§ 40.2.450 - D.L. 20 febbraio 2026, n. 21. [1]

Misure urgenti per la riduzione del costo dell'energia elettrica e del gas in favore delle famiglie e delle imprese, per la competitività delle imprese e per la decarbonizzazione delle industrie, nonchè disposizioni urgenti in materia di risoluzione della saturazione virtuale delle reti elettriche e di integrazione dei centri di elaborazione dati nel sistema elettrico.

(G.U. 20 febbraio 2026, n. 42)

 

Capo I

Misure urgenti in materia di energia elettrica

 

Art. 1. Misure straordinarie volte a sostenere le famiglie nell'affrontare i costi di acquisto dell'energia elettrica e disposizioni per la tutela dei clienti finali domestici [2]

     1. Per l'anno 2026, ai fini del riconoscimento di un contributo straordinario, che deve essere riportato in fattura con dicitura univoca e standardizzata definita dall'Autorità di regolazione per energia, reti e ambiente (ARERA), del valore di 115 euro per le forniture di energia elettrica relative ai titolari, alla data di entrata in vigore del presente decreto, del bonus sociale, istituito ai sensi dell'articolo 1, comma 375, della legge 23 dicembre 2005, n. 266, si provvede con delibera dell'ARERA, nel limite di spesa di 315 milioni di euro per l'anno 2026, da trasferire alla Cassa per i servizi energetici e ambientali [3].

     2. Per ciascuno degli anni 2026 e 2027, i venditori di energia elettrica possono riconoscere ai propri clienti domestici residenti, che non siano titolari del bonus sociale istituito ai sensi dell'articolo 1, comma 375, della legge 23 dicembre 2005 n. 266, e con indicatore della situazione economica equivalente annuale non superiore a 25.000 euro, un contributo straordinario a copertura di acquisto dell'energia elettrica. Il valore economico del contributo di cui al primo periodo è pari alla componente «prezzo dell'energia» (PE) a copertura dei costi di acquisto dell'energia di cui alla deliberazione dell'ARERA 26 settembre 2025, n. 428/25/R/eel, applicata ai consumi del primo bimestre dell'anno, per i clienti con forniture attive al 1° gennaio del medesimo anno, o del primo bimestre di fornitura per i clienti i cui contratti sono stati attivati successivamente, e comunque entro il 31 maggio di ciascun anno. Il contributo di cui al primo periodo è riconosciuto purchè i consumi del bimestre di cui al secondo periodo non siano superiori a 0,5 MWh e i consumi registrati nei dodici mesi antecedenti al termine del medesimo bimestre risultino inferiori a 3 MWh. Il contributo è riconosciuto come sconto sulle condizioni contrattuali applicate dal venditore titolare delle forniture nel bimestre di cui al secondo periodo nelle fatturazioni relative ai consumi del quinto mese successivo al medesimo bimestre. Con apposita deliberazione, da adottarsi entro 30 giorni dalla data di entrata in vigore del presente decreto, l'ARERA definisce le modalità applicative del primo periodo, al fine di promuovere la trasparenza delle informazioni e la tutela dei consumatori. Il riconoscimento del contributo non può essere subordinato all'adesione a servizi o a prodotti accessori, nè comportare modifiche peggiorative delle condizioni contrattuali [4].

     3. Ai venditori che aderiscono a quanto previsto dal comma 2 è rilasciata una attestazione che può essere utilizzata anche a fini commerciali. Con la medesima delibera di cui al comma 2, l'ARERA definisce le modalità di rilascio delle attestazioni e le forme di pubblicazione delle stesse nel proprio sito internet istituzionale. L'ARERA monitora nel biennio 2026-2027 l'applicazione delle disposizioni di cui al comma 2 e di cui al primo periodo del presente comma [5].

     4. Agli oneri di cui al comma 1, pari a 315 milioni di euro per l'anno 2026, si provvede:

     a) quanto a 100 milioni di euro mediante utilizzo delle risorse iscritte nello stato di previsione del Ministero dell'ambiente e della sicurezza energetica, ai sensi dell'articolo 23, comma 7, lettera h), del decreto legislativo 9 giugno 2020, n. 47;

     b) quanto a 63 milioni di euro mediante utilizzo delle risorse iscritte nello stato di previsione del Ministero dell'ambiente e della sicurezza energetica, ai sensi dell'articolo 23, comma 7, lettera i), del decreto legislativo 9 giugno 2020, n. 47;

     c) quanto a 67 milioni di euro mediante utilizzo delle risorse iscritte nello stato di previsione del Ministero dell'ambiente e della sicurezza energetica, ai sensi dell'articolo 15, comma 1, del decreto legislativo 8 novembre 2021, n. 199;

     d) quanto a 55 milioni di euro mediante utilizzo delle risorse iscritte nello stato di previsione del Ministero dell'ambiente e della sicurezza energetica, ai sensi dell'articolo 15, comma 1, del decreto legislativo 4 luglio 2014, n. 102;

     e) quanto a 10 milioni di euro mediante utilizzo delle risorse iscritte nello stato di previsione del Ministero dell'ambiente e della sicurezza energetica, ai sensi dell'articolo 23, comma 7, lettera r), del decreto legislativo 9 giugno 2020, n. 47;

     f) quanto a 20 milioni di euro mediante utilizzo delle risorse iscritte nello stato di previsione del Ministero dell'ambiente e della sicurezza energetica, ai sensi dell'articolo 23, comma 7, lettera l), del decreto legislativo 9 giugno 2020, n. 47.

     5. Le risorse di cui al comma 1, non utilizzate entro la fine dell'anno 2026, sono versate all'entrata del bilancio dello Stato e restano acquisite all'erario.

     5-bis. All'articolo 51 del codice del consumo, di cui al decreto legislativo 6 settembre 2005, n. 206, dopo il comma 8 sono inseriti i seguenti:

     «8-bis. Al fine di rafforzare la tutela dei clienti finali domestici e il loro diritto di scelta delle condizioni economiche, decorsi sessanta giorni dalla data di entrata in vigore della presente disposizione, è vietato effettuare sollecitazioni commerciali per telefono, anche mediante l'invio di messaggi a consumatori, finalizzate alla proposta o alla conclusione di contratti di fornitura di energia elettrica e gas. Il professionista può contattare il consumatore per telefono, anche mediante l'invio di messaggi, qualora vi sia stata una richiesta effettuata direttamente al professionista stesso attraverso interfacce informatiche di quest'ultimo oppure nel caso in cui il contatto sia stato effettuato nei confronti dei propri clienti di energia elettrica e gas che abbiano espresso specifico consenso a ricevere proposte commerciali. È onere del professionista dimostrare la validità del contatto.

     8-ter. I contatti telefonici di cui al comma 8-bis sono effettuati dal professionista da un numero che lo identifica univocamente. I contratti stipulati a seguito di contatto effettuato in violazione di quanto previsto dal comma 8-bis e dal presente comma sono nulli. Il consumatore può avvalersi degli strumenti di risoluzione alternativa delle controversie di cui alla parte V, titolo II-bis, e del servizio di conciliazione dell'Autorità di regolazione per energia, reti e ambiente.

     8-quater. Gli utenti possono segnalare al Garante per la protezione dei dati personali e all'Autorità per le garanzie nelle comunicazioni (AGCOM) i casi di chiamata effettuata in violazione di quanto previsto dai commi 8-bis e 8-ter, indicando il numero da cui proviene la chiamata. Qualora l'AGCOM, nell'ambito dell'attività istruttoria svolta d'ufficio o a seguito della segnalazione di cui al primo periodo, accerti che la chiamata proviene da numeri diversi da quelli assegnati al professionista, ordina al gestore telefonico competente l'immediata sospensione dell'utilizzo delle linee allo stesso assegnate. Il Garante per la protezione dei dati personali, nell'ambito della propria attività istruttoria, può chiedere all'AGCOM, in presenza di un numero significativo di segnalazioni di chiamate effettuate senza previo consenso, di procedere alla sospensione di cui al secondo periodo» [6].

 

     Art. 1 bis. Modifiche al decreto-legge 29 novembre 2008, n. 185, convertito, con modificazioni, dalla legge 28 gennaio 2009, n. 2, in materia di compensazione della spesa per la fornitura del teleriscaldamento [7]

     1. All'articolo 3 del decreto-legge 29 novembre 2008, n. 185, convertito, con modificazioni, dalla legge 28 gennaio 2009, n. 2, sono apportate le seguenti modificazioni:

     a) al comma 9:

     1) al secondo periodo sono aggiunte, in fine, le seguenti parole: «e, a decorrere dal 1° gennaio 2026, per la fornitura del teleriscaldamento»;

     2) al quinto periodo sono premesse le seguenti parole: «Nel caso della fornitura di gas naturale,»;

     3) è aggiunto, in fine, il seguente periodo: «Nel caso della fornitura del teleriscaldamento, l'Autorità di regolazione per energia, reti e ambiente istituisce un'apposita componente tariffaria volta ad alimentare un conto gestito dalla Cassa per i servizi energetici e ambientali e stabilisce, altresì, le misure tecniche necessarie per l'attribuzione del beneficio»;

     b) al comma 9-bis, dopo le parole: «per la fornitura di gas naturale» sono inserite le seguenti: «e del teleriscaldamento».

 

     Art. 1 ter. Modifica all'articolo 9 del decreto legislativo 4 luglio 2014, n. 102, in materia di informazioni ai clienti delle società di vendita di energia al dettaglio [8]

     1. All'articolo 9, comma 7, lettera b), del decreto legislativo 4 luglio 2014, n. 102, le parole: «ai clienti finali sia offerta l'opzione di ricevere in via elettronica informazioni sulla fatturazione, sulle bollette e sull'identità dell'intermediario con cui è stata sottoscritta l'offerta e sia fornita» sono sostituite dalle seguenti: «i clienti finali ricevano in via elettronica informazioni sulla fatturazione e sulle bollette che comprendono, a beneficio dei medesimi clienti finali, l'indicazione dell'identità dell'intermediario mediante il quale è stata sottoscritta la fornitura; tale informazione è resa disponibile esclusivamente al venditore che emette la bolletta e al cliente finale; sia fornita».

 

     Art. 1 quater. Correttezza, trasparenza e adeguatezza delle attività di consulenza e di formulazione della proposta contrattuale nei settori dell'energia elettrica, del gas naturale e delle telecomunicazioni [9]

     1. Gli operatori dei settori dell'energia elettrica, del gas naturale e delle telecomunicazioni che offrono o promuovono contratti di fornitura a clienti finali sono responsabili della correttezza, della trasparenza e dell'adeguatezza delle attività di consulenza e di formulazione della proposta contrattuale svolte direttamente o tramite reti di vendita.

     2. Prima della stipulazione del contratto, gli operatori di cui al comma 1 acquisiscono le informazioni necessarie sulle esigenze del cliente e valutano l'adeguatezza della proposta contrattuale.

     3. Le autorità di regolazione competenti dettano, ove non già previste, le prescrizioni necessarie ad assicurare il rispetto dei principi di cui ai commi 1 e 2, senza nuovi o maggiori oneri a carico della finanza pubblica.

 

     Art. 1 quinquies. Disposizioni in materia di trasparenza nel settore dell'energia [10]

     1. Al fine di promuovere la trasparenza, concorrenza e il corretto funzionamento del mercato energetico, entro sei mesi dalla data di entrata in vigore della legge di conversione del presente decreto, l'Autorità di regolazione per energia, reti e ambiente definisce, con proprio provvedimento, le modalità e i criteri con cui gli operatori della vendita al dettaglio nei settori dell'energia elettrica e del gas naturale forniscono alla medesima Autorità le informazioni relative ai margini di profitto, distinte per tipologie di cliente o di offerta.

     2. Con il provvedimento di cui al comma 1 sono altresì definiti la frequenza della rendicontazione, comunque non inferiore a un anno, i soggetti obbligati e le eventuali soglie dimensionali per l'applicazione dell'obbligo, nel rispetto dei principi di proporzionalità, trasparenza e comparabilità delle informazioni, tenuto conto dell'esigenza di minimizzare i correlati oneri informativi.

