1. Che cosa sono i PPA

Il PPA è un contratto di compravendita di energia elettrica, tipicamente pluriennale (5-15 anni), stipulato tra un produttore — o un trader/utility che ne fa le veci — e un consumatore finale, l’offtaker. La sua funzione economica non è solo l’approvvigionamento: è, prima di tutto, uno strumento di certezza. Per il produttore, il PPA stabilizza uno dei flussi di ricavo dell’investimento e ne facilita la bancabilità, consentendo di ottenere i finanziamenti necessari a sostenere il capex. Per il consumatore, sterilizza la volatilità del prezzo dell’energia — un tema che negli ultimi anni, tra tensioni geopolitiche e mercati globali di gas e petrolio, ha smesso di essere un problema marginale.

Sul piano giuridico, la differenza rispetto agli strumenti incentivanti pubblici (i CfD del meccanismo FER X) è netta e si gioca su tre domande: chi scrive le regole del contratto, chi porta i rischi, su quale bilancio poggia la bancabilità. Nel FER X le regole sono in larga parte definite dal GSE come controparte pubblica; nel PPA vale l’autonomia negoziale delle parti, che allocano liberamente rischio controparte, rischio prezzo, rischio volume e rischio legale. Se il CfD compra bancabilità attraverso la rigidità di uno schema standardizzato, il PPA compra flessibilità attraverso la complessità: ogni clausola — allocazione dei rischi, sbilanciamento, curtailment, change of control — va negoziata e resa bancabile caso per caso. Non sorprende quindi che, mentre il mercato dei PPA matura, i tempi di negoziazione non si siano accorciati: è cresciuta piuttosto la consapevolezza delle parti sui rischi da gestire.

2. Le tipologie di PPA

Il modello contrattuale varia in funzione della disponibilità di spazi, della taglia del cliente e del grado di rischio che le parti sono disposte ad assumere.

PPA on-site: l’impianto (tipicamente fotovoltaico) è realizzato presso il sito del consumatore. È il modello con il periodo di rientro più breve, perché azzera oneri di trasporto e dispacciamento, ma è limitato dalla disponibilità di superfici e quindi poco scalabile per i grandi consumi.

PPA off-site: il produttore sviluppa l’impianto altrove e l’energia raggiunge il consumatore tramite la rete nazionale. È il modello oggi più diffuso.

PPA fisico (pay-as-produced): prevede una consegna fisica dell’energia effettivamente prodotta dall’impianto.

PPA virtuale o finanziario (VPPA): la forma oggi prevalente nel mercato off-site. È un contratto per differenza: le parti fissano un prezzo di riferimento e si scambiano solo il differenziale rispetto al prezzo di mercato, senza alcuna consegna fisica di energia. È lo schema che si sta diffondendo sempre più anche tra corporate industriali e della grande distribuzione.

PPA ibridi: combinano più fonti (tipicamente fotovoltaico ed eolico) per appiattire la curva di produzione e avvicinarla al profilo di consumo del cliente, che raramente coincide con la “campana” tipica del solo fotovoltaico.

Il trend attuale conferma la tesi di apertura: si registra una minore enfasi sull’addizionalità e sulla realizzazione di nuova capacità, e una crescente centralità della stabilità di prezzo.

3. La riforma del Decreto Bollette: le ultime novità normative

Il D.L. 21/2026 (Decreto Bollette), convertito con modificazioni dalla L. 49/2026, interviene sui PPA all’art. 4, modificando l’art. 28 del D.Lgs. 199/2021 (il decreto che aveva istituito la Bacheca PPA gestita dal GME).

Le novità principali:

Nuove sezioni della Bacheca PPA, dedicate lato domanda alla stipula di contratti di durata non inferiore a tre anni, anche in forma aggregata. I contratti restano negoziati e stipulati dalle parti al di fuori della bacheca — che mantiene una funzione di incontro domanda/offerta e di registrazione — ma la Bacheca diventa lo snodo attraverso cui accedere al meccanismo di garanzia.

Aggregazione della domanda, anche per le PMI, con il coinvolgimento dell’Acquirente Unico: un correttivo pensato per superare il limite dimensionale che finora ha reso il PPA uno strumento quasi esclusivo della grande impresa.

Garanzia di ultima istanza del GSE, rafforzata dall’intervento di SACE: per la quota di rischio eccedente le risorse pubbliche già destinate alla garanzia (art. 28, commi 2-bis e 2-ter, D.Lgs. 199/2021), SACE può rilasciare coperture a condizioni di mercato fino a un massimo del 70%, con impegni ripartiti nella misura del 20% in capo a SACE e dell’80% in capo allo Stato, senza vincolo di solidarietà. L’importo massimo degli impegni assumibili da SACE è fissato in 250 milioni di euro per l’anno 2026.

4. La garanzia del GSE: come funziona e a cosa serve

Il ruolo del GSE come garante di ultima istanza non nasce con il Decreto Bollette 2026: era già stato istituito dal DM MASE-MEF n. 152 del 20 giugno 2025, in attuazione della disciplina sul mercato organizzato dei PPA (MPPA/Bacheca PPA gestita dal GME). L’art. 4 del D.L. 21/2026 interviene su quell’impianto preesistente, estendendolo e potenziandolo con il coinvolgimento di SACE.

Il meccanismo risponde a un’esigenza concreta, ben descritta nel confronto con lo schema FER X: nel PPA “the contract is only as good as its counterparty” — la bancabilità dipende interamente dal merito creditizio dell’offtaker e dal pacchetto di garanzie negoziato tra le parti (parent company guarantee, lettere di credito, garanzie autonome a prima richiesta), oltre che da clausole più complesse come quelle di change of control. Per i grandi gruppi industriali, dotati di rating adeguato, questo è un costo di negoziazione gestibile. Per una PMI, spesso, è la vera barriera d’accesso al mercato dei PPA — non la dimensione dei consumi, ma la dimensione del rating.

Con la garanzia GSE, in caso di inadempimento di una delle parti, il Gestore può subentrare nella posizione della controparte inadempiente, riducendo — senza azzerarlo — il rischio di controparte che oggi grava per intero sul produttore in fase di selezione dei propri clienti. È un tassello che si aggiunge, non che sostituisce: resta comunque necessaria una valutazione del merito creditizio dell’offtaker, secondo requisiti (rating o scoring minimo, regolarità camerale, contributiva e fiscale) definiti in sede di consultazione pubblica ma non ancora formalizzati in via definitiva.

5. Le nuove Regole Operative del GSE: in arrivo nelle prossime settimane

Il tassello che manca, a oggi, è proprio quello attuativo. Nel corso del 2026 GME e GSE hanno condotto due consultazioni pubbliche parallele: una sul modello di funzionamento della nuova sezione della Bacheca PPA, l’altra — conclusa il 30 giugno 2026 — sulle Regole Operative per la qualifica dei soggetti partecipanti e per la disciplina della garanzia di ultima istanza rafforzata dall’art. 4 del Decreto Bollette.

Alla data di pubblicazione di questo articolo, le Regole Operative definitive non sono ancora state formalizzate. La fase di consultazione si è però chiusa da tempo, e il quadro emerso — requisiti soggettivi per l’accesso alla garanzia, modalità di subentro del GSE nei contratti di dispacciamento, corrispettivo per l’accesso alla garanzia da sottoporre ad ARERA — lascia attendere la pubblicazione nelle prossime settimane. Sarà quel provvedimento, e non il Decreto Bollette in sé, a stabilire in concreto quanto la garanzia sarà accessibile anche alle PMI o resterà, nei fatti, uno strumento per operatori già strutturati.

Il nostro punto di vista

La riforma conferma una tendenza che i professionisti del settore osservano da tempo: il PPA sta uscendo dall’ufficio sostenibilità ed entrando nell’ufficio tesoreria. La domanda che i clienti ci pongono sempre più spesso non è “quanta energia verde compro”, ma “quale rischio assumo per 10 o 15 anni” — e questa è la chiave di lettura corretta anche per la garanzia GSE-SACE: non è un sostituto della due diligence contrattuale, ma uno strumento che ne abbassa il costo per i soggetti meno strutturati.

Sul fronte GSE, monitoreremo gli sviluppi relativi alle Regole Operative attuative e forniremo i prossimi aggiornamenti non appena disponibili.

L'articolo PPA in Italia: cosa sono, le tipologie e le novità della garanzia GSE dopo il Decreto Bollette (L. 49/2026) proviene da GreenSquare Società tra Avvocati.

L'articolo Saturazione virtuale della rete: il nuovo modello “first permitted, first connected” (DM MASE n. 291/2026) proviene da GreenSquare Società tra Avvocati.

1. Che cos’è e quando parte

Il FER X Definitivo è il regime che sostituisce, a regime, il meccanismo transitorio del 2024. Dopo il via libera della Commissione europea (decisione dell’8 giugno 2026, che non ha sollevato obiezioni) e il vaglio degli organi di controllo, il decreto è stato firmato il 18 giugno 2026 ed è entrato in vigore il 7 agosto 2026.

Al decreto principale si affiancano due atti: il decreto direttoriale n. 82/2026, che fissa il calendario delle gare, e le Regole Operative del GSE, che dettano la parte pratica. Queste ultime, per ora, coprono la fase iniziale (la qualifica preliminare), mentre le regole di dettaglio sulla manifestazione di interesse e sulla solidità finanziaria arriveranno con aggiornamenti successivi.

