilite dall’ARERA e basate su criteri di mercato, la funzione di approvvigionamento centralizzato dell’energia elettrica all’ingrosso per la successiva cessione agli esercenti il suddetto servizio.

Il servizio di vulnerabilità è esercitato da fornitori iscritti nell’elenco dei soggetti abilitati alla vendita di energia elettrica al dettaglio di cui al D.M. n. 164/2022, e individuati mediante procedure competitive che devono essere svolte da Acquirente unico s.p.a. Le aste, a febbraio 2025, non si sono ancora svolte.

Nelle more delle gare, dal 1° luglio 2024 la maggior tutela opera come soluzione transitoria per la tutela dei soli clienti vulnerabili. La norma (nuovo comma 2-quater del d.lgs. n. 210/2021) introdotta dal decreto-legge in esame proroga questa soluzione transitoria almeno fino al 31 marzo 2027.

Alla data del 24 settembre 2024, risultavano serviti nel sevizio di maggior tutela circa 3,4 milioni di clienti (cfr. comunicato del 24 settembre 2024).

 

Le diverse condizioni economiche

 

Quanto alle condizioni economiche del STG e del SMT, la voce di spesa per il trasporto e la gestione del contatore e quella per oneri di sistema non varia ed è analoga al mercato libero, mentre, quanto la voce di spesa per la materia energia presenta delle differenze tra i due servizi.

 

Per quanto riguarda i prezzi, ciascun venditore nel STG deve offrire due tipi di offerta PLACET: una a prezzo fisso; l’altra a prezzo variabile (indicizzato all’andamento dei mercati all’ingrosso).

In entrambi i casi, il prezzo della materia energia è articolato in:

- una quota fissa espressa in €/cliente/anno e

- una quota energia espressa in €/kWh (quindi proporzionale ai volumi consumati).

 

Anche nel SMT, il prezzo per la materia energia è composto da:

- una quota fissa (euro/anno)

- una quota energia (euro/kWh), con prezzo proporzionale ai volumi ma differenziato per fasce orarie per utenze con contatore elettronico tele-eletto.

 

ARERA ha fornito il seguente prospetto delle scadenze di aggiornamento delle diverse voci che compongono la spesa totale nella bolletta elettrica, suddivise per tipologia di servizio: SMT, STG e mercato libero.

 

 

 

Dal prospetto risulta come il prezzo per l’approvvigionamento dell’energia e per la gestione commerciale dei clienti, indicato in bolletta come spesa per la materia energia:

§  per i clienti entrati al 1° luglio 2024 nel STG, può variare ogni mese, e viene pubblicato periodicamente dall’Autorità nei primi giorni del mese successivo (valore mensile PUN ex post);

§  per i clienti vulnerabili nel SMT, può variare ogni trimestre, e viene pubblicato dall’ARERA in occasione degli aggiornamenti (aggiornamento su forward trimestrale);

§  per i clienti del mercato libero, dipende dalle offerte definite dai venditori e selezionate dai clienti.

 

Come poi evidenziato da ARERA, per i clienti del STG le condizioni economiche prevedono l’applicazione, in aggiunta alle componenti tariffarie regolate, di una componente di prezzo (in euro/kWh), a copertura dei costi di approvvigionamento di energia, basata sui valori consuntivi mensili del PUN (cd. PUN mensile ex post) e di una componente (cd. “parametro gamma” espresso in euro/POD/anno) definita sulla base delle offerte formulate dagli operatori. La componente gamma è uguale in tutto il territorio nazionale ed è determinata come media ponderata dei prezzi di aggiudicazione delle aste per il numero di clienti presenti in ciascuna area che si stima passeranno al servizio a tutele graduali. La componente in questione è stata determinata in prossimità del 1° luglio 2024 (data in cui ha avuto inizio l’erogazione del servizio a tutele graduali per i clienti domestici non vulnerabili) e deve essere aggiornata annualmente sempre in funzione del numero di clienti riforniti nel servizio a tutele graduali delle diverse aree territoriali. Sul punto si rimanda a quanto si dirà più avanti circa le novità introdotte dalla legge annuale per la concorrenza e il mercato 2023.

 

Sui rapporti tra STG e SMT ARERA ha sollevato taluni rilievi (si vedano le memorie depositate nel corso dell’audizione del marzo 2024 presso la X Commissione attività produttive della Camera dei deputati, disponibili qui e qui).

In particolare, ARERA ha presentato delle simulazioni sulla base dei dati allora disponibili circa i soggetti coinvolti al 1° luglio successivo nel passaggio al servizio a tutele graduali. L’Autorità ha stimato il valore del parametro gamma (quota fissa della materia energia) in -73 €/POD/anno. Tale valore, in verità non è tanto distante da quello effettivamente ora applicato (-72,7 €/POD/anno).

Sulla base delle simulazioni e in considerazione del corrispettivo di commercializzazione pagato a marzo 2024 per i clienti non vulnerabili serviti in maggior tutela, ARERA ne deduceva che “il passaggio al 1° luglio dalla maggior tutela al servizio a tutele graduali” avrebbe comportato, per i clienti coinvolti “un risparmio complessivo per ogni punto di prelievo di circa 130 euro all’anno” in relazione alla componente di commercializzazione.

Considerando la spesa media annua della famiglia tipo con un consumo di 2700kWh, pari a circa 600 euro, questo risparmio – sempre secondo ARERA – “era quantificabile in più del 20% della bolletta”. Naturalmente veniva precisato come si trattasse di numeri puramente indicativi: il peso effettivo della componente di commercializzazione sulla spesa totale delle famiglie varia, infatti, in funzione del livello dei prezzi della materia prima e dei consumi.

Da ciò ARERA ne derivava che: le condizioni economiche praticate ai clienti vulnerabili nel SMT sono diverse e i prezzi maggiori di quelli applicati ai clienti riforniti nel STG in questo primo triennio. Fanno naturalmente eccezione i clienti in stato di bisogno economico, per i quali resta attivo il meccanismo automatico del bonus sociale. Nel 2024 il bonus elettricità (comprensivo della componente straordinaria prevista dal legislatore per il I trimestre) varrà da 218 euro (per una famiglia con 2 componenti) a 315 euro (per famiglie con più di 4 componenti).

ARERA dunque evidenziava già a marzo 2024 (cfr. memoria per l’audizione presso la X Commissione Attività produttive Camera dei deputati) come occorresse “interrogarsi se effettivamente questa sia la configurazione che il legislatore intendeva perseguire con l’emanazione dei relativi atti normativi e se, valutati positivamente gli esiti delle aste del servizio a tutele graduali, non siano da considerare interventi ulteriori e diversi in relazione ai clienti vulnerabili”[14].

 

Lo scenario prefigurato da ARERA ha trovato riscontro alla luce delle componenti di prezzo (al netto delle imposte) applicate in bolletta ai clienti del STG nel mese di ottobre 2024 e le componenti di prezzo applicate in bolletta per i clienti vulnerabili nel SMT nel periodo ottobre-dicembre 2024.

Come si evince dalla tabella, la differenza sta nella quota fissa della componente “materia energia” della bolletta: questa quota fissa, per il STG, è negativa.

 

 

 

Alla luce di questi andamenti di costo, maggiormente favorevoli ai clienti serviti nel STG, con la legge sulla concorrenza 2023 (L. n. 193/2024, articolo 24) è stata prevista la facoltà per il cliente vulnerabile di chiedere, entro il 30 giugno 2025, l’ingresso nel STG, demandando ad ARERA di stabilire le modalità di attuazione, ivi incluse quelle per l’attestazione circa la sussistenza dei requisiti di vulnerabilità.

In attuazione, ARERA ha adottato la deliberazione 10/2025/R/EEL (qui il relativo comunicato stampa del 22 gennaio 2025).

In proposito si ricorda quanto osservato in merito alla componente di prezzo nel STG, cd. “parametro gamma” (espresso in euro/POD/anno), che è definita sulla base delle offerte formulate dagli operatori: tale componente è aggiornata annualmente in funzione del numero di clienti riforniti nel servizio a tutele graduali delle diverse aree territoriali. Ciò significa che, con l’ingresso dei clienti vulnerabili nel STG e dunque con l’ampliamento dei clienti serviti nel STG, il risparmio per ogni punto di prelievo derivante dal passaggio dal servizio di vulnerabilità al servizio a tutele graduali si riduce. Tale risparmio, che come sopra indicato, è stato valutato da ARERA, a marzo 2024, provvisoriamente in circa 130 euro all’anno, è ora (a febbraio 2025) pari, secondo i dati più recenti forniti da ARERA, a circa 113 euro anno.

 

Il quadro viene ora integrato con la norma introdotta dall’articolo 2 del decreto-legge in conversione che prevede:

a) uno slittamento dell’entrata in vigore del servizio di vulnerabilità almeno fino alla fine del mercato a tutele graduali (quindi non prima del 31 marzo 2027);

b) nel frattempo, l’applicabilità del SMT per i soli clienti vulnerabili che non abbiano scelto un fornitore nel STG o nel libero mercato;

c) la possibilità, per coloro che, attualmente nel STG, dovessero poi maturare i requisiti per la qualifica di clienti vulnerabili, di optare per la permanenza nel STG;

d) l’impignorabilità, a date condizioni, degli immobili di proprietà dei soggetti vulnerabili nel caso in cui il debito per il mancato pagamento di bollette energetiche condominiali sia inferiore a 5 mila euro, la casa sia l’unico immobile di proprietà del debitore, ivi residente, e non si tratti di abitazioni di lusso o di immobili di categoria catastale A/8 e A/9;

e) la fornitura di energia, per i clienti vulnerabili che non abbiano scelto un fornitore alla data di cessazione del STG, nell’ambito del servizio di erogazione garantito dall’impresa di distribuzione, o, se già operante, nell’ambito del servizio di vulnerabilità.

 

Articolo 3
(Misure di riduzione del costo dell’energia per le imprese)

 

 

 

Nello specifico, l’articolo 3, al comma 1, autorizza una spesa pari a 600 milioni di euro, per l’anno 2025, finalizzata al finanziamento del Fondo per la transizione energetica nel settore industriale di cui all’articolo 27, comma 2, del decreto legislativo 13 marzo 2013, n. 30.

 

 

Il Fondo per la transizione energetica nel settore industriale è stato istituito dall’articolo 13, comma 2, del decreto-legge 3 settembre 2019, n. 101 (come convertito dalla legge n. 128 del 2019), che ha novellato l’articolo 27, comma 2, del decreto legislativo 13 marzo 2013, n. 30.

Il Fondo è finalizzato a sostenere la transizione energetica di settori o di sottosettori considerati esposti a un rischio elevato di rilocalizzazione delle emissioni di carbonio a causa dei costi connessi alle emissioni di gas a effetto serra trasferiti sui prezzi dell’energia elettrica (aiuti per i costi delle emissioni indirette). A tal fine, priorità è attribuita a interventi di riconversione sostenibili, caratterizzati da processi di decarbonizzazione che escludono l’utilizzo di ulteriori combustibili fossili diversi dal carbone.

Il Fondo è alimentato secondo le previsioni dell’articolo 23, comma 8, del d.lgs 9 giugno 2020, n. 47 nel rispetto della normativa europea in materia di aiuti di Stato e della normativa relativa al sistema per lo scambio di quote di emissione dei gas a effetto serra (ETS).

La gestione del Fondo è affidata a Acquirente unico s.p.a., società per azioni del gruppo Gestore dei servizi energetici (GSE S.p.a.), di proprietà al 100 per cento del Ministero dell’economia e delle finanze, sulla base di apposita convenzione con il Ministero della transizione ecologica.

 

Il comma 2 dispone che per la copertura dell’onere derivante dall’autorizzazione di spesa prevista dal comma 1 si utilizzino parte dei proventi derivanti dalle aste delle quote di emissione di gas a effetto serra dell’anno 2024 previste all’articolo 23 del d.lgs. 47/2020 (v. infra), nell’ambito delle attribuzioni di cui al secondo periodo del comma 4 del medesimo articolo 23. Tale quota è versata all’entrata del bilancio dello Stato e resta definitivamente acquisita all’erario.

 

A tal fine, il comma 3 del decreto-legge in conversione deroga, in sede di riparto dei proventi dell’anno 2024, al criterio di ripartizione previsto dall’articolo 23, comma 8, del d.lgs. 47/2020, disponendo che non si provvede alla destinazione di risorse al Fondo per la transizione energetica nel settore industriale.

 

La relazione tecnica evidenzia come la norma provveda alla ripartizione “anticipatamente rispetto al momento dell’anno in cui si sarebbe pervenuti all’attuazione dell’articolata procedura di rango secondario prevista dalla legislazione vigente”.

L’articolo 23 del d.lgs. 47/2020 disciplina la ripartizione dei proventi derivanti dalle aste per la cessione di quote di CO₂, oggetto di deroga da parte delle norme in esame.

Tali proventi sono destinati:

- per metà ad essere ripartiti tra i Ministeri dell’ambiente e della sicurezza energetica (MASE), delle imprese e del made in Italy (MIMIT), delle infrastrutture e dei trasporti (MIT), dell’economia e delle finanze (MEF) (comma 4, secondo periodo) e, a determinate condizioni, in parte al Fondo per la transizione energetica nel settore industriale e al Fondo per il sostegno alla transizione industriale (comma 8);

- per metà al Fondo per l’ammortamento dei titoli di Stato.

In sostanza, la norma consente di alimentare il Fondo per la transizione energetica nel settore industriale in deroga alla normativa vigente, utilizzando direttamente i proventi delle aste delle quote di emissione di CO₂ dell’anno 2024, ma non provvedendo successivamente alla ripartizione della quota parte annua (destinata in via ordinaria ad alimentare anche il Fondo per la transizione energetica del settore industriale) dei proventi delle quote di emissione di CO₂ eccedenti i 1.000 milioni di euro.