 

     Art. 1 sexies. Disposizioni per la tutela dei clienti finali e la mitigazione dei prezzi attraverso la trasparenza del processo di cambio del fornitore [11]

     1. Al fine di garantire la libera scelta dei clienti finali di energia e assicurare la trasparenza delle condizioni economiche sottoscritte, le informazioni acquisite nell'ambito del processo di cambio del fornitore, gestito tramite il sistema informativo integrato per la gestione dei flussi informativi relativi ai mercati dell'energia elettrica e del gas, di cui all'articolo 1-bis del decreto-legge 8 luglio 2010, n. 105, convertito, con modificazioni, dalla legge 13 agosto 2010, n. 129, sono utilizzate esclusivamente per finalità tecniche connesse all'esecuzione del medesimo processo.

     2. Entro novanta giorni dalla data di entrata in vigore della legge di conversione del presente decreto, l'Autorità di regolazione per energia, reti e ambiente provvede, con propria deliberazione, all'istituzione di un tavolo tecnico finalizzato alla definizione di un accordo quadro per la regolamentazione delle procedure di cambio del fornitore coerente con le disposizioni di cui al comma 1, nel rispetto dei principi di neutralità, trasparenza e tutela della concorrenza. Per la partecipazione al tavolo tecnico non spettano compensi, gettoni di presenza, rimborsi di spese o altri emolumenti comunque denominati.

 

     Art. 2. Misure urgenti per la riduzione della componente ASOS delle bollette elettriche e il sostegno alle utenze non domestiche

     1. Al fine di garantire un costo delle bollette elettriche accessibile e favorire, al contempo, una migliore sostenibilità delle politiche di supporto alla produzione di energia da fonti rinnovabili, i soggetti responsabili degli impianti fotovoltaici aventi potenza nominale incentivata superiore a 20 kW che beneficiano di premi fissi derivanti dal meccanismo del Conto energia con scadenza a decorrere dal 1° gennaio 2029, non dipendenti dai prezzi di mercato, riconosciuti dal Gestore dei servizi energetici-GSE S.p.A., in attuazione del decreto del Ministro delle attività produttive di concerto con il Ministro dell'ambiente e della tutela del territorio 28 luglio 2005, pubblicato nella Gazzetta Ufficiale n. 181 del 5 agosto 2005, e dei decreti del Ministro dello sviluppo economico, di concerto con il Ministro dell'ambiente e della tutela del territorio e del mare, 19 febbraio 2007, pubblicato nella Gazzetta Ufficiale n. 45 del 23 febbraio 2007, 6 agosto 2010, pubblicato nella Gazzetta Ufficiale n. 197 del 24 agosto 2010, e 5 maggio 2011, pubblicato nella Gazzetta Ufficiale n. 109 del 12 maggio 2011, possono aderire esclusivamente su base volontaria ad uno dei seguenti schemi [12]:

     a) la tariffa premio è riconosciuta per un valore pari all'85 per cento rispetto al valore spettante nel periodo che intercorre tra il secondo semestre dell'anno 2026 e il 31 dicembre 2027;

     b) la tariffa premio è riconosciuta per un valore pari al 70 per cento rispetto al valore spettante nel periodo che intercorre tra il secondo semestre dell'anno 2026 e il 31 dicembre 2027.

     2. Ai soggetti responsabili che aderiscono ad uno degli schemi di cui al comma 1 è riconosciuta un'estensione delle convenzioni, aventi ad oggetto gli impianti per cui hanno aderito, di un periodo pari a 3 mesi, nel caso di cui al comma 1, lettera a) e di un periodo pari a 6 mesi nel caso di cui al comma 1, lettera b). Per il periodo oggetto di estensione, il GSE applica una tariffa pari alla media delle tariffe premio oggetto di riduzione ai sensi del comma 1.

     3. I soggetti di cui al comma 1 comunicano entro il 31 maggio 2026 l'eventuale adesione allo schema di cui al comma 1 al GSE, che provvede all'aggiornamento delle relative convenzioni.

     4. I soggetti responsabili degli impianti fotovoltaici di potenza superiore a 20 kW, che beneficiano di premi fissi derivanti dal meccanismo del Conto energia, non dipendenti dai prezzi di mercato, riconosciuti dal GSE, in attuazione del citato decreto del Ministro delle attività produttive di concerto con il Ministro dell'ambiente e della tutela del territorio 28 luglio 2005, e dei citati decreti del Ministro dello sviluppo economico, di concerto con il Ministro dell'ambiente e della tutela del territorio e del mare, 19 febbraio 2007, 6 agosto 2010 e 5 maggio 2011, possono optare, entro il 30 settembre 2026, per la fuoriuscita dai relativi meccanismi di incentivazione alle seguenti condizioni:

     a) la fuoriuscita è consentita, a decorrere dal 1° gennaio 2028, ad un numero di impianti la cui potenza complessiva non su peri i 10 GW;

     b) è garantita la priorità di fuoriuscita per gli impianti che hanno aderito ad uno degli schemi di cui al comma 1, con le seguenti modalità:

     1) a tali impianti è riconosciuto un corrispettivo, espresso in euro per MW e determinato dal GSE per ciascun impianto, pari al 90 per cento del valore attualizzato dei flussi di cassa residui degli incentivi spettanti nel periodo compreso tra il 1° gennaio 2028 e il termine di cessazione del contratto di incentivazione. I corrispettivi sono calcolati assumendo, come stima della produzione attesa, la media della produzione storica dell'impianto dell'ultimo quinquennio;

     2) i flussi di cassa di cui al numero 1) sono attualizzati utilizzando un tasso de terminato dal GSE avendo a riferimento il costo del capitale di rischio che caratterizza gli investimenti in impianti fotovoltaici oggetto della procedura;

     c) per l'eventuale potenza residua del contingente di cui alla lettera a), gli impianti che non hanno aderito ad uno degli schemi di cui al comma 1 sono selezionati mediante una procedura competitiva, gestita dal GSE, da svolgersi entro il 30 giugno 2027 in forma telematica, nel rispetto dei principi di trasparenza, pubblicità, tutela della concorrenza e non discriminazione, e con le seguenti modalità:

     1) i soggetti richiedenti presentano offerte di ribasso percentuale rispetto al valore base di cui al successivo numero 2);

     2) il valore base, espresso in euro per MW, è determinato dal GSE per ciascun impianto ed è pari al 90 per cento del valore attualizzato dei flussi di cassa residui degli incentivi spettanti nel periodo compreso tra il 1° gennaio 2028 e il termine di cessazione del contratto di incentivazione; il medesimo valore base è calcolato assumendo, come stima della produzione attesa, la media della produzione storica dell'impianto dell'ultimo quinquennio;

     3) i flussi di cassa di cui al numero 2) sono attualizzati utilizzando un tasso de terminato dal GSE avendo a riferimento il costo del capitale di rischio che caratterizza gli investimenti in impianti fotovoltaici oggetto della procedura;

     4) il GSE ordina le offerte ricevute in senso decrescente rispetto al beneficio atteso per il sistema fino a concorrenza dellimite della potenza residua del contingente di cui alla lettera a);

     d) la procedura competitiva di cui alla lettera c) si applica agli impianti di cui alla lettera b) nel caso in cui le richieste di fuoriuscita ai sensi della medesima lettera b) superino il limite di potenza complessiva di 10 GW;

     e) i soggetti responsabili degli impianti selezionati ai sensi delle lettere b), c) o d) ricevono a decorrere dal 2028, in rate costanti, in un arco temporale decennale, i corrispettivi rivalutati ad un tasso di interesse determinato dal GSE avendo a riferimento il costo medio del capitale che caratterizza gli investimenti in impianti fotovoltaici oggetto della procedura, e comunque non superiore al 6 per cento, a condizione che:

     1) gli impianti a fonti rinnovabili siano oggetto, a decorrere dal 1° gennaio 2028 ed entro il 31 dicembre 2030, di interventi di rifacimento integrale che comportino un aumento di potenza tale da garantire valori di producibilità pari almeno al doppio di quella attesa negli anni di incentivazione residua dell'impianto esistente;

     2) per la realizzazione degli interventi di cui al numero 1) siano utilizzati esclusivamente moduli fotovoltaici iscritti al registro di cui all'articolo 12 del decreto-legge 9 dicembre 2023, n. 181, convertito, con modificazioni, dalla legge 2 febbraio 2024, n. 11, che corrispondano ai requisiti di carattere territoriale e tecnico di cui al comma 1, lettere b) e c) del medesimo articolo 12;

     3) nel caso di impianti con moduli collocati a terra in area agricola, gli interventi di rifacimento integrale di cui al numero 1) devono garantire un incremento della producibilità pari almeno al 30 per cento rispetto al valore atteso nel periodo di incentivazione residua;

     4) nel caso di impianti con moduli non collocati a terra, gli interventi di rifacimento integrale di cui al numero 1) devono garantire un incremento della producibilità pari almeno al 30 per cento rispetto al valore atteso nel periodo di incentivazione residua;

     5) gli impianti a fonti rinnovabili di cui al numero 1) possono partecipare, a valle della procedura di cui alla lettera b), ai meccanismi di supporto di cui agli articoli 6, 7 e 7-bis del decreto legislativo 8 novembre 2021, n. 199, limitatamente alla potenza corrispondente all'incremento di producibilità ottenuto in esito agli interventi di rifacimento di cui al medesimo numero 1);

     6) gli impianti a fonti rinnovabili di cui ai numeri 3) e 4) possono partecipare, a valle della procedura di cui alla lettera b), ai meccanismi di supporto di cui agli articoli 6, 7 e 7-bis del decreto legislativo 8 novembre 2021, n. 199, limitatamente alla potenza corrispondente all'incremento di producibilità ottenuto in esito agli interventi di rifacimento di cui ai medesimi numeri;

     7) l'energia elettrica prodotta ed immessa in rete, ascrivibile alla potenza residua rispetto a quanto previsto ai numeri 5) e 6), deve essere oggetto di contrattualizzazione a termine, anche attraverso i meccanismi di cui all'articolo 28 del decreto legislativo 8 novembre 2021, n. 199, o di incentivazione mediante meccanismi di supporto di cui agli articoli 6, 7 e 7-bis del decreto legislativo 8 novembre 2021, n. 199 compatibilmente con la normativa europea in materia di aiuti di Stato;

     8) i corrispettivi di cui alla lettera e) del presente comma possono essere erogati nell'ambito dei contratti attuativi dei meccanismi di supporto di cui agli articoli 6, 7 e 7-bis del decreto legislativo 8 novembre 2021, n. 199 [13].

     5. Al fine di favorire gli interventi di rifacimento integrale di cui al comma 4, alla sezione II dell'allegato A al decreto legislativo 25 novembre 2024, n. 190, dopo la lettera a-bis) è inserita la seguente:

     «a-ter) rifacimento integrale di impianti solari fotovoltaici esistenti, abilitati o autorizzati, che insistano su aree industriali, a condizione che, a seguito dell'intervento medesimo, l'impianto continui a ricadere interamente in area industriale, a prescindere dalla potenza risultante;».

     6. Con decreto del Ministro dell'ambiente e della sicurezza energetica, da adottare entro novanta giorni dalla data di entrata in vigore del presente decreto, sono stabilite le modalità di attuazione del comma 4, ivi compresi le modalità operative per l'espletamento della procedura competitiva di cui al comma 4, lettera c), le modalità di contrattualizzazione degli impegni assunti dai soggetti richiedenti, nonchè i casi di revoca o decadenza dal beneficio di cui al comma 4, lettera e) [14].

     7. Entro 30 giorni dalla data di entrata in vigore del presente decreto, l'Autorità di Regolazione per Energia, Reti e Ambiente (ARERA) con propria deliberazione adegua, a decorrere dalle fatturazioni effettuate nel mese di marzo 2026 da parte delle imprese esercenti il servizio di distribuzione dell'energia elettrica, le tempistiche di versamento alla Cassa per i servizi energetici e ambientali (CSEA), da parte delle medesime imprese, del gettito delle componenti tariffarie ASOS e ARIM, di cui all'articolo 5.1 dell'Allegato A alla deliberazione dell'ARERA 27 dicembre 2023, n. 618/2023/R/com, e successive modifiche e integrazioni, allineandole alle tempistiche di versamento delle medesime componenti previste per gli esercenti l'attività di vendita dell'energia elettrica [15].