2. Come si accede: piccoli impianti e gare

Il meccanismo si divide in due canali, in base alla taglia dell’impianto.

Gli impianti fino a 1 MW accedono direttamente al supporto, senza gara, presentando la domanda all’entrata in esercizio; per questa fascia i prezzi li fissa l’ARERA. Gli impianti sopra 1 MW partecipano invece a gare competitive bandite dal GSE, offrendo un ribasso sul prezzo di riferimento fissato dal decreto.

Cambia anche il modo in cui l’incentivo viene erogato: sotto i 200 kW si applica una tariffa omnicomprensiva gestita dal GSE; dai 200 kW in su si usa un contratto per differenza a due vie, in cui il GSE integra la differenza quando il prezzo di mercato è basso e la recupera quando è alto. In entrambi i casi il diritto all’incentivo dura 20 anni.

3. Quanta capacità e a quali prezzi

Il volume complessivo è di 37,15 GW: 10 GW riservati all’accesso diretto (impianti fino a 1 MW) e 27,15 GW alle gare, così ripartiti tra le tecnologie — 10 GW fotovoltaico, 16,5 GW eolico, 0,63 GW idroelettrico, 0,02 GW gas da depurazione. L’accesso diretto resta aperto fino al 31 dicembre 2030 o, se prima, fino al raggiungimento dei 10 GW.

Per le gare, i prezzi di riferimento (in €/MWh) sono questi:

Il valore più alto (prezzo di esercizio superiore) è la base d’asta su cui si offre il ribasso. Sono previsti due bonus sul prezzo: +27 €/MWh per il fotovoltaico che sostituisce coperture in eternit o amianto e +10 €/MWh per gli impianti su specchi d’acqua. Una novità sono i coefficienti zonali, che sostituiscono la vecchia correzione geografica: non toccano il prezzo riconosciuto, ma influenzano la posizione in graduatoria, per premiare le localizzazioni più utili alla rete. Saranno definiti con un decreto successivo.

4. La qualifica preliminare: il passaggio-chiave

Per andare in gara serve prima ottenere una qualifica preliminare, che si richiede sul Portale FER-X Definitivo con dichiarazione sostitutiva (ai sensi del DPR 445/2000) e accesso tramite SPID. Non c’è silenzio-assenso: il GSE risponde con un provvedimento espresso entro 90 giorni (ridotti a 60 per la prima gara), al netto delle sospensioni per eventuali integrazioni. La qualifica vale due anni, non prorogabili.

Due aspetti meritano attenzione. Primo: i dati dichiarati in qualifica non sono più modificabili in seguito: per correggerli bisogna annullare tutto, ripresentare la domanda e ripagare gli oneri istruttori (da 100 a 2.300 euro secondo la taglia, non rimborsabili). Secondo: la solidità finanziaria e la cauzione provvisoria (5% dell’investimento) non si presentano in qualifica, ma dopo, con la manifestazione di interesse; l’ammissione in graduatoria richiede poi una cauzione definitiva (10%). Conviene quindi impostare la qualifica con la massima cura fin dal primo invio.

5. I punti su cui non sbagliare

Alcune regole hanno un impatto pratico diretto e sono facili da sottovalutare.

Per il fotovoltaico serve il titolo abilitativo alla costruzione e all’esercizio: la sola VIA non basta (resta sufficiente solo per le altre tecnologie). Attenzione soprattutto al calcolo della potenza: per il fotovoltaico conta la somma della potenza dei moduli, non la potenza immessa in rete. Un impianto autorizzato per “4 MW in immissione” ma con 9.000 moduli da 500 W vale in realtà 4.500 kW, e questo può spostarlo dall’accesso diretto all’obbligo di gara. Sulla stessa linea, le regole anti-frazionamento sommano gli impianti di uno stesso soggetto (o di società collegate) su terreni vicini: se il totale supera 1 MW, si va tutti in gara.

Infine, i lavori non possono partire prima della domanda di gara. Le opere di rete non contano come avvio lavori, ma la costruzione dell’impianto sì. E la firma di un contratto EPC prima della domanda vale come “primo fermo impegno” (cioè come avvio lavori) a meno che il contratto non sia espressamente subordinato all’esito della gara. È un punto da governare con le clausole giuste.

6. Criteri “verdi”, calendario e la finestra che conta

Almeno il 30% della capacità di fotovoltaico ed eolico è riservato a gare dedicate secondo il Net-Zero Industry Act, con criteri legati alla sostenibilità, alla cybersicurezza e all’origine dei componenti (la cosiddetta resilienza). In graduatoria pesano anche la presenza di sistemi di accumulo e i contratti PPA di lungo periodo: tutti elementi che, per contare, vanno dichiarati già in qualifica.

Il calendario prevede sette gare ordinarie trimestrali (da dicembre 2026 a giugno 2028) e quattro gare NZIA per solo fotovoltaico ed eolico. Ma le date davvero decisive sono due: il 30 settembre 2026, termine ultimo per chiedere la qualifica in tempo utile per la prima gara di dicembre; e soprattutto la finestra biennale, entro cui, per gli impianti sopra 1 MW gli aiuti possono essere concessi. Quella finestra decorre dall’entrata in vigore del decreto e si chiude due anni dopo: è la ragione per cui il calendario delle gare si ferma a giugno 2028.

Il nostro punto di vista

Il FER X Definitivo conferma la direzione già nota — incentivi a prezzo amministrato e contratti per differenza — ma sposta il baricentro delle decisioni prima della gara e dentro un orizzonte compresso.

Il vincolo che conta davvero non è il 2030, ma la finestra biennale per gli impianti sopra 1 MW: chi punta alle gare deve pianificare a ritroso da quella scadenza, considerando i tempi della qualifica preliminare. Sul piano progettuale, la nuova definizione di potenza del fotovoltaico impone una verifica preliminare accurata, perché può cambiare il canale di accesso; e le regole anti-frazionamento vanno valutate per tempo. Restano infine tre nodi da presidiare con le scelte contrattuali giuste: l’irreversibilità dei dati di qualifica, il contratto EPC (da subordinare all’esito della gara) e i criteri di priorità e di aggiudicazione, che vanno preparati prima, non durante la gara.

L'articolo FER X Definitivo: il nuovo meccanismo di supporto alle rinnovabili (DM MASE n. 194/2026) proviene da GreenSquare Società tra Avvocati.

1. La vicenda e le questioni sollevate dal TAR Lazio

Le questioni traggono origine da quattro decisioni del TAR Lazio, sez. III, del 13 maggio 2025 (ordd. 136-139/2025), riunite dalla Corte, rese sull’impugnazione del d.m. 21 giugno 2024 (individuazione delle aree idonee) da parte di alcune società attive nella produzione di energia solare. I progetti in gioco riguardavano impianti agrivoltaici “non avanzati”, con moduli collocati a terra.

Le norme censurate erano l’art. 5, commi 1 e 2, del d.l. 15 maggio 2024, n. 63 (convertito dalla l. 101/2024), che aveva inserito il comma 1-bis nell’art. 20 del d.lgs. 199/2021, e l’art. 2, comma 2, primo periodo, del d.lgs. 190/2024 (Testo Unico FER). Secondo il rimettente non era praticabile un’interpretazione costituzionalmente orientata: il divieto colpisce gli impianti “con moduli collocati a terra” e vi rientrano, quindi, anche gli agrivoltaici tradizionali con pannelli al suolo. Le censure, riferite agli artt. 3, 9, 11 e 117, primo comma, Cost., investivano il principio eurounitario di massima diffusione delle rinnovabili, il principio di integrazione delle tutele ambientali e i principi di proporzionalità e ragionevolezza, ritenuti lesi da un divieto ancorato alla sola classificazione urbanistica.

2. L’evoluzione della norma e il nodo dello ius superveniens

Nel corso del giudizio il divieto — nato come comma 1-bis dell’art. 20 del d.lgs. 199/2021 — è stato abrogato dal d.l. 21 novembre 2025, n. 175 (convertito dalla l. 15 gennaio 2026, n. 4) e trasferito nel nuovo art. 11-bis del Testo Unico FER, che ne riproduce sostanzialmente il contenuto.

La Corte respinge la richiesta dell’Avvocatura di restituzione degli atti in ragione dello ius superveniens. In forza del principio tempus regit actum, poiché nei giudizi principali si controverte sulla legittimità di un atto — il d.m. 21 giugno 2024 —, il TAR dovrà comunque scrutinarlo alla luce della disciplina vigente al momento della sua adozione: l’abrogazione non incide dunque sulla rilevanza. Né la nuova norma è satisfattiva o marginale: l’art. 11-bis restringe ulteriormente le aree utilizzabili per il fotovoltaico a terra e introduce nuovi oneri asseverativi, aggravando anziché attenuare il pregiudizio. Per le stesse ragioni è escluso il trasferimento della quaestio sulla disciplina sopravvenuta.

3. La massima diffusione delle rinnovabili non è un valore assoluto (artt. 11 e 117 Cost.)

Il ragionamento muove da una premessa qualificatoria decisiva: quella degli impianti fotovoltaici è una categoria generale, entro la quale l’agrivoltaico si colloca come species del più ampio genus. Ne discende che il divieto non preclude, nelle zone agricole, l’installazione di tutti gli impianti fotovoltaici, ma soltanto di quelli con moduli collocati a terra. Resta consentita — come lo stesso TAR riconosce nella propria giurisprudenza — la realizzazione di impianti agrivoltaici con moduli non collocati a terra, che preservano la continuità delle attività colturali e pastorali. L’indeterminatezza strutturale della nozione, del resto, è compensata dalla chiarezza della finalità: l’art. 5 è rubricato “Disposizioni finalizzate a limitare l’uso del suolo agricolo”.