 

I commi 4 e 5 del decreto-legge in esame dettano misure in favore dei i clienti non domestici in bassa tensione con potenza disponibile superiore a 16,5 kW.

In particolare, il comma 4 modifica l’articolo 51, comma 1-quater, del decreto-legge n. 13/2023, il quale prevede che i rimborsi riconosciuti dalla Commissione europea a fronte di spese anticipate dallo Stato per misure di riduzione dei costi in materia energetica, rendicontate nell’ambito dei programmi nazionali (PON) cofinanziati dai Fondi strutturali 2014-2020, congiuntamente alle risorse recuperate a seguito di variazioni del tasso di cofinanziamento dei predetti programmi, siano trasferiti alla Cassa per i servizi energetici e ambientali (CSEA) per il finanziamento di iniziative normative volte alla previsione di agevolazioni per la fornitura di energia elettrica e di gas riconosciute, in particolare, ai clienti domestici economicamente svantaggiati o in gravi condizioni di salute.

La legge di bilancio 2025 ha aggiunto tra le finalità agevolabili anche il finanziamento, nei limiti delle relative risorse disponibili, di investimenti per il potenziamento delle infrastrutture idriche (art. 1, comma 707, della legge n. 207 del 2024).

Le risorse erogate dall’Unione europea a rimborso delle spese per le misure di riduzione dei costi in materia energetica, rendicontate nell’ambito dei programmi nazionali cofinanziati dai Fondi strutturali (FESR e dal FSE) del periodo di programmazione 2014-2020, sono trasferite alla Cassa per i servizi energetici e ambientali, unitamente alle quote di cofinanziamento nazionale ed alle risorse del fondo di rotazione per l’attuazione delle politiche comunitarie che si rendono disponibili per effetto di variazioni del tasso di cofinanziamento.

La disposizione introdotta dal comma 4 aggiunge tra le finalità agevolabili con le citate risorse trasferite alla Cassa per i servizi energetici e ambientali anche la fornitura di energia elettrica per i clienti non domestici in bassa tensione con potenza disponibile superiore a 16,5 kW.

Secondo quanto riferisce la relazione tecnica, le risorse disponibili sul bilancio CSEA, come integrate dalle disponibilità derivanti dall’articolo 51, comma 1-quater, del D.L. n. 13/2023, come modificato dal comma 4 qui in esame, sono compatibili con un beneficio previsto dalla disposizione stimabile in circa 800 milioni di euro.

 

 

L’articolo 51, comma 1-quater, del D.L. n. 13/2023 concerne il possibile utilizzo dei rimborsi riconosciuti dalla Commissione europea a fronte di spese anticipate dallo Stato per misure di riduzione dei costi in materia energetica, rendicontate nell’ambito dei programmi nazionali cofinanziati dal Fondo europeo di sviluppo regionale (FESR) e dal Fondo sociale europeo (FSE) per il periodo di programmazione 2014-2020, ammissibili a decorrere dal 1° febbraio 2022, ai sensi dell’articolo 25-ter del Regolamento (UE) n. 1303/2013, introdotto dal regolamento (UE) n. 2023/435 del 27 febbraio 2023.

Si ricorda che il regolamento 27 febbraio 2023, n. 2023/435/UE del Parlamento europeo e del Consiglio ha modificato il regolamento (UE) 2021/241, istitutivo del Dispositivo per la ripresa e la resilienza, consentendo l’inserimento di capitoli dedicati al piano REPowerEU nei Piani nazionali per la ripresa e la resilienza, al fine di affrontare la crisi energetica derivante dall’impatto della guerra di aggressione della Russia nei confronti dell’Ucraina.

Nel contesto dell’intervento di emergenza dell’Unione per far fronte ai prezzi elevati dell’energia, ulteriormente incrementati a seguito dello scoppio del conflitto russo-ucraino, sono state altresì previste misure eccezionali temporanee, pienamente in linea con gli obiettivi del piano REPowerEU, mirate nell’ambito del quadro per la politica di coesione per il 2014-2020, mediante un uso flessibile delle risorse del Fondo europeo di sviluppo regionale (FESR), del Fondo sociale europeo (FSE) e del Fondo di coesione, a sostegno delle PMI particolarmente colpite dagli aumenti dei prezzi dell’energia e delle famiglie vulnerabili, finalizzato a coprire i costi energetici sostenuti e pagati dal 1° febbraio 2022.

A tal fine, con l’inserimento dell’articolo 25-ter nel regolamento (UE) n. 1303/2013 sui Fondi SIE, è stata concessa agli Stati membri – in deroga all’articolo 120, paragrafo 3, primo e secondo comma del Regolamento – la possibilità di beneficiare di un tasso di cofinanziamento del 100% europeo da applicare agli assi prioritari dedicati dei programmi operativi del FESR e del FSE fino alla fine del periodo di programmazione 2014-2020. Le somme così recuperate sono trasferite alla Cassa per i servizi energetici e ambientali e destinate – nei limiti delle relative risorse disponibili – al finanziamento di iniziative normative volte alla previsione di agevolazioni per la fornitura di energia elettrica e di gas, riconosciute in particolare ai clienti domestici economicamente svantaggiati o in gravi condizioni di salute, di cui all’articolo 1, comma 18, della legge di bilancio 2023 (Legge 29 dicembre 2022, n. 197) (bonus sociale elettrico e gas), nonché, a seguito della legge di bilancio 2025, al finanziamento di investimenti per il potenziamento delle infrastrutture idriche (art. 1, comma 707, della legge n. 207 del 2024).

 

Il comma 5 stabilisce che si dia attuazione alle previsioni di cui al comma 4, con la medesima delibera con cui, ai sensi dell’articolo 1, comma 1, l’Autorità di regolazione per energia, reti e ambiente (ARERA) provvede a riconoscere il contributo straordinario di 200 euro ai clienti domestici con valori ISEE fino a 25.000 euro.

In particolare, con tale delibera, ARERA dispone l’azzeramento, per sei mesi, della parte della componente della spesa per gli oneri generali del sistema elettrico finalizzata al sostegno delle fonti rinnovabili (componente A_SOS) applicata all’energia prelevata per i clienti non domestici in bassa tensione con potenza disponibile superiore a 16,5 kW. Ciò nel limite delle risorse disponibili, necessarie a garantire la relativa copertura, a qualsiasi titolo sul bilancio della Cassa per i servizi energetici e ambientali, al netto – come specificato con un emendamento approvato in sede referente – delle risorse destinate per le finalità di cui all’articolo 1, comma 1, del decreto-legge in conversione.

 

 

Gli oneri generali del sistema elettrico sono stati istituiti dall’articolo 3, comma 11, del d.lgs. n. 79/1999, come “maggiorazioni” dei corrispettivi del servizio di trasporto di energia elettrica pagati in bolletta.

Con la riforma degli oneri generali di sistema (delibera 922/2017/R/eel e 923/2017/R/com del 27 dicembre 2017), dal 1° gennaio 2018, l’ARERA ha definito la nuova struttura tariffaria degli oneri, ripartendoli in due componenti:

·       A_SOS, ossia oneri generali relativi al sostegno delle energie rinnovabili ed alla cogenerazione;

·       A_RIM, per la copertura dei rimanenti oneri generali, derivanti da misure ed interventi per la promozione dell’efficienza energetica, da misure di ricerca e sviluppo tecnologico nel settore elettrico e dalla copertura dei costi del regime tariffario speciale riconosciuto a Rete Ferroviaria Italiana (RFI).

Ciascuno dei due raggruppamenti è composto da una serie di elementi.

Nello specifico, la componente ASOS si declina in: A_3*SOS, A_ESOS e A_91/14SOS.

·         L’elemento A_3*SOS copre i costi per il sostegno delle fonti rinnovabili. La sua base giuridica generale si rinviene nell’articolo 24, comma 7 del d.lgs. n. 28/2011. Ai sensi di tale articolo, l’ARERA definisce le modalità con le quali le risorse per l’erogazione degli incentivi alla produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili trovano copertura nel gettito della componente. Inoltre, l’articolo 5, comma 1, lett. e) del d.lgs. n. 199/2021, dispone che gli incentivi per la produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili trovano copertura sulla componente degli oneri generali del sistema elettrico destinata al sostegno delle rinnovabili, secondo modalità definite dall’ARERA. La normativa volta a definire gli incentivi alle fonti rinnovabili è essenzialmente di rango secondario, affidata a decreti ministeriali. Infine, l’articolo 42 del d.lgs. n. 28/2011 attribuisce al GSE la competenza ad erogare gli incentivi nei settori elettrico, termico e dell’efficienza energetica. Questa componente corrisponde approssimativamente alla ex componente A3 (applicata fino al 31 dicembre 2017), ma si differenzia da essa in quanto sono esclusi gli oneri relativi alla incentivazione della produzione di energia elettrica ascrivibile a rifiuti non biodegradabili, che sono confluiti nella componente tariffaria ARIM.

·         L’elemento A_ESOS copre il costo degli oneri derivanti dalla applicazione in misura ridotta dell’elemento A3*SOS alle imprese a forte consumo di energia elettrica ed è imposto agli utenti non energivori (clienti finali, persone fisiche ed imprese che non sono a forte consumo di energia elettrica). Trova la sua base giuridica legittimante, in primis, nell’articolo 39, comma 3 del decreto-legge n. 83/2012 e nella legge n. 167/2017 (legge europea 2017), che ha definito i criteri e principi per la definizione delle nuove agevolazioni alle “imprese energivore”, al fine di renderli conformi alla disciplina europea sugli aiuti di Stato. La vigente disciplina delle agevolazioni tariffarie a favore delle imprese a forte consumo di energia elettrica è ora contenuta nell’articolo 3 del decreto-legge n. 131/2023 ed è coerente con la nuova normativa UE in materia di aiuti di Stato a favore del clima, dell’ambiente e dell’energia, di cui alla comunicazione della Commissione europea 2022/C 80/01. Questa componente corrisponde alla ex componente tariffaria AE, applicata fino al 31 dicembre 2017.

·         L’elemento A_91/14SOS è una componente “negativa”, per la riduzione dell’elemento A_3*SOS. Esso produce un effetto di sconto sulle categorie dei clienti in media e bassa tensione (di cui all’articolo 23 del decreto-legge n. 91/2014), applicato ai punti di prelievo di media tensione e di bassa tensione con potenza disponibile superiore a 16,5 kW, che non sono nella titolarità di imprese a forte consumo di energia elettrica. Detto elemento è applicato direttamente sulla componente ASOS in quanto, a partire dal 1° gennaio 2018, tutti gli effetti economici delle disposizioni di cui all’articolo 29 del d.l. n. 91/2014 risultano esauriti, tranne quelli relativi alla ex componente tariffaria A3, con riferimento alla riduzione degli oneri degli impianti fotovoltaici.

Per quanto riguarda il meccanismo di riscossione, i fornitori (ossia i venditori) fatturano e riscuotono dai propri clienti finali gli oneri generali, con le altre voci che compongono la bolletta. I fornitori, a loro volta, pagano gli oneri generali ai distributori nelle fatture del servizio di trasporto di energia. I distributori versano, con cadenza mensile, il gettito degli oneri generali – componente A_SOS e A_RIM della bolletta – in appositi conti presso la Cassa per i servizi energetico ambientali, CSEA (ai sensi dell’articolo 5 del Testo integrato delle disposizioni per le prestazioni patrimoniali imposte e i regimi tariffari speciali per il settore elettrico (TIPPI)), la quale li destina alle diverse finalità definite dalla legge.

I costi derivanti dall’incentivazione delle fonti rinnovabili sono posti, in generale, a valere sul Conto per nuovi impianti da fonti rinnovabili e assimilate, presso la Cassa per i servizi energetici e ambientali, CSEA (articolo 12 del TIPPI). La componente tariffaria A_SOS alimenta il conto e costituisce la componente più “pesante” (in termini finanziari) degli oneri generali del sistema elettrico, dunque più impattante sulla collettività. Le risorse per il sostegno alle fonti rinnovabili affluiscono, per oltre il 90%, al Gestore dei Servizi Energetici (GSE).

 

Ai sensi del comma 6, infine, si prevede che, per consentire il monitoraggio energetico dei costi delle imprese, i dati relativi ai codici ATECO delle stesse siano trasferiti dal registro delle imprese al sistema informativo integrato gestito da Acquirente unico. In questo modo, fermo restando – come aggiunto in sede referente – quanto previsto all’articolo 14, comma 7, del D.L. n. 181/2023 – ARERA può utilizzare le predette informazioni per analizzare l’impatto dei costi dell’energia, dei servizi regolati e degli oneri generali di sistema delle diverse categorie di imprese. Inoltre, ARERA informa periodicamente il Ministero dell’ambiente e della sicurezza energetica degli esiti del monitoraggio.

 

Il comma 7 dell’articolo 14, del decreto-legge n. 181/2023, prevede lo svolgimento di specifiche attività di monitoraggio relativamente alle condizioni di fornitura di energia elettrica praticate nei confronti dei clienti domestici successivamente alla conclusione delle procedure competitive per l’assegnazione del servizio a tutele graduali, nonché alla corretta applicazione delle condizioni del servizio da parte degli esercenti il servizio a tutele graduali. Dette attività sono affidate ad Acquirente unico s.p.a., secondo criteri e modalità definiti dall’ARERA, sentite le associazioni dei consumatori maggiormente rappresentative, nei limiti delle risorse umane e strumentali disponibili a legislazione vigente e senza nuovi o maggiori oneri a carico della finanza pubblica. Dispone altresì che gli esiti di dette attività siano contenuti in una relazione che l’ARERA è chiamata a trasmettere alle Commissioni parlamentari competenti per materia, entro il 31 marzo 2025 e, successivamente, con cadenza annuale.