     8. L'Autorità di regolazione per energia, reti e ambiente (ARERA) con propria deliberazione determina le modalità con cui riconoscere il beneficio derivante dall'attuazione dei commi 1, 4 e 7 del presente articolo, in modo tale da ridurre la componente della spesa per gli oneri generali relativi al sostegno delle energie rinnovabili e alla cogenerazione (ASOS) applicata all'energia prelevata alle utenze non domestiche, ad esclusione di quelle relative all'illuminazione pubblica, in bassa tensione per altri usi e alle utenze non domestiche in media, alta e altissima tensione, ad esclusione dei prelievi che godono del regime tariffario speciale di cui all'articolo 29 del decreto legge 24 giugno 2014, n. 91, convertito, con modificazioni, dalla legge 11 agosto 2014, n. 116, e ad esclusione delle utenze che sono iscritte nell'elenco delle imprese a forte consumo di energia elettrica istituito presso la Cassa per i servizi energetici e ambientali (CSEA), ai sensi dell'articolo 3, comma 10, lettera b), del decreto-legge 29 settembre 2023, n. 131, convertito, con modificazioni, dalla legge 27 novembre 2023, n. 169 [16].

 

     Art. 3. Disposizioni in materia di aliquota IRAP per le imprese del comparto energetico

     1. Per il periodo d'imposta successivo a quello in corso al 31 dicembre 2025 e per quello successivo, l'aliquota di cui all'articolo 16, commi 1 e 1-bis, del decreto legislativo 15 dicembre 1997, n. 446, è aumentata di due punti percentuali per i soggetti esercenti, in via prevalente, le attività economiche individuate dai codici ATECO di cui alla tabella 1 allegata al presente decreto [17].

     2. Nella determinazione dell'acconto dell'imposta regionale sulle attività produttive dovuto per il periodo d'imposta successivo a quello in corso al 31 dicembre 2025 si assume, quale imposta del periodo precedente, quella che si sarebbe determinata applicando le disposizioni di cui al comma 1 [18].

     3. Le risorse derivanti dal comma 1, valutate in 469,6 milioni di euro per l'anno 2026, 545,4 milioni di euro per l'anno 2027 e 74,5 milioni di euro per l'anno 2028, sono destinate alla riduzione della componente della spesa per gli oneri generali relativi al sostegno delle energie rinnovabili e alla cogenerazione (ASOS) applicata all'energia prelevata alle utenze non domestiche, ad esclusione di quelle relative all'illuminazione pubblica, in bassa tensione per altri usi e alle utenze non domestiche in media, alta e altissima tensione, ad esclusione dei prelievi che godono del regime tariffario speciale di cui all'articolo 29 del decreto legge 24 giugno 2014, n. 91, convertito, con modificazioni, dalla legge 11 agosto 2014, n. 116, e ad esclusione delle utenze che sono iscritte nell'elenco delle imprese a forte consumo di energia elettrica istituito presso la Cassa per i servizi energetici e ambientali (CSEA), ai sensi dell'articolo 3, comma 10, lettera b), del decreto-legge 29 settembre 2023, n. 131, convertito, con modificazioni, dalla legge 27 novembre 2023, n. 169 [19].

     4. Agli oneri derivanti dal comma 1, valutati in 7,1 milioni di euro per l'anno 2027, 8,4 milioni di euro per l'anno 2028 e 1,3 milioni di euro per l'anno 2029, si provvede, quanto a 7,1 milioni di euro per l'anno 2027, 8,4 milioni di euro per l'anno 2028, mediante corrispondente utilizzo di quota parte delle maggiori entrate e delle minori spese derivanti dal comma 1, e, quanto a 1,3 milioni di euro per l'anno 2029, mediante corrispondente riduzione del Fondo per interventi strutturali di politica economica, di cui all'articolo 10, comma 5, del decreto-legge 29 novembre 2004, n. 282, convertito, con modificazioni, dalla legge 27 dicembre 2004, n. 307 [20].

 

     Art. 3 bis. Disposizioni in materia di cooperative elettriche storiche [21]

     1. All'articolo 1, comma 258, della legge 30 dicembre 2023, n. 213, le parole: «non oltre il 31 dicembre 2025» sono sostituite dalle seguenti: «non oltre il 31 dicembre 2026».

 

     Art. 4. Disposizioni urgenti per promuovere la contrattazione di lungo termine della produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili da parte delle imprese

     1. Al fine di favorire la contrattazione a lungo termine di energia elettrica da fonti rinnovabili da parte delle imprese, ivi comprese le piccole e medie imprese, la bacheca di cui all'articolo 28, comma 1, del decreto legislativo 8 novembre 2021, n. 199, è adeguata prevedendo apposite sezioni dedicate, dallato della domanda, per la stipula di contratti di durata non inferiore a tre anni. La contrattazione di cui al primo periodo può avvenire, anche in forma aggregata, in funzione dell'ubicazione, del profilo dei consumi, ovvero dell'appartenenza a settori merceologici. La bacheca di cui al primo periodo promuove, dallato dell'offerta, la contrattualizzazione a lungo termine dell'energia elettrica non già oggetto di contrattualizzazione nell'ambito dei meccanismi di supporto per la produzione di energia da fonti rinnovabili.

     2. I contratti sono stipulati tra le parti al di fuori della bacheca di cui al comma 1, anche con il supporto del GSE, e sono soggetti all'obbligo di registrazione sulla bacheca medesima. Le parti, che soddisfano i requisiti di cui al comma 4, possono richiedere al GSE l'assunzione del ruolo di garante di ultima istanza in relazione ai contratti stipulati ai sensi del comma 1, nel limite delle risorse destinate allo scopo ai sensi dell'articolo 28 del decreto legislativo 8 novembre 2021, n. 199, al netto delle risorse utilizzate dal GSE ai sensi del comma 3.

     3. Il GSE individua, nell'ambito delle regole operative di cui al comma 4 e nel rispetto dellimite di spesa di cui all'articolo 28, comma 2-ter, del decreto legislativo 8 novembre 2021, n. 199, forme di minimizzazione e trasferimento del rischio dei contraenti nell'ambito delle tipologie di contratto definite, anche avvalendosi del supporto della società SACE S.p.A. - Servizi assicurativi del commercio estero, che, per la parte eccedente e solo una volta esaurite le risorse destinate alla garanzia di ultima istanza di cui all'articolo 28, comma 2-bis, del citato decreto legislativo n. 199 del 2021, è autorizzata a rilasciare, a favore dello stesso GSE, garanzie a condizioni di mercato, per una percentuale massima di copertura non eccedente il 70 per cento. Gli impegni derivanti dall'attività di cui al presente comma sono assunti dalla SACE S.p.A. nella misura del 20 per cento e dallo Stato nella misura dell'80 per cento di ciascun impegno, senza vincolo di solidarietà. Per ciascuno degli anni 2026 e 2027, l'importo massimo degli impegni assumibili dalla SACE S.p.A., per l'operatività di cui al presente comma, è pari a 250 milioni di euro, a valere sulle disponibilità del fondo di cui all'articolo 1, comma 14, del decreto-legge 8 aprile 2020, n. 23, convertito, con modificazioni, dalla legge 5 giugno 2020, n. 40 [22].

     4. Entro novanta giorni dalla data di entrata in vigore del presente decreto, con decreto del Ministro dell'ambiente e della sicurezza energetica, di concerto con il Ministro dell'economia e delle finanze, sono approvate, su proposta del GSE, le regole operative per l'attuazione dei commi 1, 2 e 3 del presente articolo, con riferimento ai requisiti da soddisfare da parte delle imprese per l'accesso alla garanzia di ultima istanza di cui all'articolo 28, comma 2-bis, del decreto legislativo 8 novembre 2021, n. 199, anche ai fini del rispetto dellimite di spesa di cui al comma 2-ter dell'articolo 28 del medesimo decreto legislativo n. 199 del 2021, nonchè agli schemi di contratto di adesione al servizio di garanzia di ultima istanza. Con apposita convenzione, da stipulare tra il GSE e la SACE S.p.A., sono stabilite le procedure e le modalità operative per il rilascio delle garanzie e delle coperture assicurative da parte della SACE S.p.A. Alla garanzia di cui al presente comma si applica l'articolo 1, comma 880, della legge 30 dicembre 2025, n. 199 [23].

     5. La società Acquirente unico S.p.a. svolge, secondo condizioni e modalità stabilite dall'ARERA, servizi di aggregazione della domanda di energia elettrica finalizzati a favorire la contrattazione di lungo termine della produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili da parte delle imprese, anche mediante schemi di contratto standard, che tengano conto della distribuzione temporale dell'energia oggetto del contratto e degli specifici profili di consumo.

     6. Per favorire la massima partecipazione ai meccanismi di cui all'articolo 28 del decreto legislativo 8 novembre 2021, n. 199, l'ARERA, nel definire le condizioni e le modalità per lo svolgimento del servizio di aggregazione di cui al comma 5, adotta specifiche linee guida per i gruppi di acquisto abilitati alla contrattazione collettiva ed a lungo termine della produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili, promuovendo il coinvolgimento delle piccole e medie imprese e delle organizzazioni rappresentative dei consumatori e delle famiglie in condizioni di vulnerabilità economica [24].

     6-bis. All'articolo 3, comma 6, primo periodo, del decreto-legge 28 febbraio 2025, n. 19, convertito, con modificazioni, dalla legge 24 aprile 2025, n. 60, sono aggiunte, in fine, le seguenti parole: «nonchè i dati necessari all'individuazione delle microimprese e delle piccole e medie imprese, come definite ai sensi della raccomandazione 2003/361/CE della Commissione europea, del 6 maggio 2003» [25].

     7. Le società del Gruppo GSE assicurano, anche mediante appositi protocolli di intesa con le associazioni territoriali o di categoria delle piccole e medie imprese, senza nuovi o maggiori oneri per la finanza pubblica, attività di formazione e divulgazione nei confronti delle piccole e medie imprese in relazione alla contrattazione di lungo termine della produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili.

     8. L'ARERA definisce le modalità attraverso cui le imprese possono approvvigionarsi di energia attraverso contratti di compravendita di energia elettrica da fonti rinnovabili a lungo termine ai sensi dell'articolo 4 della Direttiva (UE) 2019/944 del Parlamento europeo e del Consiglio, del 5 giugno 2019, come modificato dall'articolo 2 della Direttiva (UE) 2024/1711 del Parlamento europeo e del Consiglio, del 13 giugno 2024 [26].

     9. Al fine di favorire la decarbonizzazione del settore industriale, attraverso la stipula di contratti a lungo termine di energia elettrica da fonti rinnovabili, i Consorzi per le Aree di Sviluppo Industriale (ASI) possono individuare superfici da destinare alla realizzazione di impianti di energia elettrica da fonti rinnovabili oggetto di successiva contrattualizzazione a lungo termine. A tal fine, i medesimi Consorzi possono avvalersi del supporto del GSE, per effettuare:

     1) il censimento della disponibilità di coperture o aree pertinenziali funzionali alla realizzazione di impianti fotovoltaici nelle aree dei Consorzi, indicando contestualmente la destinazione catastale;

     2) la stima del potenziale dell'autoconsumo istantaneo e delle altre forme di autoconsumo previste dal Titolo IV del decreto legislativo 8 novembre 2021 n. 199;

     3) l'analisi della composizione dell'aggregato, espresso su base volontaria, dei consumi dei propri consorziati per la partecipazione ai meccanismi di cui all'articolo 28 del decreto legislativo 8 novembre 2021, n. 199 [27].