A ciò si aggiunge il fitto sistema di deroghe: interventi su impianti esistenti senza incremento di superficie; cave, miniere e discariche dismesse; siti ferroviari, autostradali e aeroportuali; aree industriali e adiacenti alla rete autostradale; progetti CER e progetti attuativi del PNRR/PNC; clausola di salvaguardia per i procedimenti già avviati. Alla luce di questo quadro, il rimettente non ha dimostrato che le residue possibilità di sfruttamento solare dei terreni agricoli siano tanto esigue da compromettere gli obiettivi europei. La censura è infondata.

4. Paesaggio agrario, tutela del suolo e proporzionalità (artt. 9 e 3 Cost.)

Sul versante dell’art. 9 Cost., la Corte inquadra tutela del suolo e promozione delle rinnovabili come politiche interdipendenti. Il suolo agricolo è risorsa scarsa e sempre più protetta a livello eurounitario — dalla Strategia UE per il suolo per il 2030 al regolamento 2024/1991 sul ripristino della natura, fino alla direttiva (UE) 2025/2360, che lo qualifica come risorsa limitata e non rinnovabile. Sul piano interno, l’art. 9 Cost. tutela ambiente, biodiversità ed ecosistemi ma anche il paesaggio, e “paesaggio” è tipicamente anche il paesaggio agrario: l’interesse alla realizzazione degli impianti FER non può quindi considerarsi sempre prevalente su quello alla tutela delle coltivazioni. In coerenza con la propria giurisprudenza, la Consulta ribadisce che il principio di massima diffusione delle rinnovabili non ha carattere assoluto e ammette eccezioni giustificate da altri interessi di pari rango costituzionale.

Il divieto supera anche il test di proporzionalità (art. 3 Cost.): è idoneo, perché incide sul bene scarso — il suolo —; è necessario, perché la produzione agricola non potrebbe essere salvaguardata consentendo i moduli a terra; è proporzionato in senso stretto, perché impone un sacrificio tollerabile, potendo gli operatori perseguire i propri obiettivi con l’agrivoltaico a moduli sollevati. Non si tratta, dunque, di una preclusione assoluta alla produzione solare, ma dell’esclusione di una sola tecnologia particolarmente gravosa in termini di consumo di suolo.

5. Classificazione urbanistica e uso concreto del suolo

Particolarmente rilevante, per i riflessi sul contenzioso amministrativo, è il rigetto della censura fondata sull’ancoraggio del divieto alla sola classificazione urbanistica, a prescindere dall’uso effettivo del fondo o dal pregio delle colture. La Corte valorizza le esigenze di certezza del diritto, che impongono di riferirsi a categorie giuridiche stabili e non a condizioni fattuali mutevoli come il degrado o il temporaneo non utilizzo. Richiamando la “zona E” del d.m. 1444/1968 e la giurisprudenza del Consiglio di Stato, osserva che la destinazione agricola non impone un obbligo positivo di coltivazione, ma svolge una funzione “negativa” ed esprime la vocazione non solo attuale ma anche potenziale del terreno: se la concreta utilizzazione agricola non rileva, rileva l’astratta utilizzabilità come tale. Il valore tutelato, inoltre, non è solo quello delle produzioni di pregio (biologico, DOP, IGP, DOC, DOCG), ma anche quello delle colture e degli utilizzi tradizionali del suolo. Anche questa censura è infondata.

6. Il quadro oggi vigente: l’art. 11-bis del Testo Unico FER

Dal 22 novembre 2025 la disciplina è dettata dall’art. 11-bis del Testo Unico FER, che conferma il divieto di fotovoltaico a terra nelle zone agricole — consentendolo solo nelle aree tassativamente indicate e per i progetti CER e PNRR/PNC — e fa salva “in ogni caso” l’installazione di impianti agrivoltaici realizzati “attraverso l’impiego di moduli collocati in posizione adeguatamente elevata da terra”. Il baricentro si sposta così dalla distinzione tra agrivoltaico “base” e “avanzato” alla riconducibilità dell’intervento alla definizione normativa di agrivoltaico (art. 4, comma 1, lett. f-bis) e al rispetto di due condizioni: l’elevazione adeguata dei moduli e una dichiarazione asseverata che attesti la conservazione di almeno l’80% della produzione lorda vendibile. La continuità agricola diventa requisito permanente: le sanzioni si estendono agli impianti che non la garantiscano in concreto e il Comune la verifica nei cinque anni successivi alla realizzazione.

Restano aperti nodi interpretativi di forte impatto applicativo: cosa sia elevazione “adeguata” (l’Avvocatura ha proposto un criterio di “adeguatezza funzionale”), quale contenuto minimo abbia la “continuità”, rispetto a quale periodo vada calcolato l’80% della PLV e come operi il parametro sui terreni non precedentemente coltivati.

Il nostro punto di vista

La sentenza n. 127/2026 chiude la partita costituzionale, consolidando il principio per cui la massima diffusione delle rinnovabili non è un valore tiranno e può cedere, in modo non irragionevole, di fronte alla tutela del suolo agricolo e del paesaggio rurale. Il vero terreno di scontro si sposta ora dal piano della legittimità costituzionale a quello amministrativo e applicativo, dove si concentrerà con ogni probabilità il prossimo ciclo di contenzioso: l’elevazione “adeguata”, la nozione di continuità, la soglia dell’80% e i controlli comunali ex post.

Per gli operatori il messaggio è netto. La classificazione urbanistica prevale sull’uso concreto: non è più spendibile l’argomento del terreno degradato o incolto. E la strada maestra resta l’agrivoltaico con moduli adeguatamente sollevati, da progettare e documentare con rigore — a partire da un’asseverazione robusta sull’80% della PLV — e da presidiare per l’intera vita utile dell’impianto, tenendo conto anche dell’incidenza delle superfici agrivoltaiche sui tetti regionali di SAU destinabile alle FER.

Greensquare affianca sviluppatori, investitori ed enti nella strutturazione, autorizzazione e difesa dei progetti fotovoltaici e agrivoltaici — dall’idoneità delle aree alle asseverazioni, dai rapporti con le amministrazioni al contenzioso — con un approccio che unisce competenza tecnico-giuridica e visione industriale del settore energetico.

L'articolo Fotovoltaico a terra in area agricola: la Corte costituzionale conferma il divieto (sentenza n. 127/2026) proviene da GreenSquare Società tra Avvocati.

1. Che cos’è la geotermia: caratteristiche, rilievo e rischi

Per geotermia si intende lo sfruttamento del calore immagazzinato nel sottosuolo. In funzione della temperatura della risorsa si distinguono geotermia ad alta, media e bassa entalpia, cui corrispondono due grandi famiglie di impieghi: la produzione di energia elettrica (geotermoelettrico), che richiede risorse ad alta — e in parte media — entalpia, e gli usi termici diretti, in particolare la climatizzazione degli edifici tramite pompe di calore geotermiche alimentate da risorse a bassa entalpia.

Il rilievo della fonte è duplice. Sul piano del sistema elettrico, a differenza di fotovoltaico ed eolico la geotermia produce in modo continuo e prevedibile, offrendo un contributo di base prezioso per la stabilità della rete e per il raggiungimento degli obiettivi del PNIEC al 2030. Sul piano territoriale, il comparto geotermoelettrico toscano rappresenta una filiera industriale storica e radicata, mentre la geotermia a bassa entalpia esprime un potenziale ancora largamente inespresso per la decarbonizzazione del riscaldamento e del raffrescamento degli immobili.

Proprio perché incide sul sottosuolo e sull’ambiente, la geotermia presenta tuttavia profili di rischio che meritano attenzione fin dalla fase di strutturazione dell’investimento:

• Rischio esplorativo (minerario): la risorsa è nel sottosuolo e la sua effettiva consistenza si accerta solo perforando. La fase di ricerca comporta investimenti rilevanti e non sempre recuperabili, perché il pozzo può non confermare una risorsa economicamente coltivabile.
• Rischio ambientale: emissioni di gas e sostanze quali idrogeno solforato e mercurio nel geotermoelettrico, possibili effetti sulla sismicità indotta, sulla subsidenza e sulle falde acquifere. Da qui sistemi di abbattimento dedicati e, in alcune Regioni, limiti emissivi più severi di quelli nazionali, oltre a una marcata sensibilità delle comunità locali.
• Rischio autorizzativo e di coordinamento: la centrale vive su due binari paralleli — il titolo minerario sulla risorsa e il titolo abilitativo sull’impianto — il cui raccordo, insieme alla valutazione di impatto ambientale, richiede una regia procedurale attenta.
• Rischio regolatorio e di incentivazione: la bancabilità dei progetti dipende dalla stabilità del quadro di sostegno e dalle scadenze concessorie, fronti su cui permane un certo grado di incertezza.

2. Le concessioni minerarie e l’attività di scavo

La disciplina di settore è il D.Lgs. 11 febbraio 2010, n. 22, che ha riordinato la materia in attuazione della legge geotermica del 1986. Le risorse geotermiche sono qualificate come risorse minerarie (R.D. 1443/1927 e art. 826 c.c.): quelle di interesse nazionale sono patrimonio indisponibile dello Stato, quelle di interesse locale patrimonio indisponibile della Regione. Ne consegue che l’utilizzo della risorsa non è libero, ma presuppone l’acquisizione di un titolo minerario.