 

 

Il Sistema informativo integrato (SII) è l’infrastruttura istituita presso Acquirente Unico dall’articolo 1-bis del decreto-legge n. 105/2010 (legge n. 129 del 13 agosto 2010) con la finalità di gestire i flussi informativi tra distributori e venditori, relativi ai mercati dell’energia elettrica e del gas. ARERA ne disciplina le modalità di funzionamento. Il SII è basato su una banca dati dei punti di prelievo e dei dati identificativi dei clienti finali (Registro Centrale Ufficiale). La disponibilità dei dati nell’ambito del SII è finalizzata da un lato al miglioramento delle politiche commerciali degli operatori, dall’altro al potenziamento della capacità decisionale dei consumatori, rendendo così il mercato più dinamico ed efficiente. Le modalità di funzionamento del SII sono state definite, in termini generali, con la deliberazione ARG/com 201/2010 – sulla base della quale Acquirente unico ha adottato il relativo regolamento di funzionamento.

 

 

 

Articolo 3-bis
(Misure per l’evoluzione dell’autoapprovvigionamento
di energia elettrica)

 

 

 

 

L’articolo 3-bis, aggiunto in sede referente, modifica il comma 1 dell’articolo 16 del decreto legislativo n. 210/2021, che riporta la definizione, al fine di promuovere le configurazioni di autoconsumo, di sistema semplice di produzione e consumo di energia elettrica.

Per sistema semplice di produzione e consumo di energia si intende quel sistema in cui una linea elettrica collega una o più unità di produzione, gestite da un produttore, ad una o più unità di consumo, gestite da un cliente finale. Le unità di produzione, nel testo vigente della norma, sono gestite, in qualità di produttore, dalla stessa persona, fisica o giuridica, o da persone giuridiche diverse, purché appartenenti allo stesso gruppo societario.

Con le modifiche introdotte dal presente articolo viene eliminato il riferimento all’appartenenza al medesimo gruppo societario, e ciò al fine di incrementare il livello di concorrenza nell’approvvigionamento energetico, favorendo quindi la riduzione dei prezzi dell’energia per i clienti finali.

 

Per un approfondimento sul tema dell’autoconsumo diffuso si rinvia al box contenuto nella scheda di lettura relativa all’articolo 1-bis del decreto-legge in esame.

 

Attuazione delle direttive europee sul mercato interno dell’energia elettrica (decreto legislativo n. 210/2021)
Testo previgente	Modificazioni apportate dall’art. 3-bis del D.L. n. 19/2025
Art. 16, comma 1 (Sistemi semplici di produzione e consumo)	Art. 16, comma 1 (Sistemi semplici di produzione e consumo))
1. Al fine di promuovere, in un’ottica di semplificazione, le configurazioni di autoconsumo, è classificato come sistema semplice di produzione e consumo il sistema in cui una linea elettrica collega una o più unità di produzione gestite, in qualità di produttore, dalla medesima persona fisica o giuridica o da persone giuridiche diverse purché tutte appartenenti al medesimo gruppo societario, ad una unità di consumo gestita da una persona fisica in qualità di cliente finale o ad una o più unità di consumo gestite, in qualità di cliente finale, dalla medesima persona giuridica o da persone giuridiche diverse purché tutte appartenenti al medesimo gruppo societario. […]	1. Al fine di promuovere, in un’ottica di semplificazione, le configurazioni di autoconsumo, è classificato come sistema semplice di produzione e consumo il sistema in cui una linea elettrica collega una o più unità di produzione gestite, in qualità di produttore, dalla medesima persona fisica o giuridica o da persone giuridiche diverse, ad una unità di consumo gestita da una persona fisica in qualità di cliente finale o ad una o più unità di consumo gestite, in qualità di cliente finale, dalla medesima persona giuridica o da persone giuridiche diverse purché tutte appartenenti al medesimo gruppo societario. […].

 

 

 

Articolo 3-ter
(Contributo al disaccoppiamento della remunerazione di lungo termine della produzione esistente da fonti rinnovabili dal prezzo formantesi nel mercato elettrico a pronti nel rispetto del market coupling europeo)

 

 

 

L’articolo 3-ter – derivante da proposta emendativa approvata nel corso dell’esame in sede referente – interviene attraverso una modifica dell’art. 16-bis, del D.L. n.17/2022 (L. n. 34/2022) riguardante l’integrazione stabile delle fonti rinnovabili nel mercato elettrico con trasferimento dei benefici risultanti ai clienti finali, attraverso l’avvio di un meccanismo di mercato per l’acquisto e la vendita a termine di energia elettrica, gestito dal GSE.

In particolare, il comma 1, lett. a), dell’articolo 3-ter, modifica la disciplina contrattuale della remunerazione della produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili. Più specificamente, viene modificato il comma 1 dell’articolo 16-bis del D.L. n. 17/2022, prevedendo che il GSE stipuli contratti per differenza a due vie tramite procedure concorsuali al ribasso dal lato dell’offerta. La disciplina delle procedure concorsuali è demandata ad un decreto del MASE da emanare entro 90 giorni dall’entrata in vigore della presente disposizione, mentre è previsto che l’attuazione avvenga secondo regole operative predisposte dal GSE.

 

Nella sua formulazione originaria, il comma 1 del citato articolo 16-bis prevedeva che il GSE offrisse un servizio di ritiro e di acquisto di energia elettrica da fonti rinnovabili prodotta da impianti stabiliti nel territorio nazionale, mediante la stipulazione di contratti di lungo termine di durata pari ad almeno tre anni, al fine di garantire la piena integrazione e remunerazione di medio termine degli investimenti in fonti rinnovabili nel mercato elettrico nonché di trasferire ai consumatori partecipanti al mercato elettrico i benefìci conseguenti alla predetta integrazione.

 

I contratti per differenza a due vie (sul cui funzionamento si v. nel dettaglio il box di approfondimento che segue) conferiscono il diritto al gestore di un impianto di regolare le differenze tra il prezzo del mercato del giorno prima ed un prezzo contrattuale di esercizio dal lato dell’offerta che, secondo quanto previsto dalla norma in esame, deve essere definito in modo da coprire esclusivamente i costi residuali per l’esercizio degli impianti nel corso dei contratti alle differenze.

Si rileva che il nuovo articolo 19-quinquies, comma 2, lett. c) del regolamento (UE) 2019/943 (introdotto dal regolamento (UE) 2024/1747 disciplinando così l’istituto del contratti per differenze a due vie), dispone che il livello della protezione della remunerazione minima e del limite massimo all’eccesso di remunerazione siano allineati al costo del nuovo investimento e ai ricavi di mercato, e non solamente alla copertura esclusiva dei costi residuali per l’esercizio degli impianti, come disposto dall’articolo 3-ter qui in commento.

I contratti per differenza sono stipulati su base volontaria, hanno una durata di cinque anni e sono riferiti all’energia elettrica da fonte rinnovabile prodotta da impianti stabiliti nel territorio nazionale.

Si prevede altresì che la loro sottoscrizione sia incompatibile con altri schemi di supporto per fonti rinnovabili esistenti o futuri per tutta la durata del contratto e che i volumi attesi degli impianti rinnovabili siano commisurati alla produzione storica degli stessi.

Infine, si prevede che con il medesimo decreto del MASE di cui al primo periodo siano stabilite le procedure relative al controllo degli adempimenti e per la verifica dei volumi prodotti nel corso del contratto.

 

 

Nel luglio 2024 l’Unione europea ha approvato una riforma del mercato elettrico, nota come Electricity Market Design Reform, con l’obiettivo di migliorare strutturalmente il funzionamento del mercato elettrico europeo: la riforma è stata presentata come un passo significativo verso un mercato elettrico europeo più resiliente, flessibile e orientato alle energie rinnovabili, che cerca al contempo di bilanciare gli interessi dei consumatori, dei fornitori e degli investitori nel settore energetico.

La riforma si compone di tre atti principali: il regolamento 2024/1747/UE, che modifica le norme sul mercato all’ingrosso e sull’Agenzia UE per la cooperazione tra regolatori nazionali per l’energia (ACER); la direttiva 2024/1711/UE, che aggiorna le regole sul mercato al dettaglio; e il regolamento 2024/1106/UE, che rivede il regolamento REMIT sulla trasparenza dei mercati energetici ((per il quale v. la seguente sintesi). 

La riforma del mercato elettrico si focalizza principalmente su tre aree di intervento:

1)      migliorare la stabilità e la prevedibilità del costo dell’energia (aumentando così la competitività dell’economia dell’Unione europea);

2)      ottenere prezzi accessibili e competitivi per tutti i consumatori, e una protezione dalla loro volatilità (per consumatori si intendono non solo i clienti civili, ma anche le industrie dell’Unione, per una solida base manifatturiera a tecnologia pulita);

3)      incentivare gli investimenti nelle energie rinnovabili.

La riforma include una serie di misure volte a rendere le bollette elettriche meno dipendenti dai prezzi dei combustibili fossili, creando un “cuscinetto” tra i mercati a breve termine e le bollette pagate dai consumatori. Ciò sarà realizzato incentivando i contratti a lungo termine, in particolare promuovendo il mercato degli accordi di acquisto di energia (Power Purchase Agreements, PPAs), stabilizzando i prezzi dell’elettricità e limitando i ricavi eccessivi dei produttori di energia mediante l’obbligo di utilizzare contratti per differenza a due vie (Contracts for Difference, CfD) per i nuovi investimenti in produzione a basse emissioni di carbonio che richiedono fondi pubblici.

 

I contratti per differenza a due vie

Secondo il regolamento (UE) 2019/943, come modificato dal regolamento 2024/1747, i contratti per differenza a due vie (CfD), o contratti bidirezionali per differenza, sono contratti tra il gestore di un impianto di produzione di energia elettrica e una controparte, in genere un soggetto pubblico, che offre sia la protezione della remunerazione minima sia un limite all’eccesso di remunerazione.

Il contratto conferisce al gestore il diritto a un pagamento pari alla differenza tra un prezzo di esercizio (strike price) fisso e un prezzo di riferimento e il prezzo di mercato, per unità di produzione.

 

Fonte: elaborazione del Servizio Studi su dati RSE. La riforma europea del market design elettrico, ottobre 2024

 

I CfD a due vie sono assegnati tramite aste competitive al ribasso. Ai vincitori spetta una remunerazione predefinita, il cd. strike price (linea rossa della precedente immagine). Nel caso in cui il prezzo di mercato sia inferiore allo strike price (area verde della precedente immagine), l’impianto riceverà un’integrazione pari alla differenza tra i due. Se superiore (area blu), l’impianto deve invece restituire la differenza.

Il regolamento dispone che i regimi di sostegno diretto dei prezzi per gli investimenti in nuovi impianti di generazione di energia elettrica da fonte eolica, solare, geotermica, idroelettrica senza serbatoio, nucleare, devono assumere la forma di contratti bidirezionali per differenza o di regimi equivalenti con gli stessi effetti. Questo obbligo si applica ai contratti nell’ambito di regimi di sostegno per gli investimenti in nuova generazione conclusi dal 17 luglio 2027, o, nel caso degli impianti off-shore di generazione di energia elettrica da fonti rinnovabili connessi a progetti ibridi off-shore collegati a due o più zone di offerta, a decorrere dal 17 luglio 2029. La partecipazione è su base volontaria.

Gli eventuali introiti per lo Stato, o l’equivalente in valore finanziario, derivanti dai regimi di sostegno dei contratti bidirezionali per differenza devono essere distribuiti ai clienti finali. Ciò fatto salvo, possono essere utilizzati anche per finanziare regimi di sostegno diretto dei prezzi o degli investimenti volti a ridurre i costi dell’energia elettrica per i clienti finali, in particolare, i clienti vulnerabili e i clienti in condizioni di povertà energetica (considerando n. 43 del regolamento). La distribuzione degli introiti ai clienti finali è concepita in modo da mantenere gli incentivi a ridurre il consumo o a spostarlo verso periodi in cui i prezzi dell’energia elettrica sono bassi e da non compromettere la concorrenza tra i fornitori di energia elettrica.

I contratti per differenza a due vie o altri meccanismi equivalenti sono progettati per garantire il corretto funzionamento degli impianti di generazione e la loro integrazione efficiente nei mercati elettrici. In primo luogo, devono mantenere gli incentivi affinché gli impianti operino in modo efficiente e coerente con le dinamiche di mercato. Allo stesso tempo, è fondamentale che tali strumenti non influenzino negativamente le decisioni operative, di dispacciamento o manutenzione degli impianti, né alterino il comportamento degli operatori nei mercati dell’energia (come il mercato del giorno prima, infra-giornaliero, dei servizi ancillari o di bilanciamento).

Inoltre, il livello di sostegno garantito – sia in termini di protezione minima che di limite massimo ai ricavi – deve essere proporzionato ai costi reali dell’investimento e ai ricavi di mercato, evitando così eccessi di remunerazione e garantendo la sostenibilità economica a lungo termine. Per tutelare la concorrenza e il mercato interno, tali regimi dovrebbero essere assegnati tramite gare competitive aperte, trasparenti e non discriminatorie. Qualora ciò non sia possibile, i meccanismi alternativi devono comunque essere strutturati in modo da non generare vantaggi concorrenziali ingiustificati per le imprese beneficiarie.

Infine, per assicurare l’equilibrio del sistema e prevenire comportamenti opportunistici, i contratti devono includere specifiche clausole penali applicabili in caso di risoluzione anticipata unilaterale non giustificata.