     10. All'articolo 28 del decreto legislativo 8 novembre 2021, n. 199, il comma 5 è abrogato.

     11. All'articolo 16-bis del decreto-legge 1 marzo 2022, n. 17, convertito, con modificazioni, dalla legge 27 aprile 2022, n. 34, sono apportate le seguenti modificazioni:

     a) al comma 1:

     1) al primo periodo, le parole: «i costi residuali per l'esercizio» sono sostituite con le seguenti: «i costi per l'esercizio e il mantenimento»;

     2) al secondo periodo, le parole: «di cinque anni» sono sostituite dalla seguente: «pluriennale» e la parola: «prodotta» è sostituita dalle seguenti: «immessa in rete»;

     b) al comma 2:

     1) al primo periodo, le parole: «Prima dello» sono sostituite dalle seguenti: «In modo coordinato con lo»;

     2) al secondo periodo, le parole: «prevedendo profili predefiniti e» sono soppresse;

     3) dopo il secondo periodo è inserito il seguente: «Le quantità di energia assegnate con le procedure concorsuali di cui al presente comma devono essere equivalenti a quelle assegnate mediante le procedure di cui al comma 1 e i prezzi contrattuali di esercizio definiti in esito alle procedure concorsuali dallato della domanda devono essere non inferiori al prezzo di esercizio più alto determinato in esito alle procedure di cui al comma 1.»;

     4) il quarto periodo è sostituito con il seguente: «Gli eventuali proventi netti derivanti dalle procedure di cui al presente articolo sono destinati alla riduzione degli oneri generali di sistema.» [28].

     12. Agli impianti di cui al comma 13 che, al termine del periodo di incentivazione, siano selezionati, con priorità sulla bacheca di cui all'articolo 28, comma 1 del decreto legislativo 8 novembre 2021 n. 199, dalla società Acquirente unico S.p.a., nell'ambito del servizio di aggregazione di cui al comma 5 del presente articolo, è corrisposta, su base annuale e sull'energia oggetto del contratto, una premialità pari al quindici per cento della differenza se positiva tra la media annua ponderata, sulle quantità contrattualizzate, dei prezzi del mercato spot nella zona in cui è localizzato l'impianto e il prezzo riconosciuto nell'ambito del servizio di aggregazione. La premialità è riconosciuta a valere sugli oneri generali di sistema.

     13. Le disposizioni di cui al comma 12 si applicano agli impianti di potenza superiore ai 20 kW che siano stati beneficiari degli schemi di supporto previsti dal decreto del Ministro dello Sviluppo Economico, di concerto con il Ministro dell'Ambiente e della Tutela del Territorio e del Mare, 18 dicembre 2008, pubblicato nella Gazzetta Ufficiale n. 1 del 2 gennaio 2009, o dal decreto del Ministro dello Sviluppo Economico di concerto con il Ministro dell'Ambiente e della Tutela del Territorio e del Mare 6 luglio 2012, pubblicato nel supplemento ordinario n. 143 alla Gazzetta Ufficiale n. 159 del 10 luglio 2012, ivi compresi quelli di cui all'articolo 19 del medesimo decreto, e ad esclusione di quelli che operano in regime di concessione, o dal decreto del Ministro dello Sviluppo Economico, di concerto con il Ministro dell'Ambiente e della Tutela del Territorio e del Mare 23 giugno 2016, pubblicato nella Gazzetta Ufficiale n. 150 del 29 giugno 2016, o dal decreto del Ministro delle attività produttive di concerto con il Ministro dell'ambiente e della tutela del territorio 28 luglio 2005, o da uno dei decreti del Ministro dello sviluppo economico, di concerto con il Ministro dell'ambiente e della tutela del territorio e del mare, 19 febbraio 2007, 6 agosto 2010, 5 maggio 2011 e 5 luglio 2012, pubblicato nel supplemento ordinario n. 143 alla Gazzetta Ufficiale n. 159 del 10 luglio 2012 [29].

 

     Art. 5. Misure per la riduzione degli oneri generali di sistema derivanti dalle bioenergie

     1. All'articolo 5 del decreto-legge 9 dicembre 2023, n. 181, convertito con modificazioni dalla legge 2 febbraio 2024, n. 11 sono apportate le seguenti modificazioni:

     a) il comma 1 è abrogato;

     b) al comma 2 le parole: «fino alla data di entrata in operatività del meccanismo di cui al comma 1 e comunque non oltre il 31 dicembre 2025» sono sostituite dalle seguenti: «sino al 31 marzo 2026»;

     c) dopo il comma 2 è inserito il seguente:

     «2-bis. Entro novanta giorni dalla data di entrata in vigore della presente disposizione, l'Autorità di regolazione per energia, reti e ambiente aggiorna il meccanismo di cui al comma 2 per il periodo che intercorre tra il 1° aprile 2026 e il 31 dicembre 2030 sulla base dei seguenti principi e criteri:

     a) i prezzi minimi garantiti sono riconosciuti per un numero massimo di ore equivalenti su base semestrale, differenziate fra tipologie di impianti, tenendo conto delle esigenze di copertura della domanda attesa e delle esigenze di continuità di produzione degli impianti connessi ai siti produttivi anche in assetto di autoproduzione. In particolare, nel caso di impianti di produzione asserviti a un processo produttivo, il numero massimo di ore equivalenti su base semestrale è definito dal GSE con riferimento al tendenziale di spesa e nel rispetto delle condizioni di cui alla lettera c), a partire dal numero di ore di funzionamento del medesimo processo produttivo; nel caso degli altri impianti di produzione, il numero massimo di ore equivalenti su base semestrale è definito dal GSE con riferimento al tendenziale di spesa e nel rispetto delle condizioni di cui alla lettera c), a partire dalle ore individuate dalla società Terna Spa al fine di assicurare il contributo di questi impianti alla flessibilità del sistema e di rispettare i vincoli di permanenza in servizio degli impianti stessi, tenendo conto dell'eventuale necessità di utilizzo di combustibili di origine fossile nelle fasi di accensione e spegnimento e della quota massima di utilizzo di tali combustibili prevista dalla normativa vigente;

     b) per le finalità di cui alla lettera a), un impianto asservito a un processo produttivo è un impianto direttamente collegato, in termini elettrici, nell'ambito di un sistema di distribuzione chiuso o nell'ambito di un sistema semplice di produzione e consumo, o termici per la cessione di calore a una utenza termica, a uno stabilimento produttivo gestito da un cliente finale eventualmente diverso dal produttore, che rispetta alternativamente le seguenti condizioni: i) l'assenza della sua produzione elettrica o termica non consente l'esecuzione del ciclo produttivo; ii) l'assenza della sua produzione elettrica o termica comporta un aggravio di costi per l'esecuzione del ciclo produttivo;

     c) il GSE effettua una stima del costo del meccanismo entro la metà del mese antecedente all'inizio di ciascun semestre, a partire dalla previsione relativa al secondo semestre del 2026, da effettuare entro la metà di giugno 2026; qualora dalle valutazioni emerga la possibilità del mancato perseguimento del tendenziale di spesa di cui alla lettera d), il numero delle ore equivalenti su base semestrale di cui alla lettera a) è ridefinito in riduzione del medesimo numero di ore equivalenti per tutti gli impianti di produzione per i quali sono riconosciuti i prezzi minimi garantiti, fatta salva la distinzione tra tipologie di impianti nel rispetto delle seguenti condizioni:

     1) la riduzione, per ciascun impianto di produzione, trova applicazione dall'inizio del semestre cui la previsione del GSE si riferisce;

     2) l'eventuale riduzione, fino all'azzeramento, si applica prioritariamente agli impianti di produzione non asserviti a un processo produttivo; in subordine, agli impianti asserviti a un processo produttivo; infine, a partire da quelli non asserviti a un processo produttivo, agli impianti da bioliquidi sostenibili da filiera come definiti dall'articolo 2, comma 1, lettera v), del decreto del Ministro dello sviluppo economico 23 giugno 2016, pubblicato nella Gazzetta Ufficiale n. 150 del 29 giugno 2016;

     3) la riduzione si applica a decorrere dalla data di scadenza del meccanismo di incentivazione eventualmente in essere;

     d) il tendenziale di spesa per gli impianti a bioliquidi, a valere sugli oneri generali di sistema, derivante dall'aggiornamento del meccanismo è pari a 700 milioni di euro per l'anno 2026, ivi compresi gli oneri derivanti dal comma 2, 537 milioni di euro per l'anno 2027, 331 milioni di euro per l'anno 2028, 208 milioni di euro per l'anno 2029, 100 milioni di euro per l'anno 2030.» [30].

     2. All'articolo 24 del decreto legislativo 3 marzo 2011, n. 28, sono apportate le seguenti modificazioni:

     a) al comma 8, le parole: «31 dicembre 2027» sono sostituite dalle seguenti: «31 dicembre 2029»;

     b) dopo il comma 8 è inserito il seguente:

     «8-bis. Entro novanta giorni dalla data di entrata in vigore della presente disposizione, l'Autorità di regolazione per energia, reti e ambiente aggiorna il meccanismo di cui al comma 8 per il periodo che intercorre tra il 1° aprile 2026 e il 31 dicembre 2037 sulla base dei seguenti principi e criteri:

     a) i prezzi minimi garantiti sono riconosciuti per un numero massimo di ore equivalenti su base semestrale, differenziate fra tipologie di impianti, tenendo conto delle esigenze di copertura della domanda attesa e delle esigenze di continuità di produzione degli impianti connessi ai siti produttivi anche in assetto di autoproduzione. In particolare, nel caso di impianti di produzione asserviti a un processo produttivo, il numero massimo di ore equivalenti su base semestrale è definito dal GSE con riferimento al tendenziale di spesa e nel rispetto delle condizioni di cui alla lettera c), a partire dal numero di ore di funzionamento del medesimo processo produttivo; nel caso degli altri impianti di produzione, il numero massimo di ore equivalenti su base semestrale è definito dal GSE con riferimento al tendenziale di spesa e nel rispetto delle condizioni di cui alla lettera c), a partire dalle ore individuate dalla società Terna Spa al fine di assicurare il contributo alla flessibilità del sistema di questi impianti e di rispettare i vincoli di permanenza in servizio degli impianti stessi, tenendo conto dell'eventuale necessità di utilizzo di combustibili di origine fossile nelle fasi di accensione e spegnimento e della quota massima di utilizzo di tali combustibili prevista dalla normativa vigente;

     b) per le finalità di cui alla lettera a), un impianto asservito a un processo produttivo è un impianto direttamente collegato, in termini elettrici, nell'ambito di un sistema di distribuzione chiuso o nell'ambito di un sistema semplice di produzione e consumo, o termici per la cessione di calore a una utenza termica, a uno stabilimento produttivo gestito da un cliente finale eventualmente diverso dal produttore, che rispetta alternativamente le seguenti condizioni: i) l'assenza della sua produzione elettrica o termica non consente l'esecuzione del ciclo produttivo; ii) l'assenza della sua produzione elettrica o termica comporta un aggravio di costi per l'esecuzione del ciclo produttivo;

     c) il GSE effettua una stima del costo del meccanismo entro la metà del mese antecedente all'inizio di ciascun semestre, a partire dalla previsione relativa al secondo semestre del 2026, da effettuare entro la metà di giugno 2026; qualora dalle valutazioni emerga la possibilità del mancato perseguimento del tendenziale di spesa di cui alle lettere g), h) ed i), il numero delle ore equivalenti su base semestrale di cui alla lettera a) è ridefinito in riduzione del medesimo numero di ore equivalenti per tutti gli impianti di produzione per i quali sono riconosciuti i prezzi minimi garantiti, fatta salva la distinzione tra tipologie di impianti nel rispetto delle seguenti condizioni:

     1) la riduzione, per ciascun impianto di produzione, trova applicazione dall'inizio del semestre cui la previsione del GSE si riferisce;

     2) l'eventuale riduzione, fino all'azzeramento, si applica prioritariamente agli impianti di produzione non asserviti a un processo produttivo; in subordine, agli impianti asserviti a un processo produttivo; infine, a partire da quelli non asserviti a un processo produttivo, agli impianti da filiera come definiti dall'articolo 2, comma 1, lettera v), del decreto del Ministro dello sviluppo economico 23 giugno 2016, pubblicato nella Gazzetta Ufficiale n. 150 del 29 giugno 2016;