Il percorso si articola in due titoli: il permesso di ricerca, che abilita all’esplorazione, e la successiva concessione di coltivazione, che autorizza lo sfruttamento e ricomprende le opere necessarie alla ricerca, al trasporto e alla conversione della risorsa. La concessione ha durata tipicamente trentennale, è soggetta a canone ed è assistita da obblighi di programma di lavoro e di garanzia ambientale.

La classificazione della risorsa determina competenza e iter. Sono di interesse nazionale le risorse ad alta entalpia o comunque idonee ad assicurare almeno 20 MW termici, nonché quelle rinvenute in aree marine. Sono di interesse locale le risorse a media e bassa entalpia di potenza inferiore a 20 MW termici. Una categoria a sé è quella degli impianti pilota a media e alta entalpia, con reiniezione del fluido ed emissioni di processo nulle, di potenza non superiore a 5 MW elettrici per centrale: per essi la competenza è statale (MASE, di concerto con il MIMIT) e la valutazione ambientale è di livello nazionale. Per la terraferma, il rilascio di permessi e concessioni — sia per le risorse nazionali sia per quelle locali — spetta alle Regioni o agli enti da esse delegati; lo Stato è competente per le risorse in mare e per gli impianti pilota.

L’attività di scavo e perforazione è soggetta alle norme di polizia mineraria, con vigilanza in capo all’autorità che ha rilasciato il titolo. È la fase tecnicamente più delicata e onerosa, e quella su cui si concentrano i presidi ambientali, a partire dalla reiniezione dei fluidi.

3. L’autorizzazione dell’impianto: i regimi del Testo Unico FER

Acquisita la disponibilità della risorsa, la realizzazione e l’esercizio della centrale seguono i regimi del Testo Unico Rinnovabili (D.Lgs. 25 novembre 2024, n. 190), in vigore dal 30 dicembre 2024. È bene tenere distinti i due piani: il Testo Unico fa espressamente salva, per la concessione di coltivazione, la disciplina del D.Lgs. 22/2010, mentre detta le regole per l’autorizzazione dell’impianto.

Il TU FER individua tre regimi amministrativi, graduati per dimensione e impatto: l’attività libera (Allegato A), la procedura abilitativa semplificata (Allegato B) e l’autorizzazione unica (Allegato C). Per le centrali geotermoelettriche di maggiore taglia la via ordinaria è l’autorizzazione unica, procedimento che si conclude in conferenza di servizi e culmina in un titolo che assorbe i diversi assensi necessari alla costruzione e all’esercizio, comprese le opere di connessione alla rete. Gli interventi degli Allegati A e B sono invece esclusi dalle valutazioni ambientali del Titolo III, Parte Seconda, del D.Lgs. 152/2006.

Resta centrale il tema della valutazione di impatto ambientale: per gli impianti pilota essa è di competenza statale, in forza dell’apposita voce dell’Allegato II alla Parte Seconda del Codice dell’ambiente; per gli altri impianti opera la VIA o la verifica di assoggettabilità di livello regionale. Il punto di maggiore complessità pratica resta il coordinamento fra titolo minerario e titolo abilitativo dell’impianto — sequenza dei procedimenti, contestualità della VIA, raccordo fra autorità — che richiede un’impostazione attenta sin dall’avvio del progetto.

4. Il nuovo decreto MASE sulla geotermia a bassa entalpia

Sul versante degli usi termici, il MASE in data 2 aprile 2026 ha adottato un decreto (“Decreto sonde geotermiche 2026“) volto a semplificare l’installazione degli impianti geotermici a bassa entalpia, con l’obiettivo di uniformare il quadro regolatorio nazionale e superare la frammentazione delle discipline regionali, fissando regole certe per l’utilizzo del sottosuolo come fonte di scambio termico. La misura punta a favorire la climatizzazione — riscaldamento e raffrescamento — di edifici civili e industriali in un’ottica di neutralità tecnologica, valorizzando una tecnologia pulita ed efficiente ma ancora sottoutilizzata.

Sul piano autorizzativo il provvedimento introduce due procedure differenziate per dimensione:

• Attività Libera: per gli impianti a servizio di edifici esistenti con potenza inferiore a 50 kW e sonde fino a 80 metri di profondità (verticali) o 2 metri (orizzontali). È sufficiente comunicare l’attivazione alla nuova Piattaforma SUER entro cinque giorni.
• Procedura Abilitativa Semplificata (PAS): per i sistemi fino a 500 kW con sonde fino a 250 metri (verticali) o 3 metri (orizzontali), con comunicazione preventiva al SUER; per le nuove costruzioni le relative volumetrie vanno ricomprese nel titolo edilizio.

Sul piano tecnico il decreto fissa distanze di rispetto — sonde verticali ad almeno 4 metri dai terreni confinanti, orizzontali pari alla profondità dello scavo — e impone test di risposta termica o indagini geologiche per gli impianti tra 50 e 500 kW. Richiede inoltre materiali conformi alle norme UNI e fluidi termovettori a basso impatto, con divieto di inibitori della corrosione, e demanda a Regioni e Province autonome l’istituzione di un registro digitale di monitoraggio: dati di base per gli impianti in attività libera, documentazione tecnica completa redatta da un tecnico abilitato per il regime di PAS.

In sintesi. La semplificazione apre un segmento di mercato finora marginale, ma introduce nuovi adempimenti — la notifica al SUER e, per la PAS, la documentazione tecnica a firma di un professionista abilitato — e lascia aperti profili di coordinamento con le residue discipline regionali. Si tratta di aspetti rilevanti tanto in sede di assistenza autorizzativa quanto nella redazione dei contratti di installazione e manutenzione.

Il nostro punto di vista

La geotermia richiede di muoversi con sicurezza su più piani normativi che si parlano solo in parte: il diritto minerario delle concessioni, la disciplina autorizzativa delle rinnovabili e quella ambientale. Greensquare affianca operatori, investitori ed enti nella strutturazione e nella gestione dei progetti geotermici — dall’analisi di fattibilità regolatoria al rilascio dei titoli minerari, dall’autorizzazione dell’impianto al contenzioso, fino alla contrattualistica e ai rapporti con i territori — con un approccio che integra competenza tecnico-giuridica e visione industriale del settore energetico.

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Obbligo di produzione agricola su terreni incolti e procedimenti autorizzativi alla luce
del Testo Unico FER

L’agrivoltaico rappresenta una delle soluzioni più promettenti per conciliare la produzione di energia rinnovabile con la tutela del suolo agricolo. Tuttavia, la realizzazione di impianti agrivoltaici su terreni incolti solleva un quesito rilevante: sussiste comunque l’obbligo di svolgere attività agricola? E quali sono i procedimenti amministrativi applicabili? Il presente contributo analizza entrambi i profili alla luce del quadro normativo vigente, come risultante dal Testo Unico FER (D.Lgs. 190/2024) e dalle successive modifiche introdotte dal D.L. 175/2025, convertito con L. 4/2026.

1. La nozione di impianto agrivoltaico nel Testo Unico FER
   Secondo quanto previsto dall’art. 4, comma 1, lett. f-bis) del Testo Unico FER (D.Lgs. 190/2024), per «impianto agrivoltaico» si intende un «impianto fotovoltaico che preserva la continuità delle attività colturali e pastorali sul sito di installazione. Al fine di garantire la continuità delle attività colturali e pastorali, l’impianto può prevedere la rotazione dei moduli collocati in posizione elevata da terra e l’applicazione di strumenti di agricoltura digitale e di precisione».
   La definizione, introdotta dal D.L. 175/2025 (art. 2, comma 1, lett. c)) e confermata in sede di conversione dalla L. 4/2026, è incentrata esclusivamente sul concetto di continuità dell’attività agricola, senza imporre vincoli di tipo spaziale (rapporto tra superfici occupate e superfici coltivate), né specifiche soluzioni impiantistiche (moduli elevati, verticali) o altezze minime dei pannelli dal terreno. Si tratta di un elemento qualificante di grande rilevanza: l’agrivoltaico viene così configurato come fattispecie autonoma rispetto al fotovoltaico a terra, con ricadute dirette sulla conduzione delle istruttorie autorizzative.
2. La soglia dell’80% della produzione lorda vendibile e la dichiarazione asseverata
   In particolare, ai sensi dell’art. 11-bis, comma 2, del Testo Unico FER, «per l’installazione di un impianto agrivoltaico, il soggetto proponente si dota di dichiarazione asseverata redatta da un professionista abilitato che attesti che l’impianto è idoneo a conservare almeno l’80 per cento della produzione lorda vendibile. La dichiarazione è allegata al progetto presentato ai sensi dell’articolo 9 e comunque messa a disposizione dell’amministrazione nell’ambito delle attività di controllo».
   Dunque, un requisito essenziale per la realizzazione di un impianto agrivoltaico è la continuazione dell’attività agricola, certificata ex ante mediante asseverazione professionale.
   La L. 4/2026 ha inoltre introdotto un sistema di controlli ex post, attribuendo ai Comuni il compito di verificare, nei cinque anni successivi all’entrata in esercizio dell’impianto agrivoltaico, la persistente idoneità del sito all’uso agro-pastorale. Tale previsione rafforza la dimensione sostanziale del requisito della continuità agricola, che non si esaurisce nella fase autorizzativa ma si estende all’intera vita operativa dell’impianto.