Gli Stati membri possono escludere l’impiego di contratti bidirezionali per differenza o di regimi equivalenti per il sostegno alle tecnologie emergenti e agli impianti di energia rinnovabile di piccola taglia e ai progetti dimostrativi ai sensi della direttiva FER (nuovo articolo 19-quinquies inserito nel regolamento 2019/943/UE).

L’obiettivo finale è quello di garantire condizioni di investimento sicure e stabili per gli sviluppatori di energia rinnovabile e a basse emissioni, riducendo il rischio e i costi del capitale ed evitando profitti straordinari nei periodi di prezzi elevati.

L’idea di scollegare le bollette elettriche dei consumatori dal prezzo del gas è stata uno dei principali motori delle proposte politiche della riforma europea. Sebbene le misure proposte non modifichino il meccanismo di formazione dei prezzi nei mercati a breve termine, la riforma cambia il modo in cui vengono remunerati i produttori infra-marginali. In altre parole, anche se i produttori continueranno a operare sul mercato a breve termine, il prezzo volatile di tale mercato non sarà più il fattore determinante dei loro ricavi. I ricavi saranno invece influenzati maggiormente dai contratti a lungo termine, come gli accordi di acquisto di energia (Power Purchase Agreements - PPAs) e i contratti per differenza a due vie (Contracts for Difference - CfD), a seconda che l’impianto sia stato finanziato privatamente o con fondi pubblici. I PPA contribuiranno a rendere i costi dell’elettricità per le imprese e gli operatori industriali più stabili e resistenti alle crisi. Allo stesso tempo, i proventi generati dai CfD quando i prezzi di mercato sono elevati dovranno essere utilizzati dagli Stati membri per ridurre direttamente le bollette elettriche di tutti i clienti (comprese aziende e industrie).

 

Per ulteriori informazioni sull’argomento, si rimanda al tema curato dal Servizio Studi della Camera dei deputati su la riforma del mercato elettrico dell’UE.

 

La lett. b) del comma 1 prevede lo svolgimento di procedure concorsuali dal lato della domanda a cui partecipano le imprese consumatrici di energia.

Più specificamente, si prevede la sostituzione del comma 2 dell’articolo 16-bis del D.L. n. 17/2022, disponendo che prima dell’espletamento delle procedure concorsuali dal lato dell’offerta previste dal comma 1, siano effettuate procedure concorsuali dal lato della domanda a cui partecipano le imprese, quali consumatori finali residenti nel territorio dello Stato, e le stabili organizzazioni nel territorio dello Stato di soggetti non residenti, indipendentemente dalla forma giuridica, dal settore economico di appartenenza, dalla dimensione e dal regime fiscale di determinazione del reddito dell’impresa e aggregatori.

Le procedure concorsuali sono definite con il medesimo decreto del MASE di cui al comma 1 del novellato art. 16-bis del D.L. n. 17/2022, prevedendo offerte obbligatorie progressive in termini di prezzo per lotti di energia. Il GSE disciplina le procedure tramite regole tecniche che prevedono profili predefiniti e assegnando l’energia attraverso la stipula di contratti alle differenze diretti a regolare le differenze tra il prezzo del mercato del giorno prima ed un altro riferimento di prezzo (prezzo contrattuale di esercizio lato domanda). Tali contratti si perfezionano come diritti acquisiti dal GSE solo alla conclusione delle procedure concorsuali lato offerta di cui al comma 1 del citato art. 16-bis.

Lo stesso decreto del MASE regola altresì i criteri per garantire la completa copertura del GSE tra diritti assegnati dal lato della domanda e diritti acquisiti dal lato dell’offerta. Si prevede che il 50% dei diritti acquisiti dal GSE tramite procedure concorsuali lato offerta sia attribuita alle imprese assegnatarie, anche in forma aggregata, valutando l’ammontare dei diritti acquisiti dal GSE rispetto ai diritti assegnati alle imprese.

I volumi di energia richiesti da parte delle imprese sono commisurati ai loro consumi storici.

Infine, si prevede che con decreto del MASE, di concerto con il MEF, da emanare entro 120 giorni dalla data di entrata in vigore della presente disposizione, siano disciplinati sistemi di garanzia a cui attinge il GSE, prevedendo il concorso delle imprese assegnatarie e degli operatori dell’offerta alla costituzione e al finanziamento integrale del sistema di garanzia.

 

Si ricorda che nella sua formulazione precedente, il comma 2 dell’articolo 16-bis del D.L. n. 17/2022 prevedeva che il GSE procedesse, senza oneri a carico del proprio bilancio, alla stipulazione di contratti di vendita dell’energia elettrica da fonti rinnovabili ritirata nei termini predetti di durata pari a quella dei contratti di acquisto di cui al comma 1, attraverso gli strumenti informativi e di negoziazione predisposti dal Gestore dei mercati energetici Spa (GME) ai sensi dell’articolo 28 del d.lgs. n. 199/2021, ossia tramite una bacheca informatica per promuovere l’incontro tra le parti interessate alla stipula dei contratti e la definizione di uno o più strumenti di gara per la fornitura attraverso schemi di accordo per compravendita di energia elettrica di lungo termine da parte di Consip (comma 4) e l’integrazione delle linee guida in materia di gruppi di acquisto da parte di ARERA per garantire l’aggregazione di più clienti finali e ampliare la platea di consumatori (comma 5).

 

La lett. c) del comma 1 prevede, in ultimo, la soppressione delle lettere a), c) e d) del comma 3 dell’articolo 16-bis del D.L. n. 17/2022.

 

In particolare, il comma 3 dell’articolo 16-bis del D.L. n. 17/2022 demanda ad uno o più decreti del MASE la definizione:

a)      del prezzo di vendita offerto dal GSE ai sensi del comma 2, valorizzando opportunamente i differenti profili di produzione degli impianti a fonti rinnovabili, tenuto conto dei valori di investimento standard delle singole tecnologie e della redditività dell’investimento nonché in coerenza con i valori di cui all’articolo 15-bis, comma 3, lettera a), del decreto “Sostegni ter” (D.L. n. 4/2022);

b)      c) delle modalità con le quali il GSE cede l’energia di cui al comma 1, garantendo che i prezzi di cui alla lettera a) siano direttamente praticati ai clienti finali con priorità ai clienti finali energivori, con attenzione alle isole Sicilia e Sardegna;

c)      d) delle modalità di coordinamento del meccanismo di cui al comma 1 del presente articolo con i regimi di sostegno per la produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili previsti al capo II del titolo II del d.lgs. n. 199/2021, gestiti dal GSE.

Con D.M. n. 341 del 16 settembre 2022 (cd. Energy release) è stata data attuazione a quanto previsto dall’articolo 16-bis.

Successivamente, in attuazione di quanto previsto dall’articolo 1, comma 2 del D.L. n. 181/2023 è stato emanato il D.M. n. 268 del 23 luglio 2024 (cd. Energy release 2.0), con il quale è stato stabilito un prezzo calmierato dell’energia elettrica come misura a supporto delle imprese energivore che realizzano nuova capacità di generazione di energia elettrica da fonti rinnovabili. Il decreto ministeriale prevede che il GSE fornisca in anticipo energia elettrica a prezzi agevolati alle imprese ad alto consumo energetico.

Questa energia viene concessa attraverso contratti per differenza a due vie, a condizione che le imprese si impegnino a costruire nuova capacità di produzione da fonti rinnovabili entro 40 mesi dalla firma del contratto. Inoltre, le imprese dovranno restituire l’energia anticipata nell’arco di 20 anni, pagando lo stesso prezzo concordato inizialmente.

La nuova capacità produttiva potrà derivare sia dalla costruzione di nuovi impianti sia dal rinnovamento di impianti esistenti, purché abbiano una potenza di almeno 200 kW.

Per ulteriori approfondimenti, si rinvia all’apposita sezione del sito web del GSE.

 

 

(D.L. n. 17/2022)
Testo vigente	Modificazioni apportate dall’art. 3-ter del D.L. n. 19/2025
Art. 16-bis (Integrazione stabile delle fonti rinnovabili nel mercato elettrico con trasferimento delle efficienze risultanti ai clienti finali)	Art. 16-bis (Integrazione stabile delle fonti rinnovabili nel mercato elettrico con trasferimento delle efficienze risultanti ai clienti finali)
1.     Al fine di garantire la piena integrazione e remunerazione di medio termine degli investimenti in fonti rinnovabili nel mercato elettrico nonché di trasferire ai consumatori partecipanti al mercato elettrico i benefìci conseguenti alla predetta integrazione, il GSE offre un servizio di ritiro e di acquisto di energia elettrica da fonti rinnovabili prodotta da impianti stabiliti nel territorio nazionale, mediante la stipulazione di contratti di lungo termine di durata pari ad almeno tre anni.	1.     Al fine di garantire la piena integrazione e remunerazione di medio termine degli investimenti in fonti rinnovabili nel mercato elettrico nonché di trasferire ai consumatori partecipanti al mercato elettrico i benefìci conseguenti alla predetta integrazione, il GSE , attraverso procedure concorsuali al ribasso dal lato dell’offerta, disciplinate con decreto del Ministro dell’ambiente e della sicurezza energetica da emanare entro novanta giorni dalla data di entrata in vigore della presente disposizione, attuate secondo regole operative predisposte dal GSE stesso, stipula contratti per differenza a due vie, che conferiscono il diritto a regolare le differenze tra il prezzo del mercato del giorno prima ed un prezzo contrattuale di esercizio dal lato dell’offerta che deve essere definito in modo da coprire esclusivamente i costi residuali per l’esercizio degli impianti nel corso dei contratti alla differenze. Tali contratti, stipulati su base volontaria, hanno durata di cinque anni e sono riferiti all’energia elettrica da fonte rinnovabile prodotta da impianti stabiliti nel territorio nazionale. La sottoscrizione dei contratti non è compatibile con altri schemi di supporto per fonti rinnovabili esistenti o futuri per tutta la durata del contratto. I volumi attesi degli impianti rinnovabili sottesi ai contratti sono commisurati alla produzione storica dei mede simi impianti. Con il decreto del Ministro dell’ambiente e della sicurezza energetica di cui al primo periodo sono stabilite le procedure relative al controllo degli adempimenti e per la verifica dei volumi prodotti nel corso della durata contrattuale.
2.     Il GSE procede, senza oneri a carico del proprio bilancio, alla stipulazione di contratti di vendita dell’energia elettrica da fonti rinnovabili ritirata ai sensi del comma 1 del presente articolo di durata pari a quella dei contratti di acquisto di cui al medesimo comma 1, attraverso gli strumenti informativi e di negoziazione predisposti dal Gestore dei mercati energetici Spa (GME) ai sensi dell’articolo 28 del decreto legislativo 8 novembre 2021, n. 199.	2. Prima dell’espletamento delle procedure concorsuali di cui al comma 1, sono effettuate procedure concorsuali dal lato della domanda cui partecipano le imprese, quali consumatori finali residenti nel territorio dello Stato, e le stabili organizza zioni nel territorio dello Stato di soggetti non residenti, indipendentemente dalla forma giuridica, dal settore economico di appartenenza, dalla dimensione e dal regime fiscale di determinazione del reddito dell’impresa e aggregatori. Tali procedure sono definite con il decreto del Ministro dell’ambiente e della sicurezza energetica di cui al comma 1, prevedendo offerte obbligatorie progressive in termini di prezzo per lotti di energia, e sono disciplinate da regole tecniche del GSE, prevedendo profili predefiniti e assegnando, attraverso la stipula di contratti alle differenze diretti a regolare le differenze tra il prezzo del mercato del giorno prima e un altro riferimento di prezzo (prezzo contrattuale di esercizio dal lato della domanda) che si perfezionano come diritti acquisiti dal GSE solo alla conclusione delle procedure concorsuali dal lato dell’offerta di cui al comma 1. Lo stesso decreto regola i criteri per garantire la completa copertura del GSE tra diritti assegnati dal lato della domanda e diritti acquisiti dal lato dell’offerta. Una quota pari al 50 per cento dei diritti acquisiti dal GSE tramite le procedure concorsuali di cui al comma 1 è attribuita alle imprese assegnatarie, anche in forma aggregata, in ragione dell’ammontare dei di ritti acquisiti dal GSE rispetto ai predetti diritti assegnati alle imprese. I volumi oggetto delle richieste sono commisurati ai consumi storici delle singole imprese assegnatarie. Con decreto del Ministro dell’ambiente e della sicurezza energetica, di con certo con il Ministro dell’economia e delle finanze, da emanare entro centoventi giorni dalla data di entrata in vigore della presente disposizione, sono disciplinati sistemi di garanzia a cui attinge il GSE, prevedendo il concorso delle imprese assegnatarie e degli operatori dell’offerta alla costituzione e al finanziamento integrale del sistema di garanzia.
3.     Con uno o più decreti del Ministro della transizione ecologica, da emanare entro novanta giorni dalla data di entrata in vigore della legge di conversione del presente decreto, sono stabiliti: a)   il prezzo di vendita offerto dal GSE ai sensi del comma 2 del presente articolo, valorizzando opportunamente i differenti profili di produzione degli impianti a fonti rinnovabili, tenuto conto dei valori di investimento standard delle singole tecnologie e della redditività dell’investimento nonché in coerenza con i valori di cui all’articolo 15-bis, comma 3, lettera a), del decreto-legge 27 gennaio 2022, n. 4, convertito, con modificazioni, dalla legge 28 marzo 2022, n. 25;	3. Identico.         a)    Soppresso.
b)   le modalità con le quali il GSE può cedere l’energia nella sua disponibilità derivante da impianti a fonti rinnovabili che beneficiano di tariffe onnicomprensive o dal servizio di ritiro e vendita a lungo termine di cui ai commi 1 e 2 del presente articolo nell’ambito dei meccanismi del ritiro dedicato dell’energia di cui all’articolo 13, commi 3 e 4, del decreto legislativo 29 dicembre 2003, n. 387, o dello scambio sul posto di cui all’articolo 6 del medesimo decreto legislativo n. 387 del 2003, ai quali non si applicano i commi 1, 2, 3, 4 e 5 del citato articolo 15-bis del decreto-legge n. 4 del 2022, garantendo che la medesima energia sia ceduta prioritariamente ai clienti industriali, alle piccole e medie imprese, come definite dalla raccomandazione n. 2003/361/CE della Commissione, del 6 maggio 2003, e ai clienti localizzati nelle isole maggiori e che partecipino al servizio di interrompibilità e riduzione istantanea insulare di cui alla deliberazione dell’ARERA 16 dicembre 2020, n. 558/2020/R/eel;	b) Identico.
c)  le modalità con le quali il GSE cede l’energia di cui al comma 1, garantendo che i prezzi di cui alla lettera a) siano direttamente praticati ai clienti finali con priorità per i clienti finali energivori, con attenzione alle isole Sicilia e Sardegna;	c) Soppresso.
d)   le modalità di coordinamento del meccanismo di cui al comma 1 del presente articolo con le procedure previste al capo II del titolo II del decreto legislativo 8 novembre 2021, n. 199, gestite dal GSE.	2. Soppresso.