     3) per gli impianti che hanno rinunciato agli incentivi ai sensi del comma 8, la riduzione si applica a decorrere dalla data di scadenza del meccanismo in essere prima della rinuncia ai fini dell'accesso al meccanismo dei prezzi minimi garantiti;

     d) per gli impianti alimentati da biogas di potenza superiore ai 300 kW che beneficiano dei prezzi minimi garantiti, o per i medesimi impianti con incentivi scaduti o in scadenza che non abbiano presentato richiesta di accesso al meccanismo alla data di entrata in vigore della presente disposizione, la permanenza nel meccanismo di cui al comma 8 o l'accesso al medesimo sono consentiti, con effetti non oltre il 31 dicembre 2030, al fine di garantire la progressiva riconversione degli impianti a biometano;

     e) i prezzi minimi garantiti possono trovare applicazione oltre il 31 dicembre 2030 e fino al 31 dicembre 2037 solo nel caso di impianti a biogas di potenza inferiore o uguale a 300 kW che non sono stati riconvertiti a biometano e nel caso di impianti a biogas che hanno realizzato gli interventi incentivati ai sensi del decreto del Ministro dell'ambiente e della sicurezza energetica 13 marzo 2024, n. 99, di cui al comunicato pubblicato nella Gazzetta Ufficiale n. 102 del 3 maggio 2024;

     f) i prezzi minimi garantiti possono trovare applicazione oltre il 31 dicembre 2030 anche nel caso degli impianti a biogas e biomasse per i quali la data di scadenza che avrebbe avuto il meccanismo di incentivazione in essere prima della rinuncia ai fini dell'accesso al meccanismo dei prezzi minimi garantiti sia successiva al 2030. Per tali impianti, in ogni caso, l'erogazione dei prezzi minimi garantiti termina alla data di scadenza che avrebbe avuto il meccanismo di incentivazione in essere prima della rinuncia;

     g) il tendenziale di spesa per gli impianti a biogas, a valere sugli oneri generali di sistema, derivante dall'aggiornamento del meccanismo è pari a 160 milioni di euro per l'anno 2026, ivi compresi gli oneri afferenti al periodo gennaio-marzo 2026, a 278,5 milioni di euro per l'anno 2027, a 432,4 milioni di euro per l'anno 2028, a 413,5 milioni di euro per l'anno 2029, a 381,9 milioni di euro per l'anno 2030 e a 50,1 milioni di euro per ciascuno degli anni dal 2031 al 2037;

     h) il tendenziale di spesa per gli impianti a biomassa, a valere sugli oneri generali di sistema, derivante dall'aggiornamento del meccanismo è pari a 582,4 milioni di euro per l'anno 2026, ivi compresi gli oneri afferenti al periodo gennaio-marzo 2026, a 582,5 milioni di euro per l'anno 2027, a 576,5 milioni di euro per l'anno 2028, a 570,1 milioni di euro per l'anno 2029 e a 570,3 milioni di euro per l'anno 2030;

     i) il tendenziale di spesa per gli impianti a biogas e biomasse di cui alla lettera f) è pari a 125 milioni di euro per l'anno 2031, 108 milioni di euro per ciascuno degli anni 2032-2033, 106 milioni di euro per ciascuno degli anni 2034-2035, 46 milioni di euro per l'anno 2036 e 32 milioni di euro per l'anno 2037.» [31].

 

     Art. 5 bis. Misure in materia di phase-out dal carbone [32]

     1. Entro il 31 dicembre 2038 cessa l'operatività delle centrali a carbone in esercizio per la produzione di energia elettrica. Ai sensi dell'articolo 14, paragrafo 7, del regolamento (UE) 2018/1999 del Parlamento europeo e del Consiglio, dell'11 dicembre 2018, la disposizione di cui al primo periodo del presente comma è oggetto della relazione intermedia nazionale integrata sull'energia e il clima di cui all'articolo 17 del medesimo regolamento.

 

     Art. 5 ter. Modifica all'articolo 31 del decreto legislativo 8 novembre 2021, n. 199 [33]

     1. All'articolo 31, comma 1, lettera b), del decreto legislativo 8 novembre 2021, n. 199, dopo le parole: «persone fisiche» sono inserite le seguenti: «, anche nell'ambito del loro condominio».

 

     Art. 6. Misure urgenti per la riduzione degli oneri del gas naturale prelevato ai fini della produzione di energia elettrica e per il rafforzamento della concorrenzialità dei mercati all'ingrosso dell'energia elettrica

     1. Allo scopo di rafforzare la concorrenza nei mercati all'ingrosso dell'energia elettrica e di favorire il trasferimento nei prezzi di offerta della valorizzazione dei costi variabili delle fonti rinnovabili non programmabili, l'Autorità di regolazione per energia, reti e ambiente, entro tre mesi dalla data di entrata in vigore del presente decreto, in attuazione del Regolamento UE n. 1227/2011 del Parlamento europeo e del Consiglio, del 25 ottobre 2011, adotta uno o più provvedimenti per la valutazione delle condotte di trattenimento economico di capacità degli operatori di mercato all'ingrosso, prevedendo che, con riferimento alle offerte di vendita presentate nel mercato del giorno prima, i costi opportunità stimabili al momento della negoziazione sono gli unici legittimi motivi economici per offrire ad un prezzo superiore al costo marginale della capacità di generazione, in conformità a quanto stabilito dalle linee guida dell'Agenzia dell'Unione europea per la cooperazione fra i regolatori nazionali dell'energia del 18 dicembre 2024 [34].

     2. L'Autorità di regolazione per energia, reti e ambiente (ARERA), con uno o più provvedimenti, definisce le modalità con le quali, a decorrere dal 1° gennaio 2027, i corrispettivi unitari variabili della tariffa di trasporto del gas naturale, diversi da quelli funzionali alla copertura di costi di natura variabile, e le componenti tariffarie addizionali della tariffa di trasporto del gas naturale a copertura di oneri di carattere generale del sistema del gas applicati ai prelievi di gas naturale per la produzione di energia elettrica immessa in rete, ulteriori rispetto a quelli già oggetto di rimborso di cui alla deliberazione della medesima Autorità 26 marzo 2020, n. 96/2020/R/eel, sono inclusi tra gli oneri oggetto di rimborso ai produttori termoelettrici. Il mancato gettito derivante dal rimborso di cui al presente comma viene coperto tramite componenti applicate ai prelievi di energia elettrica, secondo le modalità definite dall'ARERA, che provvede, ove necessario, all'aggiornamento di quanto disciplinato nella deliberazione 26 marzo 2020, n. 96/2020/R/eel [35].

     3. In aggiunta a quanto previsto al comma 2, l'ARERA, con apposita deliberazione, disciplina il rimborso ai produttori termoelettrici per i prelievi di gas naturale per la produzione di energia elettrica immessa in rete, di un importo definito dalla medesima Autorità, con adeguato anticipo, e per lassi temporali predefiniti, al fine di massimizzare i benefici per i consumatori italiani, anche tenendo conto degli impatti attesi sugli scambi transfrontalieri, e comunque nel limite del costo atteso, per il medesimo periodo, per un impianto a ciclo combinato a gas efficiente per gli adempimenti connessi alle emissioni ETS. Il mancato gettito derivante da tale rimborso viene coperto ai sensi del comma 2, ultimo periodo.

     4. L'ARERA verifica che i rimborsi di cui ai commi 2 e 3 siano pienamente trasferiti nelle offerte di vendita riferite agli impianti termoelettrici interessati dai medesimi rimborsi. Nel caso di verifica negativa, il produttore è tenuto a restituire i relativi rimborsi, maggiorati di eventuali sanzioni irrogate dalla medesima Autorità ai sensi della legge 14 novembre 1995, n. 481. A tal fine l'ARERA, con i medesimi provvedimenti di cui al comma 1, definisce le modalità ed i criteri per le procedure di verifica di cui al primo periodo del presente comma nonchè i comportamenti di offerta da ritenersi comunque conformi all'obbligo di trasferimento di cui al primo periodo [36].

     5. L'Autorità di regolazione per energia, reti e ambiente adegua le condizioni economiche previste nella disciplina del mercato della capacità, di cui al decreto legislativo 19 dicembre 2003, n. 379 per tenere conto degli effetti derivanti dall'attuazione dei commi 1, 2 e 3 del presente articolo.

     6. L'efficacia della disposizione di cui al comma 3 è subordinata alla preventiva autorizzazione della Commissione europea ai sensi dell'articolo 108, paragrafo 3, del Trattato sul funzionamento dell'Unione europea.

     6-bis. All'articolo 23 del decreto legislativo 9 giugno 2020, n. 47, sono apportate le seguenti modificazioni:

     a) al comma 3, le parole: «fatto salvo quanto previsto dal comma 6» sono sostituite dalle seguenti: «fatto salvo quanto previsto dai commi 6 e 7, lettera i-bis)»;

     b) al comma 7:

     1) alla lettera i), la parola: «incoraggiare» è sostituita dalla seguente: «incentivare»;

     2) dopo la lettera i) è inserita la seguente:

     «i-bis) incentivare il riequilibrio modale dal trasporto stradale di merci a quello marittimo e ferroviario, ivi comprese le misure previste dall'articolo 1, commi 647 e 648, della legge 28 dicembre 2015, n. 208, e nel rispetto della disciplina europea in materia di aiuti di Stato» [37].

 

     Art. 7. Misure urgenti per la connessione alla rete degli impianti alimentati a fonti rinnovabili

     1. La società Terna s.p.a., nel portale di cui all'articolo 9, comma 1, lettera a), del decreto-legge 9 dicembre 2023, n. 181, convertito, con modificazioni, dalla legge 2 febbraio 2024, n. 11, pubblica la capacità massima addizionale da impianti a fonti rinnovabili e da impianti di accumulo, fatta eccezione per quelli off-shore, che può essere integrata in ciascuna porzione della rete elettrica di trasmissione nazionale, determinata dalla società medesima sulla base di quanto stabilito ai sensi del comma 2. La medesima società Terna s.p.a. provvede ad aggiornare trimestralmente la capacità massima addizionale determinata ai sensi del primo periodo sulla base dei titoli abilitativi rilasciati per la costruzione e l'esercizio degli impianti di generazione e delle opere di rete, nonchè delle richieste di connessione e dell'entrata in esercizio dei medesimi impianti [38].

     2. Entro novanta giorni dalla data di entrata in vigore del presente decreto, il Ministero dell'ambiente e della sicurezza energetica, sentita l'Autorità di regolazione per energia, reti e ambiente (ARERA), stabilisce i criteri, anche funzionali, e le modalità operative a cui la società Terna s.p.a. si attiene per lo svolgimento delle attività di cui al comma 1, nel rispetto dei principi di trasparenza e imparzialità, assicurando che la capacità di rete sia dimensionata coerentemente con gli obiettivi del Piano nazionale di ripresa e resilienza, del Piano nazionale integrato per l'energia e il clima, nonchè con quelli di politica energetica nazionale ed europea e nel rispetto dell'obiettivo generale di massimizzazione della competitività delle procedure di cui all'articolo 5 del decreto legislativo 8 novembre 2021, n. 199. Per lo svolgimento delle attività di cui al comma 1, la società Terna s.p.a. tiene altresì conto delle previsioni sulla capacità degli impianti di generazione da fonti rinnovabili effettuate dai gestori del sistema di distribuzione sulle reti di propria competenza [39].