3. Le Linee Guida MASE: superficie minima e terreni incolti
   Come specificato dalle Linee Guida MASE in materia di impianti agrivoltaici, «tale condizione si verifica laddove l’area oggetto di intervento è adibita, per tutta la vita tecnica dell’impianto agrivoltaico, alle coltivazioni agricole, alla floricoltura o al pascolo di bestiame, in una percentuale che la renda significativa rispetto al concetto di “continuità” dell’attività se confrontata con quella precedente all’installazione. Pertanto si dovrebbe garantire sugli appezzamenti oggetto di intervento (superficie totale del sistema agrivoltaico, Stot) che almeno il 70% della superficie sia destinata all’attività agricola, nel rispetto delle Buone Pratiche Agricole (BPA)».
   In aggiunta, viene precisato che «nel caso di terreni non precedentemente utilizzati si dovrebbe far riferimento a parametri medi della zona geografica di appartenenza».
   Pertanto, nei terreni incolti dove si intende realizzare un impianto agrivoltaico, è comunque obbligatorio svolgere attività agricola garantendo l’80% della produzione lorda vendibile, facendo riferimento a parametri medi della zona geografica di appartenenza, considerato che il terreno era precedentemente non produttivo.
4. I procedimenti autorizzativi per l’agrivoltaico nel Testo Unico FER
   Il Testo Unico FER (D.Lgs. 190/2024), come modificato dal D.Lgs. 178/2025 e dalla L. 4/2026 di conversione del D.L. 175/2025, ha ridotto i regimi autorizzativi da quattro a tre – attività libera, Procedura Abilitativa Semplificata (PAS) e Autorizzazione Unica (AU) – articolando la disciplina in base alla potenza dell’impianto e alla localizzazione dell’intervento.
   4.1 Attività libera (art. 7 – Allegato A)
   Rientrano nel regime di attività libera gli impianti agrivoltaici di potenza inferiore a 5 MW che garantiscano la continuità delle attività agricole e pastorali (Allegato A, Sezione I). In tale regime non è richiesto alcun atto di assenso o autorizzazione, ma è necessaria una comunicazione preventiva.
   Tuttavia, in presenza di vincoli paesaggistici, ambientali o idrogeologici ai sensi dell’art. 20, comma 4, della L. 241/1990, ovvero in aree protette o siti Natura 2000, si applica il regime della PAS (art. 7, comma 2). In tali casi, l’autorità competente in materia paesaggistica deve esprimersi entro 30 giorni, in luogo dell’ordinario termine di 45 giorni. Per gli interventi di rifacimento o ripotenziamento di impianti esistenti o già autorizzati non è richiesta l’autorizzazione paesaggistica.
   4.2 Procedura Abilitativa Semplificata – PAS (art. 8 – Allegato B)
   Sono soggetti a PAS gli impianti fotovoltaici o agrivoltaici di potenza fino a 1 MW non rientranti nelle categorie dell’Allegato A, nonché, con specifico riferimento all’agrivoltaico, gli impianti con potenza compresa indicativamente tra 5 MW e 10 MW, o quelli in attività libera ricadenti in aree con vincoli non assoluti.
   La PAS deve essere presentata al Comune almeno 30 giorni prima dell’inizio dei lavori, corredata di una relazione tecnica a firma di professionista abilitato e degli elaborati progettuali attestanti la compatibilità con gli strumenti urbanistici e i regolamenti edilizi vigenti. Decorso il termine di 30 giorni senza riscontri da parte del Comune, opera il silenzio-assenso.

Il ricorso alla PAS è precluso qualora il proponente non disponga delle superfici necessarie all’installazione o in assenza di compatibilità urbanistica: in tal caso, si applica il regime dell’Autorizzazione Unica.
4.3 Autorizzazione Unica – AU (art. 9 – Allegato C)
L’Autorizzazione Unica si applica agli impianti agrivoltaici che superano le soglie di potenza previste per la PAS e, in generale, a tutti gli interventi contemplati dall’Allegato C del D.Lgs. 190/2024. L’AU è rilasciata al termine di un procedimento unico svolto in Conferenza dei Servizi, alla quale partecipano tutte le amministrazioni interessate, e costituisce titolo a costruire e ad esercire l’impianto.
L’AU include la Valutazione di Impatto Ambientale (VIA), la Valutazione di Incidenza, l’autorizzazione paesaggistica e gli eventuali titoli edilizi. La verifica di assoggettabilità a VIA deve precedere l’AU e ha una durata massima di 90 giorni. Le Regioni possono svolgere il Provvedimento Autorizzatorio Unico Regionale (PAUR) ai sensi dell’art. 27-bis del D.Lgs. 152/2006, con un termine massimo di 2 anni dall’avvio del procedimento.
4.4 Semplificazioni per impianti in aree idonee
Il nuovo art. 11-quater del TU FER introduce un regime semplificato per gli impianti localizzati interamente all’interno di aree idonee. Per gli interventi soggetti ad AU, i termini procedimentali sono ridotti di un terzo; il parere dell’autorità competente in materia paesaggistica è obbligatorio ma non vincolante e, in caso di mancata espressione nei termini, l’autorità procedente può comunque decidere.
È essenziale precisare che il regime semplificato opera esclusivamente se l’impianto ricade integralmente in area idonea. La L. 4/2026 ha inoltre chiarito che nel calcolo delle percentuali regionali di SAU destinabile a impianti FER (compresa tra lo 0,8% e il 3%) devono essere incluse anche le superfici occupate da impianti agrivoltaici: un elemento potenzialmente restrittivo, poiché l’agrivoltaico potrebbe consumare capienza all’interno del limite massimo regionale.
4.5 La piattaforma SUER e la modulistica unificata
La digitalizzazione delle procedure autorizzative si fonda sulla piattaforma SUER, destinata alla presentazione telematica di progetti, istanze e documentazione per tutti i regimi (attività libera, PAS e AU). Nelle more della piena operatività della piattaforma, la presentazione avviene mediante gli strumenti informatici già in uso presso le amministrazioni competenti.
Con il D.M. 441 dell’11 dicembre 2025, il MASE ha pubblicato i nuovi modelli unici standard sia per la PAS sia per la richiesta di AU, aggiornati secondo il D.Lgs. 190/2024 e le modifiche del D.Lgs. 178/2025, operativi entro 120 giorni dall’entrata in vigore del decreto.

5. Considerazioni conclusive
   Il quadro normativo vigente configura l’agrivoltaico come fattispecie dotata di autonomia giuridica rispetto al fotovoltaico a terra, caratterizzata da un requisito sostanziale di continuità agricola che ne permea tanto la fase autorizzativa quanto quella di esercizio.
   Per quanto riguarda i terreni incolti, il combinato disposto tra la soglia dell’80% della PLV, le Linee Guida MASE e il sistema dei controlli comunali quinquennali impone al proponente non soltanto di progettare l’impianto in modo compatibile con l’attività agricola, ma di avviare concretamente una produzione agricola, anche laddove il terreno fosse precedentemente incolto, parametrando la PLV ai valori medi della zona geografica di appartenenza. Sul piano procedimentale, la tripartizione dei regimi autorizzativi (attività libera, PAS e AU) e le semplificazioni per le aree idonee offrono un percorso più strutturato e potenzialmente più rapido, a condizione che il proponente garantisca piena coerenza tra progetto, documentazione ambientale e asseverazione agricola. L’innalzamento dello standard progettuale e documentale rappresenta, al contempo, un’opportunità di qualificazione del settore e un monito per gli operatori a curare con rigore ogni fase dell’iter.

Avv. Guglielmo Vacca
Maggio 2026

Greensquare Società tra Avvocati S.r.l. | Viale Giuseppe Mazzini 106, 00195 Roma

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1. Cos’è un PPA e a cosa serve

Il Power Purchase Agreement (PPA) è un contratto a lungo termine tra un produttore di energia elettrica da fonti rinnovabili e un acquirente (off-taker), con cui le parti definiscono quantità, prezzo e durata della fornitura. La funzione economica è duplice: garantire al produttore un flusso di ricavi stabile — presupposto essenziale per la finanziabilità dell’impianto — e assicurare all’acquirente un prezzo predeterminato, schermandolo dalla volatilità del mercato elettrico.

Sul piano delle fonti, il PPA trova riconoscimento nella Direttiva (UE) 2018/2001 (RED II), successivamente rafforzata dalla Direttiva (UE) 2023/2413 (RED III), e a livello nazionale nell’articolo 28 del D.lgs. 199/2021, che affida al GME la gestione della Bacheca PPA — piattaforma informatica articolata nei comparti annunci, registrazione contratti ed energy release. Il DL 208/2024 (cd. DL Emergenze), convertito in L. 20/2025, ha poi introdotto un tassello rilevante: il GSE come garante di ultima istanza per i rischi di inadempimento, con una dotazione fino a 45 milioni di euro annui per il triennio 2025-2027. Resta in attesa di decreto attuativo la piattaforma di mercato organizzato per la negoziazione dei PPA, anch’essa prevista dall’art. 28.