 

 

Articolo 3-quater
(Disposizioni per la transizione energetica delle strutture assistenziali, sanitarie e socio-sanitarie)

 

 

 

L’articolo 3-quater aggiunto in seguito alle modifiche approvate in sede referente, prevede l’introduzione di un comma aggiuntivo all’articolo 1 della legge n. 311/2004 (legge finanziaria 2005), dopo il comma 361.1.

Ai sensi del nuovo comma 361.2 della legge finanziaria 2005 viene introdotta una nuova destinazione delle risorse del fondo previsto al comma 354 del medesimo articolo 1, ossia del “Fondo rotativo per il sostegno alle imprese, anche associate in appositi organismi, anche cooperativi, costituiti o promossi dalle associazioni imprenditoriali e dalle Camere di commercio, industria, artigianato e agricoltura, e gli investimenti in ricerca”, istituito presso la gestione separata di Cassa depositi e prestiti.

 

Ai sensi dell’art. 1, comma 354 della legge n. 311/2004, il Fondo rotativo per il sostegno alle imprese e gli investimenti in ricerca (FRI) è finalizzato alla concessione alle imprese – anche associate in appositi organismi costituiti o promossi dalle associazioni imprenditoriali e dalle Camere di commercio, industria, artigianato e agricoltura – di finanziamenti agevolati che assumono la forma dell’anticipazione rimborsabile con un piano di rientro pluriennale.

Il Fondo è rivolto ad imprese di ogni dimensione, per le quali i Ministeri o le Regioni titolari delle misure di aiuto hanno previsto l’utilizzo della provvista del FRI, che investono in settori quali: ricerca e sviluppo, innovazione tecnologica, industria, turismo, commercio, artigianato, agricoltura, servizi, efficientamento e sostenibilità nell’utilizzo delle risorse, transizione ecologica e circolare nell’ambito del Green New Deal italiano, Strategia nazionale specializzazione intelligente (SNSI).

Per quanto attiene al suo funzionamento, Cassa depositi e prestiti finanzia a medio-lungo termine, in cofinanziamento con il sistema bancario, i soggetti che realizzano investimenti ammessi alle agevolazioni pubbliche sulle diverse misure, a condizioni economiche agevolate. La quota di finanziamento agevolato copre di norma il 50% del finanziamento, raggiungendo il valore massimo del 90% nei programmi di ricerca, sviluppo e innovazione.

I soggetti beneficiari stipulano un unico contratto di finanziamento, composto da una quota concessa, a condizioni agevolate, da CDP e una quota concessa, a tasso di mercato, da una banca finanziatrice aderente alla specifica misura agevolativa.

La durata massima del finanziamento, stabilita dalla specifica misura, non può superare i 15 anni, comprensivi del periodo di preammortamento (di massimo 4 anni). Il piano di rientro è a rate semestrali, costanti, posticipate, scadenti il 30 giugno e il 31 dicembre di ciascun anno.

 

In particolare, con la norma introdotta dal decreto-legge in esame tali risorse sono destinate anche al finanziamento agevolato di investimenti per la transizione energetica delle istituzioni pubbliche di assistenza e beneficenza (IPAB) – non ancora trasformate ai sensi delle legislazioni regionali – e delle strutture sanitarie e sociosanitarie, senza fini di lucro, operanti in regime di convenzione con il Servizio sanitario nazionale, nei termini previsti dalle rispettive normative regionali di settore, e nei limiti previsti dalla normativa dell’Unione europea in materia di aiuti di Stato. Si precisa altresì che per l’attuazione della misura in esame, si provvede ai sensi dei commi 354 e seguenti dello stesso articolo 1 della legge finanziaria del 2005.

 

Con riferimento alle strutture sanitarie e sociosanitarie, si ricorda che alcuni enti del terzo settore, accreditati presso il Servizio sanitario nazionale, forniscono servizi sanitari e socio-assistenziali senza scopo di lucro.

Va inoltre ricordato che l’articolo 5 del d.lgs n. 117/2017, recante il Codice del terzo settore, considera, tra le altre, quali attività di interesse generale, per il perseguimento, senza scopo di lucro, di finalità civiche, solidaristiche e di utilità sociale, le attività aventi ad oggetto interventi e prestazioni sanitarie e prestazioni socio-sanitarie.

In proposito, si valuti l’opportunità di sostituire il riferimento ai destinatari delle risorse nel modo seguente: “delle istituzioni pubbliche di assistenza e beneficenza, non ancora trasformate ai sensi delle rispettive legislazioni regionali e degli enti che erogano prestazioni sanitarie o socio-sanitarie senza fini di lucro operanti in regime di convenzione con il Servizio sanitario nazionale”.

 

Per quel che riguarda Istituzioni pubbliche di assistenza e beneficenza (IPAB), si ricorda che l’articolo 10 della legge n. 328/2000 ha delegato il Governo a riformare la disciplina delle Ipab. In particolare, la disposizione regola due modalità per determinare l’evoluzione di queste istituzioni: le Ipab possono essere oggetto di depubblicizzazione, oppure possono essere trasformate in aziende pubbliche di servizi alla persona (ASP).

Tale delega al Governo in materia di riordino del sistema delle Ipab, è stata esercitata col d.lgs. n. 207/2001^[15], il quale ha previsto la disciplina per le aziende pubbliche di servizi alla persona (ASP) nel Capo II e la disciplina per le “ex IPAB” trasformate in persone giuridiche di diritto privato nel Capo III.

Tuttavia, con la riforma del Titolo V della Costituzione, la competenza in materia dell’assistenza sociale, a norma dell’articolo 117, comma 4, della Costituzione, è passata alle regioni in via esclusiva, con un rallentamento del processo di riordino delle Ipab.

Da ultimo si può ricordare che, con l’articolo 11-sexies, commi 1 e 2 del decreto legge n. 135/2018, è stata modificata la normativa riguardante le associazioni o fondazioni di diritto privato originate dalla trasformazione di istituti pubblici di assistenza e beneficenza (cd. “ex IPAB”). È stato stabilito che le stesse siano da considerarsi incluse nell’ambito del Terzo Settore.

Da quanto premesso, si evidenzia che la norma in oggetto sembra diretta a destinare le risorse summenzionate alle sole istituzioni che hanno mantenuto la vecchia denominazione di “IPAB” in attesa della predetta trasformazione a opera della legislazione regionale.

 

 

Articolo 3-quinquies
(Disposizioni relative ai procedimenti di autorizzazione
dei sistemi di accumulo)

 

 

 

L’articolo 3-quinquies, aggiunto in sede referente e composto da un unico comma, introduce disposizioni volte ad efficientare i procedimenti di autorizzazione dei sistemi di accumulo.

Più in particolare, al primo periodo, è prevista la possibilità che il Ministero dell’ambiente e della sicurezza energetica, per il 2025, si avvalga del supporto operativo del Gestore dei servizi energetici (GSE), per quanto riguarda i procedimenti di autorizzazione dei sistemi di accumulo, mediante la stipula di una apposita convenzione. Tale previsione ha come obiettivo quello di favorire lo sviluppo di un’adeguata capacità di accumulo di energia da fonte rinnovabile, al fine di gestire in sicurezza la crescita di generazione rinnovabile non programmabile in conformità al Piano nazionale integrato per l’energia e il clima.

Conseguentemente, il secondo periodo del comma 1 dell’articolo 3-quinquies, specifica che sia autorizzata, per il 2025, una spesa di 750.000 euro.

L’ultimo periodo stabilisce che, per la copertura della spesa di 750.000 euro, si provveda mediante corrispondente riduzione dello stanziamento del fondo speciale di parte corrente iscritto, ai fini del bilancio per il triennio 2025-2027, nell’ambito del programma “Fondi di riserva e speciali” della missione “Fondi da ripartire” dello stato di previsione del Ministero dell’economia e delle finanze per l’anno 2025, utilizzando parzialmente, per tale scopo, l’accantonamento relativo al Ministero dell’ambiente e della sicurezza energetica.

 

In tema di sicurezza energetica, si ricorda che il Piano nazionale integrato per l’energia e il clima (PNIEC), aggiornato a giugno 2024, prevede la necessità di proseguire nello sviluppo di interventi che possano sostenere la produzione da energie rinnovabili, per raggiungere gli obiettivi euro-unitari di “mix di generazione” al 2030. Il fine principale, quindi, è quello di poter gestire in sicurezza la crescita di generazione rinnovabile non programmabile fino al livello fissato dal legislatore europeo, con il successivo obiettivo di una totale decarbonizzazione al 2050.

Nell’ottica di garantire l’adeguatezza e la flessibilità del sistema energetico, stando al PNIEC, occorre favorire lo sviluppo di nuova capacità di stoccaggio elettrico (sia di tipo utility scale che distribuito); proseguire nell’adozione di meccanismi di mercato come il capacity market, per garantire la disponibilità della capacità necessaria per l’adeguatezza del sistema nel medio lungo periodo; aumentare la capacità di stoccaggio elettrico per garantire l’integrazione delle energie rinnovabili nel mercato elettrico; sviluppare una rete resiliente rispetto agli eventi meteorologici indotti dai cambiamenti climatici; migliorare la resistenza del sistema agli eventi di stress, l’efficacia del pronto intervento e ripristino del servizio nei casi di interruzione.

Per una disamina completa del tema, si rimanda al link del PNIEC (pag. 157-158).

 

 

 

 

Articolo 3-sexies
(Disposizioni in materia di iter autorizzativi
degli impianti di accumulo)

 

 

 

L’articolo in esame, composto da un unico comma, prevede modifiche al decreto legislativo n. 190/2024 che detta la disciplina dei regimi amministrativi per la produzione di energia da fonti rinnovabili (cd. TU FER).

Più specificamente, la lett. a), integrando le disposizioni di cui all’allegato B, sezione I, lett. aa) del predetto decreto legislativo, dispone che siano effettuati in regime di procedura abilitativa semplificata (PAS) gli interventi relativi ad accumulatori elettrici termomeccanici ubicati esclusivamente all’interno del perimetro di impianti industriali di qualsiasi natura, anche non più operativi o in corso di dismissione, di impianti di produzione di energia elettrica esistenti, o all’interno di aree di cava o di produzione e trattamento di idrocarburi liquidi e gassosi in via di dismissione, per i quali la realizzazione dell’impianto di accumulo non comporta l’aumento degli ingombri in altezza rispetto alla situazione esistente, né richiede variante agli strumenti urbanistici adottati.

La lett. b) dispone modifiche all’allegato C, sezione I, lett. t) e u) e sezione II, lett. p) e q) del d.lgs. n. 190/2024.

Si prevede che siano sottoposti ad autorizzazione unica (AU) di competenza regionale gli interventi relativi ad accumulatori elettrici termomeccanici:

·      connessi o asserviti ad impianti di produzione di energia elettrica di potenza uguale o inferiore a 300 MW autorizzati ma non ancora realizzati (sezione I, lett. t));

·      ubicati in aree diverse da quelle individuate alla lettera aa) della sezione I dell’allegato B, in grado di erogare autonomamente servizi a beneficio della rete elettrica nazionale, di potenza inferiore o pari a 200 MW (sezione I, lett. u)).

Sono invece sottoposti ad autorizzazione unica (AU) di competenza statale gli interventi relativi ad accumulatori elettrici termomeccanici:

·      ubicati in aree diverse da quelle individuate alla lettera aa) della sezione I dell’allegato B, in grado di erogare autonomamente servizi a beneficio della rete elettrica nazionale, di potenza superiore ai 200 MW (sezione II, lett. p));

·      connessi o asserviti ad impianti di produzione di energia elettrica di potenza superiore a 300 MW autorizzati ma non ancora realizzati (sezione II, lett. q)).