     3. Al decreto legislativo 25 novembre 2024, n. 190, sono apportate le seguenti modificazioni:

     a) all'articolo 4, comma 1:

     1) la lettera a) è sostituita dalla seguente:

     «a) "intervento": le attività di costruzione ed esercizio delle fattispecie progettuali di cui agli allegati A, B o C, comprese quelle relative alle opere connesse e alle infrastrutture indispensabili, fatta eccezione per le attività di sviluppo e potenziamento della rete di trasmissione nazionale di cui all'articolo 10-bis, commi 8 e 10, nonchè della rete di distribuzione realizzate autonomamente» [40];

     2) dopo la lettera d), sono inserite le seguenti:

     «d-bis) "gestore del sistema di trasmissione nazionale": il gestore della rete di trasmissione nazionale ai sensi dell'articolo 1-ter, comma 1, del decreto-legge 29 agosto 2003, n. 239, convertito, con modificazioni, dalla legge 27 ottobre 2003, n. 290 e del decreto del Presidente del Consiglio dei ministri 11 maggio 2004, pubblicato nella Gazzetta Ufficiale n. 115 del 18 maggio 2004;

     d-ter) "gestori del sistema di distribuzione": i gestori della rete di distribuzione elettrica ai sensi dell'articolo 9 del decreto legislativo 16 marzo 1999, n. 79;»;

     a-bis) all'articolo 8, dopo il comma 12-bis è inserito il seguente:

     «12-ter. Nei casi di cui ai commi 12 e 12-bis, il soggetto proponente presenta la PAS entro il termine perentorio di novanta giorni rispettivamente dalla data di acquisizione della valutazione di incidenza prevista dall'articolo 5 del regolamento di cui al decreto del Presidente della Repubblica 8 settembre 1997, n. 357, o del titolo edilizio» [41];

     a-ter) all'articolo 10, comma 3:

     1) dopo il secondo periodo è inserito il seguente: «Nel caso degli interventi di cui ai commi 12 e 12-bis dell'articolo 8, il titolare della concessione presenta istanza di avvio della valutazione di incidenza ambientale prevista dall'articolo 5 del regolamento di cui al decreto del Presidente della Repubblica 8 settembre 1997, n. 357, o per l'acquisizione del titolo edilizio entro il termine perentorio di novanta giorni dalla data di rilascio della concessione medesima»;

     2) al terzo periodo, dopo le parole: «di cui al secondo periodo» sono inserite le seguenti: «o l'istanza di avvio della valutazione di incidenza ambientale prevista dall'articolo 5 del citato regolamento di cui al decreto del Presidente della Repubblica n. 357 del 1997 o per l'acquisizione del titolo edilizio entro il termine di cui al terzo periodo»;

     3) al quarto periodo, le parole: «Per il periodo di durata della PAS o del procedimento autorizzatorio unico» sono sostituite dalle seguenti: «Fino all'acquisizione dell'efficacia della PAS o del provvedimento autorizzatorio unico» [42];

     b) dopo l'articolo 10, è inserito il seguente:

     «Art. 10 bis. (Disciplina delle soluzioni di connessione alla rete elettrica). - 1. Entro centottanta giorni dalla data di entrata in vigore della presente disposizione, l'ARERA aggiorna le condizioni tecniche ed economiche nonchè le modalità procedurali per le connessioni alla rete elettrica degli impianti a fonti rinnovabili e degli impianti di accumulo, fatta eccezione per quelli off shore, prevedendo:

     a) che il gestore del sistema di trasmissione nazionale:

     1) sia autorizzato a rilasciare soluzioni di connessione che afferiscono a un punto di connessione anche in eccesso alla capacità massima accoglibile nel medesimo punto;

     2) allochi la capacità di rete disponibile e rilasci le relative soluzioni di connessione tramite procedure trasparenti e non discriminatorie;

     3) assegni definitivamente la capacità di rete disponibile ai soggetti risultati assegnatari nell'ambito delle procedure di cui al numero 2) e che siano in possesso del titolo abilitativo ai sensi dell'articolo 8 o dell'autorizzazione unica ai sensi dell'articolo 9;

     4) pianifichi soluzioni di connessione tenendo conto della massima capacità per porzione di rete nonchè di un obiettivo generale di rafforzamento della competitività delle procedure di cui all'articolo 5 del decreto legislativo n. 199 del 2021;

     b) che i gestori del sistema di distribuzione:

     1) possano rilasciare, tramite procedure trasparenti e non discriminatorie, soluzioni di connessione sulle reti di competenza che afferiscano a un punto di connessione anche in eccesso alla capacità massima accoglibile nel medesimo punto;

     2) siano autorizzati a rilasciare soluzioni di connessione sulle reti di bassa tensione anche in relazione a impianti che entrino in esercizio prima della realizzazione degli interventi eventualmente necessari sulle reti di alta e altissima tensione;

     c) ogni misura utile a garantire, nel quadro dei principi, delle finalità e delle attribuzioni stabiliti dalla legge 14 novembre 1995, n. 481, un'efficiente gestione della capacità della rete, anche mediante misure decadenziali delle soluzioni di connessione in caso di esito negativo delle procedure abilitative o autorizzatorie o di mancato rispetto dei termini di cui al comma 7 del presente articolo.

     1-bis. I numeri 2) e 3) della lettera a) del comma 1 non si applicano nel caso di richieste di connessione relative alla realizzazione di impianti di distribuzione dell'energia elettrica o al potenziamento ovvero all'ampliamento di impianti di distribuzione dell'energia elettrica esistenti, presentate dai gestori del sistema di distribuzione.

     2. Nelle more della pubblicazione dei provvedimenti adottati dall'ARERA ai sensi del comma 1, il gestore del sistema di trasmissione nazionale e i gestori del sistema di distribuzione possono rilasciare soluzioni di connessione che afferiscono a un determinato punto di connessione alla rete in eccesso alla capacità massima accoglibile nel medesimo punto di connessione.

     3. A far data dalla pubblicazione dei provvedimenti adottati dall'ARERA ai sensi del comma 1, perdono efficacia le soluzioni di connessione alla rete elettrica di trasmissione nazionale, riferite a progetti di impianti da fonti rinnovabili o di impianti di accumulo non abilitati o non autorizzati, già rilasciate e non validate dal gestore del sistema di trasmissione nazionale, fermo restando il diritto dei soggetti interessati di partecipare alle procedure di cui al comma 1, lettera a), numero 2). Il gestore del sistema di trasmissione nazionale comunica ai soggetti e alle autorità competenti interessati la perdita di efficacia ai sensi del primo periodo. Con i medesimi provvedimenti adottati ai sensi del comma 1, l'ARERA stabilisce altresì le modalità di restituzione ovvero di rimodulazione dei corrispettivi di connessione già versati dai soggetti titolari delle soluzioni di connessione che perdono efficacia ai sensi del primo periodo del presente comma.

     4. Il gestore del sistema di trasmissione nazionale, nell'ambito delle proprie attività di pianificazione territoriale e delle procedure di cui al comma 1, lettera a), tiene conto delle soluzioni di connessione relative a progetti di impianti da fonti rinnovabili o di impianti di accumulo che abbiano ottenuto, alla data di pubblicazione dei provvedimenti di cui al comma 1, un provvedimento di esenzione dalla VIA o un provvedimento favorevole di valutazione dell'impatto ambientale o un parere positivo di compatibilità ambientale, a condizione che i progetti medesimi siano stati sottoposti al giudizio di compatibilità ambientale completi del progetto tecnico della soluzione di connessione, comprensivo dei correlati interventi di sviluppo e potenziamento della rete elettrica di trasmissione nazionale.

     5. Anche nel caso in cui le soluzioni di connessione non perdono efficacia per effetto del comma 3, il gestore del sistema di trasmissione nazionale assegna definitivamente la capacità di rete esclusivamente per progetti abilitati o autorizzati.

     6. Nelle more del rilascio delle soluzioni di connessione ai sensi del comma 1, lettera a), numero 2), la perdita di efficacia ai sensi del comma 3 non costituisce causa di archiviazione o di rigetto di istanze per l'ottenimento dei titoli abilitativi o autorizzatori, ivi comprese quelle per le valutazioni ambientali, che, alla data di pubblicazione dei provvedimenti di cui al comma 1, siano già state presentate. I termini dei procedimenti abilitativi o autorizzatori, ivi compresi quelli di valutazione ambientale, relativi a interventi interessati dalla perdita di efficacia ai sensi del comma 3 e già in corso alla data di pubblicazione dei provvedimenti di cui al comma 1, riprendono a decorrere dall'eventuale presentazione, da parte del soggetto proponente, della documentazione relativa alla nuova soluzione di connessione rilasciata ai sensi del numero 2) della lettera a) del medesimo comma 1. Nei casi di cui al secondo periodo, sono fatte salve le attività istruttorie già compiute in relazione agli aspetti non riguardanti la soluzione di connessione. Nell'adozione dei provvedimenti di cui al comma 1, l'ARERA assicura che le procedure di cui al medesimo comma si svolgano secondo una cadenza idonea a consentire una tempestiva acquisizione della nuova soluzione di connessione ai fini di cui al secondo periodo del presente comma.

     7. Il soggetto proponente presenta l'istanza di PAS o di autorizzazione ai sensi rispettivamente degli articoli 8 o 9 entro novanta giorni dalla data di accettazione della soluzione di connessione ai sensi del comma 1, lettera a), numero 2), del presente articolo. Nei casi di cui ai commi 12 e 12-bis dell'articolo 8, il soggetto proponente, entro il medesimo termine di cui al primo periodo del presente comma, presenta istanza di avvio della valutazione di incidenza ambientale prevista dall'articolo 5 del regolamento di cui al decreto del Presidente della Repubblica 8 settembre 1997, n. 357, o per l'acquisizione del titolo edilizio. In caso di decadenza del titolo abilitativo ai sensi dell'articolo 8, comma 11, o del titolo autorizzatorio ai sensi dell'articolo 9, comma 11, le relative soluzioni di connessione perdono efficacia. Ai fini di cui all'articolo 8, comma 11, la realizzazione della parte non ultimata dell'intervento è subordinata a nuova richiesta di rilascio della soluzione di connessione.

     8. Gli interventi di sviluppo e potenziamento della rete di trasmissione nazionale relativi a impianti da fonti rinnovabili o a impianti di accumulo, fatta eccezione per quelli off-shore, sono autorizzati, su istanza del gestore del sistema di trasmissione nazionale, ai sensi dell'articolo 1-sexies, commi 1, 2, 3, 4, 4-bis, 4-bis.1 e 4-bis.2, del decreto-legge 29 agosto 2003, n. 239, convertito, con modificazioni, dalla legge 27 ottobre 2023, n. 290, fatto salvo quanto previsto dal comma 9 del presente articolo. Qualora gli interventi di cui al primo periodo ricadano in aree idonee ai sensi dell'articolo 11-bis o in zone di accelerazione ai sensi dell'articolo 12, ai relativi procedimenti di autorizzazione si applicano rispettivamente le disposizioni di cui all'articolo 11-quater o di cui all'articolo 12, comma 10.

     9. Il comma 8 non si applica qualora gli interventi di sviluppo e potenziamento della rete di trasmissione nazionale siano già validati dal gestore del sistema di trasmissione nazionale e ricompresi in progetti di impianti da fonti rinnovabili o di impianti di accumulo le cui procedure abilitative o autorizzatorie risultino già avviate alla data di pubblicazione dei provvedimenti adottati dall'ARERA ai sensi del comma 1. Nei casi di cui al primo periodo è comunque fatta salva la facoltà dei soggetti proponenti i progetti di impianti da fonti rinnovabili o di impianti di accumulo afferenti al medesimo intervento di sviluppo e potenziamento della rete di trasmissione nazionale di richiedere congiuntamente al gestore della rete di trasmissione nazionale di presentare istanza di autorizzazione ai sensi del comma 8, primo o secondo periodo.

     10. Sono realizzati ai sensi dell'articolo 1-sexies, commi 4-sexies, 4-septies, 4-octies, 4-decies, 4-undecies, 4-duodecies e 4-terdecies, del decreto-legge n. 239 del 2003, su impulso del gestore del sistema di trasmissione nazionale, gli interventi di potenziamento della rete di trasmissione nazionale relativi a impianti da fonti rinnovabili o a impianti di accumulo consistenti:

     a) nell'adeguamento o nell'ampliamento di stazioni elettriche esistenti situate in aree prive di vincoli ai sensi della parte seconda o terza del codice dei beni culturali e del paesaggio, di cui al decreto legislativo 22 gennaio 2004, n. 42, nonchè di vincoli ambientali, geologici ovvero idrogeologici;

     b) nella realizzazione di stazioni elettriche che insistano su aree o su siti industriali dismessi, anche parzialmente, o su aree prive di vincoli ai sensi della parte seconda o terza del codice di cui al decreto legislativo n. 42 del 2004 nonchè di vincoli ambientali, geologici ovvero idrogeologici;

     c) nella realizzazione di raccordi alla rete di trasmissione nazionale aventi una lunghezza complessiva non superiore a tre chilometri, se in aereo, o a dodici chilometri, se in cavo interrato, insistenti su aree prive di vincoli ai sensi della parte seconda o terza del codice di cui al decreto legislativo n. 42 del 2004 nonchè di vincoli ambientali, geologici ovvero idrogeologici;

     d) nell'ammodernamento e nel potenziamento di elettrodotti esistenti realizzati sul medesimo tracciato o che se ne discostano per non più di sessanta metri lineari e che non comportano una variazione dell'altezza utile dei sostegni superiore al trenta per cento dei medesimi, insistenti su aree prive di vincoli ai sensi della parte seconda o terza del codice di cui al decreto legislativo n. 42 del 2004 nonchè di vincoli ambientali, geologici ovvero idrogeologici.