Nel contesto delle operazioni di M&A, i PPA assumono un doppio rilievo: possono costituire l’asset determinante nella valutazione del patrimonio della target — come accade nelle acquisizioni di società attive nel settore rinnovabile — oppure rappresentare l’obiettivo stesso dell’operazione, quando l’acquirente punta a subentrare in contratti già strutturati per garantirsi una fornitura a lungo termine.

2. Le tipologie: fisici, virtuali, on-site, corporate, sleeved, merchant

I PPA si prestano a classificazioni incrociate che rispondono a logiche economiche e contrattuali distinte.

Sotto il profilo dell’oggetto, si distinguono i PPA fisici — nei quali vi è effettivo trasferimento di energia dal produttore all’acquirente, sia attraverso connessione diretta (on-site) sia tramite la rete nazionale (off-site) — e i PPA virtuali (o finanziari), che non comportano consegna fisica di energia ma operano come strumenti derivati sul modello del contratto per differenza: le parti fissano uno strike price, lo confrontano con il prezzo di mercato e regolano tra loro il differenziale, con la precisazione che le Garanzie di Origine vengono comunque trasferite. Va notato che lo stesso meccanismo del contratto per differenza è stato mutuato dal legislatore in schemi incentivanti quali l’Energy Release 2.0 (DM MASE n. 268/2024) e il FERX Transitorio (DM MASE n. 457/2024), segno della sua centralità nell’architettura del mercato elettrico italiano.

Sotto il profilo della controparte, i PPA possono assumere forma di Corporate PPA — rapporto diretto tra produttore e cliente finale, particolarmente diffuso nei contesti on-site e nelle operazioni di virtual PPA — di Sleeved PPA, in cui un trader si interpone tra produttore e cliente finale agendo come mero intermediario in forza di mandato, o di Merchant PPA, in cui il grossista acquista l’energia assumendone la piena titolarità e la ricolloca liberamente sul mercato. La scelta tra queste strutture non è neutra: incide direttamente sulla bancabilità del progetto, poiché gli istituti di credito tendono a prediligere configurazioni in cui sia presente un soggetto altamente solvibile — tipicamente un trader o un’utility — rispetto a rapporti diretti con clienti finali privi di adeguato standing patrimoniale.

3. L’architettura contrattuale: un contratto atipico che si costruisce clausola per clausola

Il PPA è un contratto atipico nel sistema giuridico italiano, di matrice anglosassone e sviluppato nella prassi negoziale internazionale. Non esiste un prototipo standard: esistono piuttosto riferimenti di soft law — in particolare i modelli elaborati dalla European Federation of Energy Traders (EFET) — e un nucleo di elementi minimi che l’articolo 26 del Regolamento della Bacheca PPA impone di indicare negli annunci pubblicati sulla piattaforma del GME (durata, profilo di produzione, potenza complessiva, volume, tipologia di fonte rinnovabile, stato degli impianti e data di entrata in esercizio).

Da questa natura flessibile discende una regola operativa: la qualità del PPA dipende dall’accurata calibrazione delle sue clausole, che è utile raggruppare per funzione.

Sul piano identificativo e strutturale si collocano l’individuazione delle parti, le definizioni, le premesse, la durata e il periodo di riferimento per la consegna dei volumi. Sul piano economico rilevano il volume, il profilo del contratto, il prezzo e le modalità di pagamento, il trasferimento delle Garanzie di Origine, il meccanismo di regolamentazione del differenziale nei PPA virtuali e la clausola sugli oneri di rete e dispacciamento. Sul piano della gestione del rischio si collocano le representations and warranties con i relativi obblighi di indennizzo, l’individuazione dei rischi e delle responsabilità, le garanzie, le assicurazioni, la forza maggiore e la clausola sui finanziamenti — spesso decisiva per il coordinamento con il project financing sottostante. Infine, sul piano della stabilità contrattuale, assumono rilievo la clausola di replacement (sostituzione degli impianti), l’eventuale change of control, la clausola penale, il diritto di recesso e le regole sulla cessione del contratto.

4. Due clausole meritano un approfondimento: termination amount e change in law

Tra tutte le clausole richiamate, due concentrano maggiore complessità e richiedono particolare attenzione redazionale.

La clausola di termination amount è atipica per il diritto italiano in quanto nasce da una commistione tra risoluzione del contratto e clausola penale. Le parti individuano analiticamente una serie di termination events al cui verificarsi il contratto si scioglie e la parte inadempiente è tenuta a corrispondere alla controparte una somma di denaro — il termination amount, appunto — a titolo di risarcimento del danno. La criticità redazionale sta nella calibrazione del quantum e nella definizione puntuale degli eventi rilevanti: una clausola troppo generica rischia di essere riqualificata e ridotta dal giudice ex art. 1384 c.c., una troppo rigida può rivelarsi inefficace rispetto a scenari di mercato non preventivati.

La clausola di change in law disciplina invece le sorti del contratto al sopraggiungere di modifiche legislative con impatto significativo sull’operazione. L’impegno tipico è quello di rinegoziare in buona fede le pattuizioni incise dalle novità normative; frequente è la previsione che, in caso di mancato accordo, la questione sia deferita a un terzo imparziale esperto della materia. In un settore come quello energetico — caratterizzato da una produzione normativa incessante tra livello comunitario, nazionale e regolatorio ARERA — questa clausola è di fatto indispensabile.

Considerazioni conclusive

Il PPA non è un semplice contratto di compravendita: è l’architrave contrattuale attraverso cui la transizione energetica trova la propria sostenibilità economica, consentendo a produttori e acquirenti di ripartire rischio e valore su orizzonti lunghi. Proprio perché privo di una disciplina tipica, richiede un lavoro di drafting che coniughi conoscenza tecnica del mercato elettrico, sensibilità ai profili di bancabilità e padronanza degli strumenti civilistici di gestione del rischio e dell’inadempimento. In un contesto in cui il mercato organizzato dei PPA previsto dall’art. 28 del D.lgs. 199/2021 è ancora in attesa di piena operatività e in cui l’assetto del mercato elettrico evolve rapidamente con il TIDE, la capacità di strutturare PPA solidi e flessibili resta — per produttori, off-taker e operatori finanziari — uno dei fattori competitivi più rilevanti del settore.

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L’Italia sta vivendo una fase di forte accelerazione nella domanda di risorse flessibili. Il target PNIEC di 131 GW di capacità rinnovabile installata entro il 2030 — di cui 80 GW di fotovoltaico e 28 GW di eolico — amplifica strutturalmente gli squilibri tra generazione intermittente e consumo. I BESS si stanno affermando come la tecnologia chiave per rispondere a questo fabbisogno, grazie alla riduzione dei costi delle batterie agli ioni di litio, a un’efficienza di carica-scarica che raggiunge il 95% e alla capacità di effettuare il cosiddetto time-shifting dell’energia: immagazzinare l’eccesso di produzione rinnovabile e restituirlo alla rete nei momenti di picco della domanda.

1. Il regime autorizzativo: tre percorsi in base alla taglia e all’ubicazione

Il primo aspetto da definire è il titolo abilitativo necessario per la realizzazione dell’impianto. Il Testo Unico FER (D.lgs. 190/2024), in vigore dal 30 dicembre 2024, ha introdotto ulteriori semplificazioni — tra cui la soppressione della DILA (dichiarazione di inizio lavori asseverata) — e oggi il regime si articola su tre livelli.

Edilizia libera: i BESS con potenza inferiore a 10 MW non richiedono titoli abilitativi, fatti salvi gli atti di assenso previsti dal Codice dei beni culturali (D.lgs. 42/2004) e i pareri antincendio degli enti competenti.

Procedura Abilitativa Semplificata (PAS): si applica ai BESS ubicati all’interno di aree industriali di qualunque natura — anche non più operative o in dismissione — nonché presso impianti elettrici FER o fossili di potenza inferiore a 300 MW termici, aree di cava o siti di produzione di idrocarburi in dismissione, a condizione che non comportino ampliamento delle aree esistenti, aumento degli ingombri in altezza né variante urbanistica.

Autorizzazione Unica (AU): è necessaria per i BESS stand-alone ubicati fuori da aree industriali e per quelli in aree con impianti fossili di potenza pari o superiore a 300 MW termici. L’AU è di competenza del MASE (ai sensi dell’art. 1, comma 2-quater, lett. b, del D.L. 7/2002). Per i BESS stand-alone non sono richieste valutazioni ambientali ai sensi del D.lgs. 152/2006 né l’Intesa regionale. Il Testo Unico FER prevede inoltre l’AU regionale o provinciale per i BESS stand-alone con potenza superiore a 200 MW destinati a servizi di rete su scala nazionale.

Per i BESS integrati a impianti FER di nuova costruzione, si segue l’AU regionale/provinciale (art. 12, D.lgs. 387/2003). Se lo storage è aggiunto a un impianto FER esistente senza occupazione di nuove aree, è sufficiente la procedura di modifica non sostanziale.

2. Modelli di ricavo: il revenue stacking come strategia integrata

I BESS generano valore non da un’unica fonte, ma dalla combinazione simultanea di più stream di ricavo. Questa logica di revenue stacking è ciò che rende l’investimento economicamente sostenibile.

Arbitraggio energetico. Il modello più immediato: acquistare energia nelle ore di prezzo basso (tipicamente le ore centrali, con sovrapproduzione fotovoltaica) e rivenderla nei momenti di picco serale. Con la granularità quartoraria introdotta dal TIDE, gli spread di prezzo sono diventati più frequenti e più marcati. Un BESS con almeno 2 ore di durata può effettuare uno o più cicli giornalieri di carica/scarica, con margini che dipendono dalla volatilità dei mercati day-ahead e intraday.