 

 

 

 

 

 

Articolo 4
(Disposizioni in favore delle famiglie e delle
microimprese vulnerabili)

 

 

 

In particolare, introducendo una disposizione di carattere speciale analoga a quella esistente a legislazione vigente per il settore dei carburanti (articolo 1, commi da 290 a 296 della legge 244 del 2007), prevede, al comma 1, che l’eventuale maggior gettito IVA derivante dall’aumento del prezzo del gas è destinato a misure di sostegno per le famiglie, e, come previsto dall’emendamento approvato in sede referente, per le microimprese aventi diritto al servizio a tutele graduali (ai sensi dell’ articolo 1, comma 60, della legge n. 124 del 2017 e della delibera di ARERA del 24 novembre 2020, 491/2020/R/eel), al fine di contenere il maggior onere da queste sostenuto per la fornitura di gas naturale ed energia elettrica derivante dall’aumento del prezzo internazionale del gas naturale sul costo finale di tali prodotti. Le maggiori entrate relative all’imposta sul valore aggiunto saranno accertate, con riguardo ai consumi di gas naturale per usi domestici e ai consumi di energia elettrica nelle abitazioni relativi al bimestre solare precedente, tramite decreto del Ministro dell’economia e delle finanze adottato di concerto con il Ministro dell’ambiente e della sicurezza energetica da adottarsi, come previsto dall’emendamento approvato in sede referente,  entro 90 giorni dall’entrata in vigore della legge di conversione del medesimo decreto-legge. Conseguentemente, un ammontare di risorse pari alle maggiori entrate eventualmente accertate, al netto di quanto afferente alle regioni a statuto speciale e alle Province autonome di Trento e di Bolzano è iscritto in un apposito fondo dello stato di previsione del Ministero dell’ambiente e della sicurezza energetica.

Si prevede, infine, a seguito dell’emendamento approvato in sede referente, che lo schema del suddetto decreto, corredato di relazione tecnica, sia trasmesso alle Camere ai fini dell’espressione dei pareri delle Commissioni parlamentari competenti per materia e per i profili finanziari, che si pronunciano nel termine di quindici giorni dalla data di trasmissione, decorso il quale il decreto può essere comunque adottato.

 

La relazione tecnica di accompagnamento al decreto-legge non stima l’eventuale maggior gettito IVA derivante dall’aumento del prezzo del gas, prevedendo che “l’entità delle eventuali agevolazioni tariffarie sarà definita nel limite delle risorse finanziarie che affluiranno al fondo di cui al comma 1 della disposizione”.

Si precisa che la delibera di ARERA del 24 novembre 2020, 491/2020/R/eel  definisce la regolazione del servizio a tutele graduali di cui alla legge 124/17 e le modalità di assegnazione dello stesso, al fine di garantire la continuità della fornitura alle piccole imprese connesse in bassa tensione che si troveranno senza un contratto a condizioni di libero mercato.

 

Il comma 2 dispone che il suddetto decreto può essere adottato se la media aritmetica del prezzo del gas naturale, individuato dal Gestore dei Mercati Energetici (GME) in relazione alle contrattazioni avvenute nel Punto di Scambio Virtuale del gas naturale nel bimestre solare precedente, risulta maggiore, per almeno il venti per cento, del valore di riferimento del prezzo del gas naturale, espresso in euro per megawattora, indicato nell’ultimo documento di programmazione presentato alle Camere; il decreto tiene conto dell’eventuale diminuzione del prezzo del gas, individuato dal GME come media aritmetica del quadrimestre precedente all’adozione del medesimo decreto, rispetto a quello indicato nel predetto documento di programmazione.

 

Il comma 3 prevede che le agevolazioni relative alle tariffe per la fornitura di energia elettrica e di gas naturale in favore delle famiglie e delle microimprese vulnerabili di cui al comma 1 siano individuate da ARERA con proprie deliberazioni.

 

Il comma 4 reca la clausola di invarianza finanziaria.

 

Per gli interventi concernenti la mitigazione del costo del gas e dell’energia elettrica, con riferimento all’IVA, adottati nel corso di questa legislatura, si veda anche l’apposito paragrafo del tema curato dal Servizio Studi della Camera dei deputati avente ad oggetto le misure adottate contro i rincari energetici.

 

Articolo 4-bis
(Misure per favorire l’installazione di rinnovabili e la
stabilizzazione dei prezzi energetici)

 

 

 

L’articolo 4-bis, aggiunto in sede referente, apporta una serie di modifiche al decreto legislativo n. 190/2024 che detta la disciplina dei regimi amministrativi per la produzione di energia da fonti rinnovabili (cd. TU FER).

 

Si ricorda che il decreto legislativo n. 190/2024 è stato adottato a seguito del seguente iter:

- il 12 agosto 2024 il Consiglio dei ministri ha trasmesso al Parlamento il primo schema di decreto (qui il dossier del Servizio Studi sul relativo A.G. 187);

- il 10 settembre 2024 il Consiglio di Stato, Sezione consultiva per gli atti normativi, ha espresso il proprio parere favorevole con osservazioni;

- il 14 novembre 2024 la Conferenza Unificata ha espresso parere favorevole condizionato all’accoglimento delle proposte emendative concordate a livello tecnico con le Amministrazioni centrali interessate;

- il 19 novembre 2024 le Commissioni riunite VIII e X della Camera hanno espresso parere favorevole con condizioni ed osservazioni;

- il 19 novembre 2024 l’8a commissione del Senato ha espresso parere favorevole con osservazioni;

- il 20 novembre 2024 la V Commissione della Camera ha espresso parere favorevole;

- il 20 novembre 2024 la 5a Commissione del Senato ha espresso parere favorevole; 

- il 20 novembre 2024 la Commissione parlamentare per la semplificazione ha espresso parere favorevole con osservazioni.

Per maggiori approfondimenti circa il recepimento nel testo del d.lgs. delle condizioni e delle osservazioni a seguito dell’espressione dei suddetti pareri si rimanda al relativo dossier del Servizio Studi.

 

In particolare, il comma 1, lett. a), numero 1) dell’articolo 4-bis qui in commento, dispone che, nell’ambito del procedimento di autorizzazione unica (AU) in materia di produzione di energia da fonti rinnovabili, sia sentita anche la regione costiera interessata qualora l’intervento riguardi interventi relativi a impianti off-shore a mare o modifiche che comportino una potenza complessiva superiore a 300 MW, unitamente alle opere connesse e alle infrastrutture indispensabili (si richiama l’allegato C, sezione II, lettere t) e v), del d.lgs. n. 190/2024, si tratta di interventi soggetti ad AU statale).

Il d.lgs. n. 190/2024 attualmente prevede che per tali impianti si esprimano nell’ambito della conferenza di servizi anche il MIT e, per gli aspetti legati all’attività di pesca marittima, il MASAF.

 

Ai sensi del comma 1, lett. a), numero 2), dell’articolo 4-bis qui in commento, viene poi estesa la partecipazione delle regioni in sede di conferenza di servizi anche per interventi relativi a impianti di accumulo idroelettrico attraverso pompaggio puro.

Attualmente Il MIT è chiamato ad esprimersi, insieme alla regione interessata, in sede di conferenza dei servizi, nel caso:

·      di interventi, su impianti idroelettrici di potenza pari o superiore a 100 kW e fino a 300 MW, nonché di modifiche agli impianti che comportino una potenza complessiva fino a 300 MW, unitamente alle opere connesse e alle infrastrutture indispensabili alla loro costruzione ed esercizio (si richiama l’allegato C, sezione I, lettere d) e z), si tratta di interventi soggetti ad AU regionale);

·      di interventi su impianti di produzione di energia elettrica a fonti rinnovabili di potenza superiore a 300 MW, nonché di modifiche agli impianti esistenti che comportino una potenza complessiva superiore a 300 MW, unitamente alle opere connesse e alle infrastrutture indispensabili (si richiama l’allegato C, sezione II, lettere a) e v), si tratta di interventi soggetti ad AU statale).

 

Il comma 1, lett. b) dell’articolo 4-bis introduce una nuova lettera i-bis all’allegato A del d.lgs. n. 190/2024, prevedendo che si applichi il regime di attività libera anche agli interventi relativi a impianti idroelettrici con capacità di generazione inferiore a 500 kW 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, non comportino aumento delle unità immobiliari e non implichino incremento dei parametri urbanistici.

Attualmente il regime degli interventi relativi specificamente ad impianti idroelettrici prevede:

·      l’attività libera per modifiche su impianti idroelettrici esistenti, abilitati o autorizzati senza incremento della portata derivata e senza incremento dell’area occupata dall’impianto e dalle opere connesse, a prescindere dalla potenza elettrica risultante, che comportano una variazione delle dimensioni fisiche dei componenti e della volumetria delle strutture che li ospitano non superiore al 15 per cento (Allegato A, sezione II, numero 1), lett. e));

·      il regime di PAS (procedura abilitativa semplificata) per interventi di nuova costruzione relativi a impianti idroelettrici con capacità di generazione inferiore a 100 kW di potenza di concessione (Allegato B, sezione I, numero 1, lett. i));

·      Il regime di autorizzazione unica di competenza regionale per interventi relativi a impianti idroelettrici di potenza pari o superiore a 100 kW e fino a 300 MW (Allegato C, sezione I, numero 1, lett. d));

·      Il regime di autorizzazione unica di competenza statale per interventi relativi a impianti di produzione di energia elettrica a fonti rinnovabili di potenza superiore a 300 MW (Allegato C, sezione II, numero 1, lett. a)).

 

Secondo quanto previsto dal comma 1, lett. c), numeri 1) e 2) dell’articolo 4-bis non ricadono più nel regime di procedura abilitativa semplificata (PAS) gli impianti solari agrivoltaici di potenza superiore a 5 MW. Il comma incide sull’Allegato B, sezione I, numero 1, lett. f) del d.lgs. n. 190/2024, eliminando i riferimenti agli impianti agrivoltaici.

 

Infine, il comma 2 dell’articolo in esame integra il testo dell’allegato IV del d.lgs. n. 152/2006 (cd. Codice dell’ambiente), che elenca i progetti sottoposti alla verifica di assoggettabilità alla VIA (cd. screening di VIA) di competenza regionale, al fine di assoggettare a screening di VIA regionale anche i progetti di rifacimento o 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.

 

Si ricorda che, ai sensi del testo vigente del citato allegato IV, sono sottoposti a screening di VIA regionale i progetti di “impianti eolici per la produzione di energia elettrica sulla terraferma con potenza complessiva superiore a 1 MW” (v. lettera d) del punto 2). I medesimi progetti, ai sensi della lettera c-bis) dell’allegato III, sono sottoposti a VIA regionale “qualora disposto all’esito della verifica di assoggettabilità”.

In relazione alle modifiche dei progetti si ricorda che la lettera ag) del medesimo allegato III assoggetta a VIA regionale “ogni modifica o estensione dei progetti elencati nel presente allegato, ove la modifica o l’estensione di per sé sono conformi agli eventuali limiti stabiliti nel presente allegato”. Inoltre la lettera t) del punto 8 dell’allegato IV dispone che sono altresì sottoposti a screening di VIA regionale anche le “modifiche o estensioni di progetti di cui all’Allegato III (cioè sottoposti a VIA regionale) o all’Allegato IV già autorizzati, realizzati o in fase di realizzazione, che possono avere notevoli ripercussioni negative sull’ambiente (modifica o estensione non inclusa nell’Allegato III)”. L’art. 6, comma 6, lett. b), del d.lgs. n. 152/2006 dispone inoltre che lo screening di VIA è effettuato per “le modifiche o le estensioni dei progetti elencati nell’allegato II, II-bis, III e IV alla parte seconda del presente decreto (cioè dei progetti assoggettati a VIA o screening di VIA statale o regionale), ivi compresi gli interventi di modifica, anche sostanziale, per rifacimento, potenziamento o integrale ricostruzione di impianti di produzione di energia da fonti eoliche o solari, la cui realizzazione potenzialmente possa produrre impatti ambientali significativi e negativi, ad eccezione delle modifiche o estensioni che risultino conformi agli eventuali valori limite stabiliti nei medesimi allegati II e III”.

Merita altresì ricordare che in base al disposto del punto 2) dell’allegato II, sono sottoposti a VIA statale i progetti di “impianti eolici per la produzione di energia elettrica sulla terraferma con potenza complessiva superiore a 30 MW”.

In relazione al calcolo di tale potenza, tale punto 2) è stato integrato dall’art. 10, comma 1, lett. d), n. 1), del D.L. n. 50/2022, al fine di precisare che la citata soglia dei 30 MW è “calcolata sulla base del solo progetto sottoposto a valutazione ed 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”.

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’articola 10 del DL 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”.

 

Oltre a quelle apportate dall’articolo 4-bis qui in commento, si vedano le ulteriori modifiche o gli interventi comunque afferenti al decreto legislativo n. 190/2024 (cd. TU FER) di cui agli articoli 3-sexies e 4-quater del decreto-legge in esame.

 

Articolo 4-ter
(Misure a supporto dei progetti di rinnovamento di impianti rinnovabili e per la stabilizzazione dei prezzi energetici)

 

 

 

L’articolo 4-ter, introdotto in sede referente e composto da un unico comma, interviene sull’articolo 56 del decreto-legge n. 76/2020, che contiene disposizioni di semplificazione in materia di interventi su progetti o impianti alimentati da fonti di energia rinnovabile, inserendo un nuovo comma 4-bis che prevede che le decurtazioni percentuali delle tariffe di riferimento previste dal comma 4 in relazione agli incentivi per interventi di rifacimento di taluni impianti a FER non si applichino nel caso di progetti di intervento che comportino un incremento della potenza pari ad almeno il 20 per cento rispetto alla potenza dell’impianto preesistente. In tal caso, l’incentivo è applicato sul 95 per cento della produzione derivante dagli impianti oggetto di interventi.

 

Il comma 3 dell’articolo 56 del D.L. n. 76/2020 dispone che i produttori di energia elettrica da fonti rinnovabili che abbiano beneficiato di incentivi sotto forma di certificati verdi tariffe omnicomprensive o tariffe premio e che abbiano continuato a godere del regime incentivante, in deroga rispetto a quanto previsto dall’articolo 1, comma 3 del D.L. n. 145/2013 possano partecipare ai bandi pubblicati dal GSE nonché ad eventuali ulteriori strumenti incentivanti. Ai sensi del comma 4 del medesimo articolo 56, gli impianti inseriti in posizione utile nelle graduatorie dei bandi del GSE sono ammessi agli incentivi nel limite della potenza prevista in ciascuna procedura con l’applicazione di una decurtazione percentuale della tariffa di riferimento, pari a una riduzione del 5% rispetto a quella offerta dal produttore. Per gli impianti a registri, la tariffa di riferimento è ridotta del 3%.