     11. Il gestore del sistema di trasmissione nazionale allega alla denuncia di cui al comma 10 una dichiarazione attestante la legittima disponibilità della superficie su cui realizzare gli interventi. Ai fini dell'acquisizione della legittima disponibilità della superficie ai sensi del primo periodo non trovano applicazione le procedure previste dal testo unico delle disposizioni legislative e regolamentari in materia di espropriazione per pubblica utilità, di cui al decreto del Presidente della Repubblica 8 giugno 2001, n. 327.» [43];

     c) all'articolo 11-quater:

     1) al comma 2, dopo le parole: «rete di trasmissione nazionale» sono aggiunte le seguenti: «e delle reti di distribuzione»;

     2) al comma 3, primo periodo, le parole: «Il comma 1 si applica» sono sostituite dalle seguenti: «Alla realizzazione dell'intervento si applica il comma 1» e sono aggiunte, in fine, le seguenti parole: «, indipendentemente dall'ubicazione delle opere connesse e delle infrastrutture indispensabili» [44];

     c-bis) all'articolo 12, comma 2, dopo le parole: «ivi incluse le informazioni relative alla» sono inserite le seguenti: «scadenza e alla» [45];

     c-ter) all'articolo 14:

     1) al comma 7, lettera b), le parole: «, nei casi di cui all'articolo 9, comma 14,» sono soppresse;

     2) dopo il comma 7 è inserito il seguente:

     «7-bis. Ai fini del computo dei termini di cui agli articoli 10, comma 3, secondo e terzo periodo, e 10-bis, comma 7, primo e secondo periodo, si considera la data posteriore tra quella di accettazione della soluzione di connessione ai sensi dell'articolo 10-bis e quella di rilascio della concessione di cui al medesimo articolo 10» [46];

     d) all'allegato A, sezioni I, punto 1, lettera v), e II, punto 1, lettera p), le parole da «, comprensive» fino alla fine della lettera sono soppresse [47];

     e) all'allegato B, sezioni I, punto 1, lettera cc), e II, punto 1, lettera n), le parole da «, comprensive» fino alla fine della lettera sono soppresse [48];

     f) all'allegato C, sezioni I, punto 1, lettere v) e z), e II, punto 1, lettere u) e v), le parole da «, comprensive» fino alla fine della lettera sono soppresse [49].

     4. Con decreto del Presidente del Consiglio dei Ministri, da emanarsi entro il 30 aprile di ciascun anno, sono determinati gli indirizzi in materia di sviluppo territoriale, industriale e di tutela energetica di famiglie e imprese a cui devono orientarsi le autorità competenti nelle determinazioni di indirizzo e di valutazione in merito allo sviluppo delle infrastrutture energetiche.

 

     Art. 8. Procedimento unico per il rilascio delle autorizzazioni ai progetti di centri dati

     1. L'autorizzazione per la realizzazione, l'ampliamento e l'esercizio dei centri dati di cui all'articolo 2, numeri 1), 2) e 3), del regolamento delegato (UE) 2024/1364 della Commissione, del 14 marzo 2024, nonchè delle relative reti di connessione di utenza, di qualunque tensione, è rilasciata, nell'ambito di un procedimento unico, dall'autorità competente al rilascio dell'autorizzazione integrata ambientale ai sensi dell'articolo 7, commi 4-bis e 4-ter, del decreto legislativo 3 aprile 2006, n. 152 [50].

     1-bis. Ai fini di cui al comma 1, è sufficiente che la documentazione progettuale indichi una soluzione di connessione temporanea di rete in media tensione, fermo restando l'obbligo di integrare la soluzione definitiva secondo le modalità stabilite dall'autorità competente di cui al medesimo comma 1 [51].

     2. Al fine di assicurare il rispetto del principio di adeguatezza, nei casi di cui all'articolo 7, comma 4-ter, del decreto legislativo n. 152 del 2006 la funzione di autorità competente di cui al comma 1 del presente articolo non può essere delegata o attribuita a enti di livello subprovinciale.

     3. Il proponente allega all'istanza di autorizzazione unica di cui al comma 1 la documentazione e gli elaborati progettuali previsti dalle normative di settore per il rilascio delle autorizzazioni, intese, licenze, pareri, concerti, nulla osta e assensi, comunque denominati, compresi quelli per l'autorizzazione integrata ambientale, la valutazione di impatto ambientale, l'autorizzazione paesaggistica o culturale, per l'utilizzo delle acque ovvero per le emissioni atmosferiche, ivi compresa la verifica di conformità urbanistica ai piani comunali. Nei casi di progetti sottoposti a valutazione di impatto ambientale, l'istanza deve contenere anche l'avviso al pubblico di cui all'articolo 24, comma 2, del decreto legislativo n. 152 del 2006, indicando altresì ogni autorizzazione, intesa, parere, concerto, nulla osta o atti di assenso richiesti [52].

     4. Il procedimento unico di cui al comma 1 ha una durata non superiore a dieci mesi, decorrente dalla data di verifica della completezza della documentazione di cui al comma 3, e i termini per le valutazioni di impatto ambientale sono dimezzati. Il termine di dieci mesi di cui al primo periodo non è prorogabile se non per circostanze eccezionali, e comunque per non più di tre mesi, in ragione della natura, della complessità, dell'ubicazione ovvero della portata del progetto [53].

     5. L'autorizzazione unica di cui al comma 1 è rilasciata in esito ad apposita conferenza di servizi indetta ai sensi degli articoli 14-bis e seguenti della legge 7 agosto 1990, n. 241. Alla conferenza di servizi partecipa ogni amministrazione competente, ivi comprese quelle per la tutela ambientale, paesaggistica, dei beni culturali, della salute e della pubblica incolumità dei cittadini.

     6. Nel caso in cui il progetto di centro dati sia soggetto a verifica di assoggettabilità e la stessa si concluda con l'assoggettamento a valutazione di impatto ambientale, la relativa istanza deve essere depositata entro il termine perentorio di 90 giorni, trascorsi i quali si intende che il richiedente abbia rinunciato all'istanza di autorizzazione unica e il procedimento è archiviato, fatta salva la possibilità di presentazione di una nuova istanza [54].

     7. Nel caso in cui il progetto relativo ai centri dati di cui al comma 1 sia dichiarato di interesse strategico nazionale ai sensi dell'articolo 13 del decreto-legge 10 agosto 2023, n. 104, convertito, con modificazioni, dalla legge 9 ottobre 2023, n. 136, la relativa autorizzazione unica è rilasciata ai sensi dei commi 5 e 6 del medesimo articolo 13.

     8. Nel caso di progetti relativi a centri dati che necessitino di connessione di utenza con tensione superiore a 220 kV e che, alla data di entrata in vigore del presente decreto, abbiano già ottenuto i titoli abilitativi, ivi compresi i provvedimenti ambientali adottati ai sensi della parte seconda del decreto legislativo n. 152 del 2006, alla realizzazione del progetto medesimo, l'autorità competente per l'autorizzazione delle opere di connessione è individuata nella regione territorialmente interessata. Qualora le opere di cui al primo periodo ricadano sul territorio di più regioni, l'autorità competente è quella sul cui territorio insiste la maggior porzione delle opere di connessione da realizzare [55].

     9. Dall'attuazione del presente articolo non devono derivare nuovi o maggiori oneri a carico della finanza pubblica. Le amministrazioni competenti provvedono alla relativa attuazione con le risorse umane, strumentali e finanziarie disponibili a legislazione vigente.

 

Capo II

Misure urgenti in materia di gas

 

     Art. 9. Misure urgenti per l'abbattimento del prezzo della bolletta del gas delle imprese

     1. Il Gestore dei servizi energetici- GSE S.p.A nei termini e con le modalità stabiliti con atto di indirizzo del Ministro dell'ambiente e della sicurezza energetica, da adottarsi entro venti giorni dalla data di entrata in vigore del presente decreto, vende il gas stoccato ai sensi dell'articolo 5-bis del decreto-legge 17 maggio 2022, n. 50, convertito, con modificazioni, dalla legge 15 luglio 2022, n. 91. Entro il 30 settembre 2026, le risorse incassate dalla vendita sono versate dal GSE alla Cassa per i servizi energetici e ambientali ai sensi dell'articolo 5-bis, comma 4, ultimo periodo, del medesimo decreto-legge n. 50 del 2022 per le finalità di cui al comma 3.

     2. Entro il 30 settembre 2026 sono versate alla Cassa per i servizi energetici e ambientali, al netto delle risorse necessarie all'operatività del servizio di liquidità, nei limiti e con le modalità di cui all'articolo 10, comma 2, del presente decreto, altresì le risorse rivenienti dalla vendita da parte dell'impresa maggiore di trasporto di gas naturale, secondo i termini e le modalità definiti dall'Autorità di regolazione per energia, reti e ambiente (ARERA), del gas stoccato ai sensi dell'articolo 1, comma 1, del decreto del Ministro della transizione ecologica 22 giugno 2022, pubblicato nel Bollettino ufficiale degli idrocarburi e delle georisorse n. 6 del 30 giugno 2022 [56].

     3. L'Autorità di regolazione per energia, reti e ambiente (ARERA), con uno o più provvedimenti da adottare entro il 31 marzo 2026, definisce le modalità secondo cui sono oggetto di riduzione per il periodo intercorrente tra il 1° aprile e il 31 dicembre 2026, nel limite delle risorse versate alla Cassa per i servizi energetici e ambientali di cui ai commi 1 e 2, gli oneri e le ulteriori componenti tariffarie di trasporto e distribuzione del gas naturale applicati ai clienti finali direttamente connessi alla rete di trasporto, ai clienti finali gasivori connessi alla rete di distribuzione nonchè agli altri clienti finali limitatamente ai consumi superiori a 80.000 smc/anno. Il beneficio di cui al periodo precedente non si applica ai volumi di gas utilizzati dai produttori termoelettrici per la produzione di energia elettrica immessa in rete, nè ai volumi dei consumi dei clienti civili e dei condomini. La riduzione deve privilegiare le classi tariffarie ovvero gli scaglioni con i livelli di oneri più elevati, anche al fine di perseguire un allineamento dei livelli di agevolazione applicati alle varie classi ovvero scaglioni [57].

 

     Art. 10. Misure volte a promuovere la concorrenza e l'integrazione dei mercati all'ingrosso del gas

     1. Al fine di promuovere la concorrenza nel mercato nazionale del gas naturale all'ingrosso e la piena integrazione del mercato medesimo nel mercato interno europeo, anche mediante la compensazione degli effetti sui prezzi registrati nel mercato del gas naturale italiano derivanti dal cumulo dei costi di trasporto per l'importazione del gas naturale dall'Europa del Nord, l'Autorità di regolazione per energia, reti e ambiente (ARERA) introduce un servizio di liquidità caratterizzato da:

     a) la sottoscrizione di contratti, tra l'impresa maggiore di trasporto di gas naturale italiana e operatori selezionati mediante procedure competitive svolte sulla base di criteri e modalità stabiliti dall'Autorità stessa, che prevedono:

     1) il diritto degli operatori selezionati di ricevere, da parte dell'impresa maggiore di trasporto di gas naturale italiana, un premio determinato in esito alle procedure competitive;

     2) l'obbligo, a carico degli operatori selezionati, di formulare offerte di vendita sui mercati a pronti del gas naturale, in apposite sessioni ad asta, di predefiniti quantitativi giornalieri di gas naturale a prezzi pari alla somma tra quelli registrati al Title transfer facility (TTF) in orizzonti temporali prossimi a quelli in cui è prevista l'offerta sul mercato italiano e un corrispettivo, funzionale a contenere il rischio di volatilità dei prezzi di mercato, determinato da ciascun operatore selezionato nei limiti di un valore massimo stabilito dall'Autorità stessa;

     3) l'obbligo, a carico degli operatori selezionati, di riconoscere, in favore dell'impresa maggiore di trasporto di gas naturale italiana, gli eventuali ricavi ottenuti dalla cessione dei quantitativi giornalieri di gas naturale di cui al numero 2) ed eccedenti quelli corrispondenti al prezzo di offerta di cui al medesimo numero;

     4) l'obbligo, a carico degli operatori selezionati, di immettere, da uno o più punti d'entrata nella rete nazionale dei gasdotti, individuati dall'Autorità stessa, la quantità eventualmente ceduta in adempimento agli obblighi di cui al numero 2);

     b) la definizione, da parte dell'Autorità stessa, di un fabbisogno di gas naturale oggetto degli obblighi di offerta sui mercati a pronti di cui alla lettera a), numero 2), anche differenziato a livello infra-annuale [58].