Incentivi CER. I sistemi di accumulo possono essere integrati in Comunità Energetiche Rinnovabili ai sensi del D.lgs. 199/2021 e del Decreto CACER (DM 414/2023). Il GSE ha confermato espressamente che l’energia accumulata viene considerata, tramite appositi algoritmi, come energia condivisa ai fini del calcolo della tariffa incentivante (FAQ MASE n. 25 CER).

Servizi di rete (BSP). Il proprietario del BESS può delegare la gestione operativa a un Balance Service Provider, che aggrega risorse flessibili e le offre sul Mercato per il Bilanciamento e il Ridispacciamento (MBR), ricevendo una remunerazione per la disponibilità a modulare produzione o consumo su richiesta di Terna.

3. Il contratto di tolling: lo strumento che rende bancabile l’investimento

Il contratto di tolling si sta affermando come il modello contrattuale di riferimento per la valorizzazione dei BESS nel mercato italiano. La sua funzione economica essenziale è separare nettamente la componente industriale dalla componente commerciale dell’investimento.

Come funziona. L’Asset Owner — proprietario del BESS — mantiene la titolarità dell’impianto, la responsabilità per costruzione, manutenzione e conformità normativa, e ne rende disponibile la capacità di stoccaggio al Toller, tipicamente un trader energetico o un operatore di mercato specializzato. Il Toller acquisisce il diritto di gestire autonomamente i cicli di carica e scarica, operando sui mercati dell’energia e dei servizi ancillari secondo le proprie strategie di ottimizzazione. L’energia immessa e prelevata resta di proprietà esclusiva del Toller.

Struttura del corrispettivo. Il tolling può prevedere: (i) un corrispettivo fisso (fixed tolling fee), che garantisce all’Asset Owner un flusso di cassa stabile e prevedibile; (ii) una formula mista con un valore minimo garantito (floor) e una ripartizione dei ricavi eccedenti (profit sharing); (iii) formule a condivisione integrale del rischio, con corrispettivo interamente variabile. La scelta dipende dalla propensione al rischio delle parti e dalle esigenze di bancabilità: i contratti a corrispettivo fisso massimizzano la prevedibilità del cash flow, le formule ibride consentono di catturare parte dell’upside di mercato.

Clausole critiche da negoziare. Le restrizioni sui cicli di carica/scarica (per preservare la vita utile della batteria), gli obblighi di disponibilità con relativi meccanismi di penale e bonus, la responsabilità per la manutenzione ordinaria e straordinaria, la durata contrattuale (tipicamente da 5 a 15 anni), i meccanismi di aggiustamento in caso di degrado delle prestazioni e la disciplina della cessazione anticipata.

4. I ruoli di mercato nel TIDE: BRP e BSP

Il Testo Integrato del Dispacciamento Elettrico (TIDE), in vigore dal 1° gennaio 2025 (delibera ARERA 345/2023/R/eel), ha riformato in profondità l’architettura del dispacciamento italiano, recependo il Regolamento (UE) 2019/943 e la Direttiva (UE) 2019/944. La riforma introduce una netta separazione tra fase commerciale e fase fisica dei mercati e ridefinisce due figure operative centrali.

Il BRP (Balance Responsible Party) è il soggetto responsabile degli sbilanciamenti tra il programma commerciale (impegno a immettere o prelevare energia) e l’effettivo livello di immissione o prelievo. Opera sui mercati dell’energia (day-ahead, intraday) e gestisce portafogli di risorse, stipulando con Terna un unico contratto di dispacciamento.

Il BSP (Balance Service Provider) è il soggetto che fornisce servizi di dispacciamento aggregando risorse flessibili — produzione, consumo e stoccaggio — e rendendole disponibili per la modulazione su richiesta del TSO o del DSO. La remunerazione avviene tramite il MBR, ora strutturato su periodi quartorari. BRP e BSP possono coincidere o essere soggetti distinti.

5. Obblighi REMIT: la compliance come prerequisito operativo

Ogni operatore che gestisce o controlla una capacità complessiva superiore a 10 MW e partecipa ai mercati energetici all’ingrosso è soggetto agli obblighi del Regolamento REMIT (Reg. UE 1227/2011, come modificato dal Reg. UE 2024/1106). Per un investitore in BESS utility-scale, la compliance REMIT non è facoltativa: è una condizione strutturale dell’attività.

Gli obblighi comprendono: registrazione nel Registro REMIT di ARERA; reporting delle transazioni ad ACER tramite i Registered Reporting Mechanisms (RRM); pubblicazione delle informazioni privilegiate; divieto di insider trading e di manipolazione del mercato, con obbligo di segnalazione delle operazioni sospette (STOR). Le sanzioni possono arrivare fino al 10% del fatturato annuo.

Considerazioni conclusive

Il mercato della flessibilità elettrica rappresenta oggi una delle aree di maggiore crescita e complessità del settore energetico italiano. Per un investitore che intenda sviluppare o acquisire asset BESS, la sfida non è soltanto tecnologica o finanziaria, ma anzitutto regolatoria e contrattuale.

Il quadro normativo — dal Testo Unico FER al TIDE, dal regime autorizzativo semplificato agli obblighi REMIT — delinea un mercato maturo ma in rapida evoluzione, dove la corretta strutturazione dell’operazione, la scelta del modello contrattuale e la piena compliance normativa sono condizioni imprescindibili per la sostenibilità dell’investimento nel medio-lungo periodo.

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Quando si vuole realizzare un data center di grandi dimensioni, ci si trova di fronte a una trasformazione del territorio piuttosto articolata, che coinvolge diversi ambiti normativi: urbanistica, ambiente ed energia. Non basta ottenere un permesso di costruire. Il percorso autorizzativo si sviluppa attraverso una serie di passaggi che devono rispettare un ordine preciso, e saltarne anche solo uno può compromettere la validità di tutti gli atti successivi.

Va segnalato che è attualmente in fase di riscrittura una procedura unificata che dovrebbe accorpare le varie fasi del permitting, con l’obiettivo di ridurre i tempi complessivi a circa 10 mesi.

1. Verificare la destinazione urbanistica dell’area

Il primo passo consiste nel verificare presso il Comune quale sia la destinazione d’uso prevista per l’area che si vuole utilizzare. Un data center richiede una destinazione produttiva o comunque compatibile con quanto stabilito dallo strumento urbanistico in vigore.

Se la destinazione attuale non è quella giusta, bisogna avviare una variante urbanistica. Questa può seguire due strade:

-la procedura SUAP (ai sensi del DPR 160/2010), che di solito richiede dai 3 ai 6 mesi, oppure

– la procedura ordinaria, che coinvolge anche enti sovraordinati e può allungarsi fino a 12 mesi, a seconda delle norme regionali.

Senza la conformità urbanistica, non si può nemmeno iniziare a parlare di procedure ambientali.

2. Scegliere la localizzazione rispettando i criteri di contenimento del suolo

Quando si individua il sito, Comune e proponente devono tenere conto dei criteri contenuti nelle Linee guida del MASE (Decreto Direttoriale n. 257/2024). Questi criteri danno priorità al recupero di aree brownfield, cioè siti industriali dismessi. Solo in seconda battuta si possono considerare aree greenfield, e comunque devono trattarsi di zone già previste negli strumenti urbanistici come lottizzazioni industriali non ancora realizzate.

Questa impostazione riflette il principio, condiviso anche a livello europeo (Direttiva UE 2023/1791), di usare il territorio in modo efficiente e limitare il consumo di nuovo suolo. La scelta del luogo non è solo una questione di pianificazione: incide sulla legittimità complessiva dell’intero procedimento.

3. Aprire un dialogo preliminare con il Comune

Una volta trovata un’area compatibile dal punto di vista urbanistico, si apre una fase di confronto tra Comune e proponente. Questo dialogo serve a:

-chiarire quali impatti avrà il progetto sul territorio e sulle infrastrutture;

-valutare quali ricadute economiche e occupazionali ci saranno per la zona;

-individuare in anticipo eventuali problemi ambientali o urbanistici.

Se occorre una variante urbanistica, in questa fase vengono coinvolti anche gli enti che dovranno esprimere i pareri necessari.

4. Ottenere le valutazioni ambientali prima di qualsiasi altro titolo

Prima di poter chiedere il permesso di costruire, è indispensabile completare le valutazioni e autorizzazioni ambientali. Queste vengono prima di tutto il resto, e senza di esse qualsiasi provvedimento successivo risulta illegittimo.

In particolare, bisogna:

– sottoporre il progetto alla verifica di assoggettabilità a VIA (ai sensi dell’art. 19 del D.Lgs. 152/2006), quando la potenza complessiva dei generatori di emergenza supera i 50 MW, oppure 25 MW se ci si trova in aree critiche o sensibili;

– se la potenza supera i 150 MW, scatta la VIA statale (art. 23 D.Lgs. 152/2006).

I tempi indicativi sono di circa 3 mesi per la verifica di assoggettabilità, e fino a 12 mesi per la VIA nazionale.

5. Richiedere l’Autorizzazione Integrata Ambientale (AIA)

Dopo aver concluso la procedura di VIA, se il progetto rientra nella disciplina delle emissioni industriali, serve anche l’Autorizzazione Integrata Ambientale (AIA).