 

Articolo 4-quater
(Ulteriori disposizioni per la riduzione del costo dell’energia)

 

 

 

L’articolo 4-quater, aggiunto in sede referente, e composto da un unico comma, al fine di accelerare la realizzazione degli impianti per la produzione di energia da fonte rinnovabile e conseguire in tempi più rapidi la riduzione del costo dell’energia a carico delle famiglie e delle imprese, introduce all’articolo 8, comma 1-bis, del D.lgs. n. 152/2006, dopo la lettera a-bis), disciplinante l’ordine di priorità nella trattazione dei procedimenti di competenza della Commissione tecnica di verifica dell’impatto ambientale - VIA e VAS, la lettera a-ter), che si riferisce agli impianti di produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili soggetti ad autorizzazione unica di competenza statale di cui alla sezione II dell’Allegato C del d.lgs. n. 190/2024.

Per ulteriori informazioni circa l’iter di approvazione del d.lgs. n. 190/2024, si rimanda      all’apposita sezione del sito web della Camera.

 

Articolo 4-quinquies
(Disposizioni per la riduzione dei costi energetici
nel settore sportivo)

 

 

 

L’articolo 4-quinquies, aggiunto in sede referente, prevede l’introduzione di misure di sostegno all’incremento dei costi energetici nel settore sportivo.

L’articolo, composto da un unico comma, prevede, al primo periodo, l’incremento delle risorse del Fondo unico a sostegno del potenziamento del movimento sportivo italiano, di cui all’articolo 1, comma 369 della legge n. 205/2017 (legge di bilancio 2018). In particolare, il Fondo è incrementato di 10 milioni di euro per il 2025 per l’erogazione di contributi a fondo perduto al fine di ridurre i costi dell’energia sostenuti da impianti natatori e piscine energivori gestiti da associazioni e società sportive iscritte nel registro nazionale delle attività sportive dilettantistiche, di cui al decreto legislativo n. 39/2021.

Il secondo periodo del comma 1 precisa che le modalità, i termini di presentazione delle richieste di erogazione dei contributi, i criteri di ammissione e le modalità di erogazione dei contributi stessi, siano individuati con il medesimo decreto del Presidente del Consiglio dei ministri – di concerto con il Ministro dell’economia e delle finanze e con gli altri Ministri interessati – con cui viene disciplinato l’utilizzo del fondo di cui al comma 369, da adottarsi entro il 28 febbraio di ciascun anno. Ciò, anche al fine di rispettare il limite di spesa previsto dall’articolo in esame.

Infine, l’ultimo periodo del comma 1 stabilisce le modalità di copertura degli oneri di cui al primo periodo. La ripartizione dei costi avviene come segue.

·  Per 5.238.000 euro, si provvede mediante corrispondente utilizzo del Fondo di parte corrente di cui all’articolo 34-ter, comma 5, della legge n. 196/2009, iscritto nello stato di previsione del Ministero dell’economia e delle finanze.

Si ricorda che l’articolo 34-ter, comma 5, della legge n. 196/2009, prevede che, in esito al riaccertamento della sussistenza delle partite debitorie iscritte nel conto del patrimonio dello Stato in corrispondenza di residui perenti, esistenti alla data del 31 dicembre dell’anno precedente, in apposito allegato al Rendiconto generale dello Stato è quantificato per ciascun Ministero l’ammontare dei residui passivi perenti eliminati.

Annualmente, successivamente al giudizio di parifica della Corte dei conti, con la legge di bilancio, le somme corrispondenti agli importi di cui al periodo precedente possono essere reiscritte, del tutto o in parte, in bilancio su base pluriennale, in coerenza con gli obiettivi programmati di finanza pubblica, su appositi Fondi da istituire con la medesima legge, negli stati di previsione delle amministrazioni interessate.

·    Per 4.762.000 euro, si provvede mediante corrispondente versamento all’entrata del bilancio dello Stato delle somme disponibili sul bilancio della società Sport e salute s.p.a., a valere sull’autorizzazione di spesa di cui all’articolo 32, comma 12, del decreto legge n. 50/2022, e sull’autorizzazione di spesa di cui dall’articolo 19, comma 12, del decreto legge n. 144/2022.

Si rammenta che l’articolo 32, comma 12, del decreto legge n. 50/2022, in materia di indennità per i lavoratori stagionali del turismo, degli stabilimenti termali, dello spettacolo e dello sport, ha trasferito per il 2022 a Sport e salute S.p.A., per l’erogazione dell’indennità in favore dei collaboratori sportivi, la somma di euro 30 milioni. La medesima norma dispone che le risorse non utilizzate da Sport e salute S.p.A. per le finalità indicate dalla legge sono versate dalla predetta società, entro il 31 dicembre 2022, all’entrata del bilancio dello Stato.

L’articolo 19, comma 12, del decreto legge n. 144/2022, ha previsto per i medesimi lavoratori una ulteriore indennità una tantum. A tal fine, per il 2022, è trasferita alla società Sport e salute S.p.A. la somma di euro 24 milioni. Le risorse non utilizzate dalla società Sport e salute S.p.A. per le finalità di legge sono versate dalla predetta società, entro il 31 dicembre 2022, all’entrata del bilancio dello Stato.

·    Quanto alla compensazione degli effetti finanziari, in termini di fabbisogno e di indebitamento netto, pari a 4.762.000 euro per l’anno 2025, si provvede mediante corrispondente riduzione del Fondo per la compensazione degli effetti finanziari non previsti a legislazione vigente, anche conseguenti all’attualizzazione di contributi pluriennali, di cui all’articolo 1, comma 511, della legge n. 296/2006 (legge finanziaria 2007).

 

 

 

L’articolo 1, comma 369, della legge 27 dicembre 2017, n. 205 (legge di bilancio 2018) ha istituito presso l’Ufficio per lo sport della Presidenza del Consiglio dei ministri (poi sostituito dal Dipartimento per lo sport per effetto del decreto del Presidente del Consiglio dei Ministri 28 maggio 2020) il citato fondo unico a sostegno del potenziamento del movimento sportivo italiano, destinando le risorse ivi stanziate a finanziare progetti collegati a una delle seguenti finalità:

§  incentivare l’avviamento all’esercizio della pratica sportiva delle persone disabili mediante l’uso di ausili per lo sport;

§  sostenere la realizzazione di eventi calcistici di rilevanza internazionale;

§  sostenere la realizzazione di altri eventi sportivi di rilevanza internazionale;

§  sostenere la maternità delle atlete non professioniste;

§  garantire il diritto all’esercizio della pratica sportiva quale insopprimibile forma di svolgimento della personalità del minore, anche attraverso la realizzazione di campagne di sensibilizzazione;

§  sostenere la realizzazione di eventi sportivi femminili di rilevanza nazionale e internazionale.

L’utilizzo del fondo è disposto con uno o più decreti del Presidente del Consiglio dei ministri, da adottare entro il 28 febbraio di ciascun anno, di concerto con il Ministro dell’economia e delle finanze e con gli altri Ministri interessati.

La dotazione del fondo è stata varie volte rideterminata nel corso degli ultimi anni. Esso è attualmente appostato al capitolo 2154 dello stato di previsione del Ministero dell’economia e delle finanze con una dotazione di 26.466.387,00 euro sul 2025.

Con riferimento alle precedenti rimodulazioni, si ricorda che nel corso del 2022 due decreti-legge consecutivi hanno introdotto anche una parziale modifica della destinazione delle risorse del fondo in commento.

In particolare, l’articolo 9, comma 3, del decreto-legge 27 gennaio 2022, n. 4, ha disposto che, per far fronte alla crisi economica determinatasi in ragione delle misure di contenimento e gestione dell’emergenza epidemiologica da COVID-19, le risorse del fondo in parola potessero essere parzialmente destinate all’erogazione di contributi a fondo perduto per le associazioni e società sportive dilettantistiche maggiormente colpite dalle restrizioni, con specifico riferimento alle associazioni e società sportive dilettantistiche che gestiscono impianti sportivi, ed in particolare, che una quota delle risorse, fino al 30 per cento della dotazione complessiva del fondo, fosse destinata alle società e associazioni dilettantistiche che gestiscono impianti per l’attività natatoria.

Subito a seguire, l’articolo 7, commi da 1 a 3, del decreto-legge 1° marzo 2022, n. 17, ha in parte confermato tale disposizione (sebbene omettendo il riferimento alla quota massima del 30 per cento della dotazione complessiva del fondo riservata alle società e associazioni dilettantistiche che gestiscono impianti per l’attività natatoria), stavolta al fine di consentire alle associazioni e società sportive dilettantistiche, e particolarmente a quelle che gestiscono impianti sportivi e piscine, di far fronte alla crisi economica determinata dagli aumenti dei prezzi nel settore elettrico e ridurne gli effetti distorsivi.

Tali destinazioni sono state confermate dai successivi rifinanziamenti del fondo, ed in particolare dall’articolo 7, commi da 1 a 3, del decreto-legge 23 settembre 2022, n. 144, che, per come modificato da svariate novelle successive, nell’incrementare le risorse del fondo di 60 milioni di euro per il 2022 e di 35 milioni di euro per l’anno 2023, ha previsto che una quota di tali risorse aggiuntive pari ad almeno 10 milioni di euro fosse destinata all’erogazione di contributi a fondo perduto a favore di associazioni e società sportive dilettantistiche che gestiscono in esclusiva impianti natatori e piscine per attività di base e sportiva.

Più di recente, l’articolo 11-bis del decreto-legge 11 giugno 2024, n. 76 ha previsto che una quota delle risorse del fondo di cui si discorre, pari a 400.000 euro annui a decorrere dall’anno 2025, sia utilizzata, quanto a 300.000 euro annui, per il funzionamento del Nucleo di valutazione delle proposte di candidatura per la realizzazione di grandi eventi sportivi a carattere internazionale istituito presso il Dipartimento per lo sport della Presidenza del Consiglio dei ministri e, quanto a 100.000 euro annui, per la copertura delle spese tecniche derivanti dalla stipula della convenzione che, per lo svolgimento di tali funzioni di valutazione, il Dipartimento può stipulare con la società Sport e salute S.p.a.

Infine, la legge 31 maggio 2024, n. 80 ha stanziato, con copertura a valere sulle risorse del fondo, 1 milione di euro per ciascuno degli anni 2024, 2025 e 2026, quale contributo in favore della Fondazione Teatro Amilcare Ponchielli di Cremona per la realizzazione del Monteverdi Festival di Cremona.

 

Articolo 5
(Misure urgenti per la trasparenza e la confrontabilità delle offerte dei mercati al dettaglio di energia elettrica e gas)

 

 

 

Il comma 1 prevede che, come previsto dall’emendamento approvato in sede referente, entro tre mesi dalla data di entrata in vigore del presente decreto, l’ARERA definisca, con proprio provvedimento, le misure occorrenti per aumentare la trasparenza e la confrontabilità delle offerte di energia elettrica e di gas ai clienti finali domestici sul mercato libero, in maniera da consentire un’agevole leggibilità delle offerte e dei contratti di fornitura anche con la previsione di documenti tipo dei quali i fornitori di energia elettrica e gas sono tenuti ad avvalersi, oltre che con la riduzione e semplificazione dei componenti dei corrispettivi applicabili nei contratti al dettaglio di energia elettrica e gas, con l’obiettivo di razionalizzare i parametri di riferimento per la definizione dei corrispettivi medesimi.

Come precisato a seguito di un intervento emendativo apportato al comma 1 in sede referente, si prevede altresì che, con il medesimo provvedimento, l’ARERA stabilisca termini e modalità per l’applicazione delle misure ivi previste anche ai contratti di fornitura già in essere alla data di acquisto dell’efficacia del provvedimento stesso. Con il medesimo provvedimento, come previsto dall’emendamento approvato in sede referente, l’ARERA stabilisce le modalità con cui i venditori di energia elettrica e di gas trasmettono ai clienti finali domestici sul mercato libero le comunicazioni di modifica delle condizioni contrattuali, secondo modalità semplificate e idonee a garantirne la massima conoscibilità. Le comunicazioni dovranno recano, in evidenza, la dicitura “Proposta di modifica unilaterale del contratto”.

Si precisa, infine, che l’ARERA aggiorna il Codice di condotta commerciale per la vendita di energia elettrica e di gas naturale ai clienti finali in coerenza con le disposizioni di cui al presente comma.

Il comma 2 stabilisce che, in caso di inosservanza del provvedimento adottato ai sensi del comma 1, l’ARERA eserciti i poteri sanzionatori alla medesima attribuiti dall’articolo 2, comma 20, lettera c), della legge 14 novembre 1995, n. 481. Tale ultima disposizione consente all’ARERA di irrogare sanzioni amministrative pecuniarie non inferiori nel minimo a euro 2.500 e non superiori nel massimo a lire 300 miliardi; inoltre, in caso di reiterazione delle violazioni attribuisce alla medesima Autorità la facoltà, qualora ciò non comprometta la fruibilità del servizio da parte degli utenti, di sospendere l’attività di impresa fino a 6 mesi ovvero di proporre al Ministro competente la sospensione o la decadenza della concessione.

 

Articolo 5-bis
(Riconoscimento della figura professionale del consulente alla vendita di servizi energetici e di telecomunicazioni)

 

 

L’articolo 5-bis, composto di tre commi, è stato aggiunto in sede referente.