L’AIA è di competenza statale per impianti con potenza superiore a 300 MW, mentre sopra i 50 MW è la Regione a occuparsene.

Questo provvedimento raccoglie in un unico atto tutte le autorizzazioni ambientali necessarie: emissioni in atmosfera, scarichi idrici, rumore, utilizzo delle risorse naturali. I tempi di rilascio vanno dai 6 ai 12 mesi, secondo quanto previsto dal D.Lgs. 152/2006, dal D.Lgs. 128/2010 e dalla Direttiva 2010/75/UE.

6. Rispettare le condizioni ambientali, le mitigazioni e le compensazioni

Durante i procedimenti ambientali, ai quali partecipano tutte le amministrazioni coinvolte e il pubblico interessato, possono essere imposte condizioni ambientali, misure di mitigazione e interventi compensativi. Queste prescrizioni non sono optional: fanno parte integrante dei titoli ambientali e influenzano direttamente come si realizzerà e gestirà l’impianto.

7. Ottenere i titoli edilizi

Solo dopo aver completato tutte le procedure ambientali e ottenuto le relative autorizzazioni si può finalmente chiedere il permesso di costruire. Di norma viene rilasciato entro 3 mesi, a condizione che il progetto rispetti pienamente le prescrizioni urbanistiche e ambientali.

Considerazioni conclusive

La sequenza di passaggi necessaria per realizzare un data center dimostra come le valutazioni ambientali e urbanistiche non siano formalità accessorie, ma condizioni sostanziali perché l’intervento sia legittimo. Se non si rispetta il giusto ordine delle fasi – dalla destinazione urbanistica alla VIA e all’AIA – l’intero progetto rischia di essere annullato e bloccato. Il data center rappresenta quindi un esempio emblematico di come pianificazione del territorio e tutela preventiva dell’ambiente debbano procedere integrate.

La procedura unificata attualmente in fase di elaborazione potrebbe semplificare significativamente questo percorso, riducendo i tempi complessivi e garantendo un coordinamento più efficace tra le diverse amministrazioni coinvolte.

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1. Obiettivi e differenze rispetto al FER X

Rispetto al precedente DM FER X, il nuovo schema amplia e ridefinisce l’impianto regolatorio, spostando l’attenzione:

• dalla mera incentivazione della produzione di energia rinnovabile alla creazione di capacità programmabile e integrata nel sistema elettrico;
• dall’erogazione di tariffe o contratti feed-in alla stipula di contratti standard per la decarbonizzazione tra operatori e GSE;
• dall’approccio “tecnologia per tecnologia” a un modello basato su profili contrattuali standard, inizialmente di tipo baseload, cioè costante durante tutto l’anno.

Il FER Z si propone quindi come un meccanismo più orientato alla gestione del rischio di prezzo e di disponibilità dell’energia da fonti rinnovabili, in linea con le nuove logiche di mercato e con la progressiva riduzione del sostegno diretto.

2. Struttura e soggetti coinvolti

Il decreto individua come soggetti centrali:

• il Ministero dell’Ambiente e della Sicurezza Energetica (MASE), che definisce contingenti, prezzi base e profili contrattuali;
• il GSE, che gestisce le procedure competitive, stipula i contratti standard per la decarbonizzazione e monitora il sistema;
• il GME, che organizza la piattaforma di scambio dei certificati di immissione in rete;
• Terna, che fornisce analisi tecniche sui fabbisogni di capacità e sull’evoluzione della rete.

Il meccanismo potrà operare fino al 31 dicembre 2029 o fino al raggiungimento del contingente massimo previsto di 5 GW.

3. Il nuovo meccanismo di supporto

Gli operatori accedono al sistema tramite procedure pubbliche competitive, gestite in modalità telematica dal GSE.
Le offerte sono valutate sulla base del ribasso percentuale sul prezzo a base d’asta superiore, differenziato per area di mercato. Le proposte più competitive accedono ai contratti standard per la decarbonizzazione, che prevedono:

• un orizzonte di pianificazione (fino a 36 mesi) per la realizzazione degli impianti;
• un periodo di consegna di 15 anni, durante il quale si applicano i diritti e gli obblighi contrattuali;
• una quota minima di energia rinnovabile immessa in rete (70% nel profilo baseload);
• un sistema di pagamenti differenziali: il GSE corrisponde o riceve la differenza tra prezzo di esercizio e prezzo di riferimento di mercato, garantendo stabilità economica agli operatori.

4. Albo, certificazione e garanzie

Il decreto introduce un Albo degli impianti a fonte rinnovabile, istituito presso il GSE entro 60 giorni dall’entrata in vigore, che raccoglie impianti nuovi o potenziati conformi ai requisiti ambientali e tecnici previsti.
Gli impianti iscritti all’Albo partecipano al Sistema di Certificazione dell’energia immessa in rete, da cui derivano i certificati di immissione — titoli digitali che attestano la produzione rinnovabile e che possono essere scambiati sulla piattaforma del GME.

Per garantire la serietà delle offerte e l’adempimento contrattuale, sono previste cauzioni provvisorie e definitive, escutibili in caso di rinuncia o inadempienza. In caso di mancato rispetto della quota minima di energia rinnovabile, il soggetto è tenuto al pagamento di penali proporzionate al deficit energetico.

5. Criteri di selezione e aggiornamenti

Le graduatorie sono formate in base al prezzo offerto e ai coefficienti locazionali definiti dal Ministero per ciascuna zona di mercato.
Sono previste almeno due aste all’anno, con aggiornamenti periodici dei contingenti e dei prezzi base in funzione dei dati di Terna e GSE.

Il decreto stabilisce anche un monitoraggio annuale dei costi e dei risultati, con possibilità di adeguare prezzi o contingenti in corso d’opera.

6. Prossimi passi

Trattandosi di un testo in consultazione, il FER Z rappresenta una bozza evolutiva del sistema di incentivi alle rinnovabili.
Gli operatori del settore sono invitati a partecipare alla consultazione e a valutare l’impatto delle nuove logiche — in particolare, il passaggio ai contratti baseload e l’introduzione di un mercato dei certificati di immissione — che segneranno il futuro assetto del sostegno alle energie rinnovabili in Italia.

🇬🇧 EN

FER Z: the new renewable energy support scheme under consultation

The FER Z Decree, currently undergoing public consultation and not yet in force, introduces a new mechanism to support investments in electricity production capacity from renewable sources, in implementation of Article 7-bis of Legislative Decree 199/2021.
The aim is to ensure that decarbonisation targets are achieved at the lowest cost to the end consumer, promoting a more efficient allocation of risks among the various players in the electricity system.

1. Objectives and differences compared to FER X

Compared to the previous FER X Ministerial Decree, the new scheme expands and redefines the regulatory framework, shifting the focus

• from merely incentivising renewable energy production to creating programmable capacity integrated into the electricity system;
• the provision of feed-in tariffs or contracts to the conclusion of standard decarbonisation contracts between operators and the GSE;
• from a ‘technology-by-technology’ approach to a model based on standard contract profiles, initially of the baseload type, i.e. constant throughout the year.

FER Z is therefore proposed as a mechanism more oriented towards managing the price and availability risk of energy from renewable sources, in line with new market logic and the progressive reduction of direct support.

2. Structure and parties involved

The decree identifies the following key players:

• the Ministry of the Environment and Energy Security (MASE), which defines quotas, base prices and contractual profiles;
• the GSE, which manages competitive procedures, draws up standard contracts for decarbonisation and monitors the system;
• the GME, which organises the platform for trading feed-in certificates;
• Terna, which provides technical analyses on capacity requirements and network developments.

The mechanism will operate until 31 December 2029 or until the maximum quota of 5 GW is reached.

3. The new support mechanism

Operators access the system through public competitive procedures, managed electronically by the GSE.
Bids are evaluated on the basis of the percentage reduction on the highest auction base price, differentiated by market area. The most competitive proposals gain access to standard decarbonisation contracts, which provide for:

• a planning horizon (up to 36 months) for the construction of the plants;
• a delivery period of 15 years, during which contractual rights and obligations apply;
• a minimum share of renewable energy fed into the grid (70% in the baseload profile);
• a differential payment system: the GSE pays or receives the difference between the exercise price and the market reference price, ensuring economic stability for operators.

4. Register, certification and guarantees

The decree introduces a Register of Renewable Energy Plants, established at the GSE within 60 days of its entry into force, which lists new or upgraded plants that comply with the environmental and technical requirements.
Plants registered in the Register participate in the Energy Feed-in Certification System, which issues feed-in certificates — digital certificates attesting to renewable production that can be traded on the GME platform.

To ensure the seriousness of the offers and contractual compliance, provisional and definitive deposits are required, which can be enforced in the event of withdrawal or non-compliance. In the event of failure to meet the minimum renewable energy quota, the entity is required to pay penalties proportional to the energy deficit.

5. Selection criteria and updates

The rankings are based on the price offered and the location coefficients defined by the Ministry for each market area.
At least two auctions are planned per year, with periodic updates of quotas and base prices based on data from Terna and GSE.

The decree also establishes annual monitoring of costs and results, with the possibility of adjusting prices or quotas during the process.

6. Next steps

As this is a consultation document, the FER Z represents a draft evolution of the renewable energy incentive system.
Industry operators are invited to participate in the consultation and assess the impact of the new approaches — in particular, the transition to baseload contracts and the introduction of a feed-in certificate market — which will shape the future structure of renewable energy support in Italy.

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