Nel dettaglio il comma 1 riconosce formalmente la figura professionale del consulente per la gestione delle utenze dei servizi energetici e di telecomunicazioni. È un professionista che assiste gli utenti nella supervisione e nell’amministrazione delle loro utenze, offrendo supporto nella comprensione dei servizi e nella gestione quotidiana degli stessi.

A questa figura si applica la legge 14 gennaio 2013, n. 4, che regola le professioni non organizzate. Il consulente deve possedere una solida preparazione e una concreta esperienza nel proprio ambito di specializzazione, dimostrando conoscenza approfondita dei principali attori del settore e dei servizi coinvolti. Inoltre, deve essere ben informato sul Codice del consumo (di cui al decreto legislativo n. 206/2005), sulle modalità contrattuali, sulle tariffe e i prezzi, così come sulle norme relative alla privacy e alla trasparenza. Si sottolinea anche l’importanza della formazione continua, che il professionista è tenuto a curare costantemente per rimanere aggiornato e competente.

Il comma 2 specifica che la qualificazione dei servizi prestati dal consulente può essere attestata da un’associazione professionale costituita secondo i criteri stabiliti dall’articolo 2 della citata legge n. 4/2013. Per ottenere tale attestazione, il professionista deve essere iscritto all’associazione che, previa verifica delle competenze, può rilasciare detta attestazione sotto la responsabilità del proprio rappresentante legale. Questo procedimento segue le modalità indicate dall’articolo 7 della medesima legge.

Infine, il comma 3 introduce la possibilità di ottenere una certificazione ufficiale delle competenze del consulente rilasciata da un ente di certificazione accreditato da Accredia, l’ente italiano preposto all’accreditamento, secondo quanto previsto dalla norma UNI 11782:2020.

La suddetta norma UNI 11782:2020 stabilisce uno standard di riferimento per la valutazione delle conoscenze, competenze e abilità necessarie a esercitare la professione in modo qualificato.

Viene inoltre riconosciuta la validità delle certificazioni rilasciate da altri Paesi: in particolare, sono considerate equivalenti le attestazioni ottenute in uno Stato membro dell’Unione europea, in un Paese appartenente allo Spazio Economico Europeo, oppure in Svizzera.

 

Articolo 6, commi 1-2
(Disposizioni per l’effettività della tutela nell’ambito dei procedimenti sanzionatori attivati dalle Autorità di settore)

 

 

 

L’articolo 6, comma 1, integra il comma 6-bis dell’articolo 45 del decreto legislativo 1° giugno 2011, n. 93^[16], prevedendo che, nei casi di particolare urgenza, l’Autorità competente – ora denominata Autorità di regolazione per energia reti e ambiente (ARERA) – possa, d’ufficio, deliberare, con atto motivato, l’adozione di misure cautelari, che assicurino il più utile e tempestivo perseguimento degli interessi tutelati, anche prima dell’avvio del procedimento sanzionatorio, anche avvalendosi, ove necessario, delle facoltà disciplinate dall’articolo 2, comma 20, della legge 14 novembre 1995, n. 481^[17].

 

Il comma 20 dell’articolo 2 della legge istitutiva di ARERA attribuisce il potere di richiedere informazioni e documenti ai soggetti esercenti il servizio sulla loro attività; poteri di controllo; poteri sanzionatori che consistono in sanzioni amministrative pecuniarie non inferiori nel minimo a euro 2.500 e non superiori nel massimo a lire 300 miliardi ovvero, in caso di reiterazione delle violazioni, nella facoltà di sospendere l’attività di impresa fino a 6 mesi ovvero proporre al Ministro competente la sospensione o la decadenza della concessione, ferma restando la fruibilità del servizio da parte dei consumatori; il potere di ordinare la cessazione dei comportamenti lesivi dei diritti degli utenti e di imporre la corresponsione di indennizzi; la facoltà di adottare, nell’ambito della procedura di conciliazione o di arbitrato, provvedimenti temporanei diretti a garantire la continuità dell’erogazione del servizio ovvero a far cessare forme di abuso o di scorretto funzionamento da parte del soggetto esercente il servizio.

 

Il comma 2 modifica l’articolo 1, comma 545, della legge 11 dicembre 2016, n. 232 (legge di bilancio per il 2017).

Tale comma 545, al fine di contrastare il fenomeno del c.d. secondary ticketing, ossia del collocamento di biglietti per attività di spettacolo acquistati in maniera massiva e successivamente rivenduti a prezzi superiori rispetto a quelli esposti sul biglietto, ha disposto che la vendita, o qualsiasi altra forma di collocamento, di titoli di accesso ad attività di spettacolo effettuata da soggetti diversi dai titolari dei sistemi per la loro emissione (organizzatori degli spettacoli e titolari di biglietterie automatizzate autorizzate) sia punita, salvo che il fatto non costituisca reato, con l’inibizione della condotta e con una sanzione amministrativa pecuniaria da € 5.000 a € 180.000.

In caso di utilizzo delle reti di comunicazione elettronica, è prevista la rimozione dei contenuti o, nei casi più gravi, l’oscuramento del sito internet attraverso il quale la violazione è stata posta in essere, fatte salve le azioni risarcitorie.

La novella in esame, integrando il comma 545 in questione, prevede che, in tali casi, il sito internet sia comunque oscurato in caso di mancato pagamento di sanzioni amministrative pecuniarie – irrogate dall’Autorità per le garanzie nelle comunicazioni – per importi complessivamente non inferiori a un milione di euro e sempreché la sanzione non sia più contestabile in giudizio per decorso dei termini o per intervenuto giudicato dell’eventuale impugnazione.

 

Si rammenta che il comma 545 citato attribuisce i compiti di accertamento e intervento all’Autorità per le garanzie nelle comunicazioni (AGCOM) di concerto con l’Autorità garante della concorrenza e del mercato (AGCM). Ai medesimi soggetti spetta anche, se del caso, comminare le sanzioni amministrative pecuniarie previste dalla normativa vigente.

Non è oggetto di sanzione la vendita effettuata da una persona fisica in modo occasionale, purché senza finalità commerciali, nonché alla nuova condizione che la stessa vendita sia effettuata ad un prezzo uguale o inferiore a quello nominale.

Si ricorda che il potere sanzionatorio delle autorità indipendenti è previsto dall’art. 2, co. 20, della L. 481/1995 (al riguardo, v. supra il comma 1 del presente articolo 6).

La definizione della disciplina attuativa è stata rimessa a un decreto interministeriale (Ministro dell’economia e delle finanze, Ministro della giustizia e Ministro dei beni e delle attività culturali e del turismo), da emanare sentite l’AGCOM e la SIAE.

È dunque intervenuto il D.M. 12 marzo 2018, che ha disposto che i titolari dei sistemi di emissione – intendendosi tali i soggetti responsabili, anche sulla base di apposito contratto o convenzione, del funzionamento del sistema informatico idoneo all’emissione automatizzata dei titoli di accesso ad attività di spettacolo e della trasmissione per via telematica o tramite supporto magnetico dei riepiloghi da inviare alla SIAE – assicurano che la vendita, o altre forme di collocamento attraverso reti di comunicazione elettronica, di titoli di accesso ad attività di spettacolo avvengano esclusivamente attraverso sistemi informatici che, essendo idonei a distinguere l’accesso effettuato da una persona fisica rispetto a quello effettuato da un programma automatico, impediscano l’acquisto da parte di tale programma, e siano in grado di identificare l’acquirente.

 

Inoltre, si rammenta, per completezza, che i commi da 545-bis a 545-quinquies dell’art. 1 della legge di bilancio per il 2017 (inseriti dall’art. 1, comma 1100, della legge n. 145 del 2018) recano ulteriori disposizioni inerenti la vendita di titoli per attività di spettacolo. Tali commi prevedono l’obbligo di vendita di biglietti con nominativo per taluni spettacoli in impianti con capienza superiore a 5.000 spettatori. Sono esenti da tale obbligo lo spettacolo viaggiante e gli spettacoli di attività lirica, sinfonica e cameristica, prosa, jazz, balletto, danza e circo contemporaneo, nonché le manifestazioni carnevalesche, i corsi mascherati, le rievocazioni storiche, giostre e manifestazioni similari. Sono quindi dettate specifiche disposizioni inerenti alla cessione autorizzata di tali titoli nominali o alla possibilità di variare l’intestatario del biglietto, nonché le misure per la vigilanza e in controllo sul rispetto di tali norme.

 

Articolo 6, commi 2-bis-2-ter
(Fringe benefit veicoli aziendali in uso promiscuo)

 

 

 

Il comma 2-bis, aggiunto in sede referente, introduce il nuovo comma 48­-bis nell’articolo 1 della legge n. 207 del 2024 (legge di bilancio 2025), il quale, con riferimento ai veicoli concessi in uso promiscuo dal 1° luglio 2020 al 31 dicembre 2024, nonché a quelli ordinati dai datori di lavoro entro il 31 dicembre 2024 e concessi in uso promiscuo dal 1° gennaio 2025 al 30 giugno 2025, fa salva l’applicazione della disciplina sui criteri di tassazione dei fringe benefits connessi a tali veicoli prevista dall’articolo 51, comma 4, lettera a), del decreto del Presidente della Repubblica n. 917 del 1986 (TUIR), nel testo vigente al 31 dicembre 2024. La medesima disposizione chiarisce che lo scopo è quello di assicurare la progressiva implementazione delle misure preordinate al raggiungimento degli obiettivi di transizione energetica, in ossequio, tra l’altro, ai principi di progressività e proporzionalità per famiglie e imprese.

 

Al riguardo, si rammenta che la previgente disciplina di cui al sopra citato articolo 51, comma 4, lettera a), stabiliva che, ai fini della determinazione in denaro dei valori che costituiscono il reddito da lavoro dipendente, per le autovetture, gli autoveicoli per uso promiscuo e gli autocaravan indicati nell’articolo 54, comma 1, lettere a), c) e m), del Codice della strada (decreto legislativo n. 285 del 1992), i motocicli e i ciclomotori di nuova immatricolazione, con valori di emissione di anidride carbonica non superiori a 60 grammi per chilometro (g/km di CO2), concessi in uso promiscuo con contratti stipulati a decorrere dal 1° luglio 2020, venisse considerato esclusivamente il 25 per cento dell’importo corrispondente ad una percorrenza convenzionale di 15 mila chilometri calcolato sulla base del costo chilometrico di esercizio convenzionale, con effetto dal periodo d’imposta successivo, al netto degli ammontari eventualmente trattenuti al dipendente. Tale percentuale, peraltro, era via via aumentata per veicoli con valori di emissione di anidride carbonica superiori a 60 g/km, in particolare:

§  30 per cento con valori di emissione di anidride carbonica superiori a 60 g/km ma non a 160 g/km;

§  40 per cento per l’anno 2020 e 50 per cento a decorrere dall’anno 2021 con valori di emissione superiori a 160 g/km ma non a 190 g/km;

§  50 per cento per l’anno 2020 e 60 per cento a decorrere dall’anno 2021 con valori di emissione superiori a 190 g/km.

 

Sul punto, si osserva che l’Agenzia delle entrate, con risoluzione n. 46/E del 2020, aveva chiarito che le nuove soglie di concorrenza del fringe benefit alla determinazione del reddito di lavoro dipendente, introdotte dall’articolo 1, comma 632, della legge n. 160 del 2019 (legge di bilancio 2020), rilevavano solo ed esclusivamente nel caso si concedessero ai dipendenti veicoli immatricolati a decorrere dal 1° luglio 2020 e solo a condizione che i contratti di concessione degli stessi decorressero dalla medesima data; diversamente, nel caso di contratti stipulati con decorrenza dal 1° luglio 2020, ma aventi ad oggetto veicoli immatricolati in data antecedente, restavano valide le percentuali vigenti fino al 31 dicembre 2019.

Inoltre, per completezza, si segnala che il comma 48 della legge di bilancio 2025, intervenendo su già citato articolo 51, comma 4, lettera a), del TUIR, ha ulteriormente modificato tale disciplina per i casi di concessione in uso promiscuo ai dipendenti degli autoveicoli sopra menzionati, dei motocicli e dei ciclomotori di nuova immatricolazione, con contratti stipulati a decorrere dal 1° gennaio 2025, prevedendo la concorrenza alla formazione del reddito di un ammontare pari al 50 per cento dell’importo corrispondente ad una percorrenza convenzionale di 15 mila chilometri. Tale percentuale è ridotta al 10 per cento nei casi in cui i veicoli concessi ai dipendenti siano a trazione esclusivamente elettrica a batteria ovvero al 20 per cento per i veicoli elettrici ibridi plug in (per ulteriori approfondimenti, si rinvia al relativo dossier).

 

Il comma 2-ter, anch’esso aggiunto in sede referente, prevede la copertura finanziaria degli oneri derivanti dalla predetta disposizione.

Nello specifico, si stabilisce che a tali oneri, pari a 8,3 milioni di euro per l’anno 2025, 9,5 milioni di euro per ciascuno degli anni 2026 e 2027, 1,2 milioni di euro per l’anno 2028, si provvede mediante corrispondente riduzione del Fondo per gli interventi strutturali di politica economica di cui all’articolo 10, comma 5, del decreto-legge n. 282 del 2004.

 

Articolo 7
(Entrata in vigore)

 

 

 

Il decreto-legge è dunque vigente dal 1° marzo 2025.

 

Si ricorda che, ai sensi dell’articolo 1 del disegno di legge di conversione del presente decreto, quest’ultima (insieme alle modifiche apportate al decreto in sede di conversione) entra in vigore il giorno successivo a quello della propria pubblicazione nella Gazzetta Ufficiale.