     2. L'ARERA provvede alla definizione del servizio di liquidità di cui al comma 1 a valere sulle risorse di cui all'articolo 9, comma 2 e, comunque, nel limite massimo di spesa di 200 milioni di euro. Al fine di garantire il rispetto dellimite massimo di spesa di cui al primo periodo, l'ARERA limita sia per volumi che per durata gli impegni approvvigionati così da prevedere un importo dei premi di cui al comma 1, lettera a), numero 1) non superiore alle predette risorse. Gli eventuali proventi derivanti dal comma 1, lettera a), numero 3) sono destinati alla riduzione degli oneri di trasporto del gas [59].

     3. Affinchè il Governo possa valutare l'opportunità di promuovere azioni finalizzate a superare le distorsioni di mercato legate al cumularsi dei costi di trasporto che gli operatori sono tenuti a sostenere per l'uso delle infrastrutture che collegano i sistemi energetici dell'Italia, della Germania e della Svizzera, entro novanta giorni dalla data di entrata in vigore del presente decreto, l'ARERA presenta al Ministero dell'ambiente e della sicurezza energetica una proposta per la piena integrazione dei mercati del gas naturale italiano e tedesco attraverso le infrastrutture di trasporto in territorio svizzero [60].

 

     Art. 11. Disposizioni urgenti per la competitività delle imprese e la decarbonizzazione delle industrie

     1. All'articolo 16 del decreto-legge 1 marzo 2022, n. 17, convertito, con modificazioni, dalla legge 27 aprile 2022 n. 34, sono apportate le seguenti modificazioni:

     a) al comma 5, lettera b):

     1) al primo periodo:

     1.1) le parole «a cedere il gas prodotto al punto di scambio virtuale (PSV) e» sono soppresse;

     1.2) dopo le parole «medi annui attesi» sono inserite le seguenti: «calcolati sui primi cinque anni»;

     1.3) le parole «a un prezzo pari al costo asseverato di cui al comma 7» sono sostituite dalle seguenti: «al prezzo di cui al comma 8, lettera b)»;

     2) al secondo periodo, le parole «decorrenti dal 1° ottobre 2024 o, nel caso in cui il contratto di cui al comma 10, lettera a), sia stipulato in data successiva al 30 aprile 2024, dal primo giorno del sesto mese successivo alla stipula del contratto medesimo» sono sostituite dalle seguenti: «decorrenti dalla data di stipulazione del contratto di cui al comma 10, lettera a)»;

     3) il terzo periodo è soppresso;

     b) dopo il comma 5, è inserito il seguente:

     «5-bis. I contitolari di una medesima concessione di coltivazione di gas naturale esistente o da conferire hanno la facoltà di partecipare alle procedure per l'approvvigionamento di lungo termine di cui al comma 1 anche singolarmente.».

     c) il comma 6 è sostituito dal seguente:

     «6. Le nuove concessioni, le proroghe ovvero le modifiche delle concessioni esistenti, finalizzate alla ripresa o all'incremento della produzione, nonchè le autorizzazioni delle opere necessarie all'attuazione dei programmi di produzione di gas di cui al presente articolo sono rilasciate a seguito di un procedimento unico, comprensivo delle valutazioni ambientali di cui al titolo III della parte seconda, del decreto legislativo n. 152 del 2006, al quale partecipano tutte le amministrazioni interessate, svolto nel rispetto dei principi di semplificazione e con le modalità stabilite dalla legge 7 agosto 1990, n. 241. Qualora il procedimento unico di cui al primo periodo riguardi programmi di produzione ovvero opere su terraferma, l'intesa della regione interessata è acquisita nell'ambito della conferenza di servizi. Il procedimento unico di cui al primo periodo si conclude entro il termine di sei mesi dalla data di presentazione della relativa istanza da parte dei soggetti che hanno manifestato interesse ai sensi del comma 5. L'attività istruttoria per le valutazioni di impatto ambientale, ove previste, è svolta dalla Commissione tecnica di verifica dell'impatto ambientale VIA e VAS di cui all'articolo 8, comma 1, del decreto legislativo n. 152 del 2006. Nell'ambito del procedimento unico di cui al primo periodo, la valutazione dell'impatto ambientale è svolta congiuntamente per l'insieme dei progetti afferenti a una medesima concessione oggetto dell'istanza unica, anche tenendo conto delle eventuali risultanze di precedenti giudizi di compatibilità ambientale relativi a progetti di ricerca o di coltivazione di idrocarburi insistenti sulla stessa area. Le disposizioni di cui al quarto e al quinto periodo si applicano, su richiesta dell'interessato, anche ai procedimenti di valutazione ambientale già in corso alla data di entrata in vigore della presente disposizione. L'efficacia degli atti di cui al primo periodo è condizionata alla stipula dei contratti ai sensi del comma 10, lettera a). La mancata sottoscrizione e la risoluzione anticipata dei contratti stipulati ai sensi del comma 10, lettera b), non costituiscono causa di risoluzione dei contratti stipulati ai sensi della lettera a) del medesimo comma. Nei casi di cui all'ottavo periodo, resta ferma la possibilità per il GSE di selezionare uno o più clienti finali che subentrino nella posizione del cliente finale che non abbia sottoscritto il contratto o che ne richieda la risoluzione anticipata.»;

     d) al comma 8:

     1) alla lettera b), dopo le parole «di cui al comma 7» sono aggiunte le seguenti: «del presente articolo, comprensivo del valore delle aliquote di coltivazione di cui all'articolo 19 del decreto legislativo 25 novembre 1996, n. 625»;

     2) alla lettera d), le parole «ai costi definiti ai sensi del comma 7» sono sostituite dalle seguenti: «al prezzo di cui alla lettera b)»;

     e) al comma 9:

     1) al primo periodo, le parole «ammessi alla specifica procedura» sono sostituite dalle seguenti: «risultati assegnatari nell'ambito della procedura di cui al comma 8»;

     2) al secondo periodo, le parole «offerte dagli» sono sostituite dalle seguenti: «assegnate agli»;

     f) al comma 10, lettera a), le parole «pari al costo asseverato ai sensi del comma 7» sono sostituite dalle seguenti: «di cui al comma 8, lettera b)»;

     g) al comma 12, secondo periodo, dopo le parole «siano trasferiti» è inserita la seguente: «totalmente» e sono aggiunte, in fine, le seguenti parole: «, fatti salvi i costi operativi riconosciuti per il servizio di aggregazione»;

     h) al comma 13:

     1) il primo periodo è soppresso;

     2) al secondo periodo sono aggiunte, in fine, le seguenti parole: «, commisurata ai volumi di gas oggetto del contratto, al differenziale del prezzo di mercato su base mensile e alla durata residua del contratto. In ogni caso, all'attuazione del meccanismo di cui al presente articolo si provvede senza alcun aggravio sugli utenti del sistema gas.» [61].

     1-bis. Al fine di garantire l'unitarietà funzionale dei progetti complessi caratterizzati da fasi realizzative sequenziali nonchè il bilanciamento tra impatti ambientali e benefici socio-economici derivanti dall'intero ciclo di vita delle opere, in coerenza con il principio di sviluppo sostenibile, all'articolo 25 del decreto legislativo 3 aprile 2006, n. 152, è aggiunto, in fine, il seguente comma:

     «7-ter. Per i progetti complessi caratterizzati da fasi realizzative sequenziali relativi alle attività di cui ai punti 7) e 7.1) dell'allegato II alla parte seconda del presente decreto, qualora l'istanza di VIA comprenda l'intero ciclo di vita del progetto e la richiesta sia esplicitamente formulata dal proponente nell'istanza medesima, l'autorità competente esprime un unico giudizio di compatibilità ambientale esteso a tutte le fasi. A tale fine, lo studio di impatto ambientale riferito all'intero ciclo di vita dell'opera può essere redatto utilizzando, in caso di indisponibilità dei dati perchè acquisibili solo al termine della fase di ricerca, stime ovvero modellazioni. Il provvedimento di compatibilità ambientale, qualora favorevole, contiene la condizione obbligatoria della verifica, prima dell'avvio della fase di esercizio del progetto, della coerenza delle stime ovvero delle modellazioni contenute nello studio di impatto ambientale; in caso di incoerenza, l'autorità competente valuta eventuali azioni correttive» [62].

     1-ter. Le disposizioni del comma 7-ter dell'articolo 25 del decreto legislativo 3 aprile 2006, n. 152, introdotto dal comma 1-bis del presente articolo, si applicano, su istanza del proponente da presentare entro sessanta giorni dalla data di entrata in vigore della legge di conversione del presente decreto, anche ai procedimenti di valutazione di impatto ambientale per i quali, alla data di entrata in vigore del presente decreto, non sia stato ancora ottenuto il definitivo giudizio di compatibilità ambientale. Nei casi di cui al primo periodo, il proponente integra la documentazione già presentata con gli elementi necessari per la valutazione dell'intero ciclo di vita del progetto, senza che ciò comporti la decadenza degli atti procedimentali già adottati [63].

     2. All'articolo 5-bis, del decreto-legge 15 maggio 2024, n. 63, convertito, con modificazioni, dalla legge 12 luglio 2024, n. 101, sono apportate le seguenti modificazioni:

     a) al comma 2:

     1) dopo le parole: «per i clienti finali negli usi difficili da decarbonizzare» sono aggiunte le seguenti: «, anche aggregati»;

     2) è aggiunto in fine il seguente periodo: «Fatto salvo il riconoscimento dei corrispettivi per la gestione operativa del contratto, non è consentita, in ogni caso, la traslazione, anche indiretta, del valore delle garanzie d'origine sulle altre voci di costo del contratto.»;

     b) sono aggiunti in fine i seguenti commi:

     «2-bis. Al fine di garantire la trasparenza e la correttezza dei contratti stipulati ai sensi del comma 2, negli accordi di compravendita è data evidenza delle singole voci di costo. A tal fine, gli operatori possono avvalersi di clausole contrattuali standard rese disponibili dall'Autorità di regolazione per energia, reti e ambiente (ARERA), su proposta del GSE. Il GSE monitora la conformità dei contratti a quanto previsto al comma 2 e al primo periodo del presente comma, per eventuali successive segnalazioni all'Autorità di regolazione per energia, reti e ambiente (ARERA).

     2-ter. Il comma 2 si applica, nel caso di consumo diretto di biometano in altro sito, agli accordi di compravendita sottoscritti con i clienti finali negli usi difficili da decarbonizzare, aventi ad oggetto il biometano incentivato ai sensi del decreto del Ministro della transizione ecologica 15 settembre 2022, pubblicato nella Gazzetta Ufficiale n. 251 del 26 ottobre 2022, nel limite del 35% dei consumi dei predetti clienti. Il GSE, anche attraverso le società del Gruppo, promuove ed offre servizi di aggregazione volontaria della domanda e dell'offerta di biometano.» [64].

     3. Le disposizioni di cui al comma 2 si applicano ai contratti sottoscritti a decorrere dal trentesimo giorno successivo alla data di entrata in vigore della legge di conversione del presente decreto [65].

     4. Entro centoventi giorni dalla data di entrata in vigore del presente decreto, nelle more dell'adozione di una disciplina organica della filiera delle attività di cattura, trasporto, utilizzo e stoccaggio del biossido di carbonio (CCUS) e dell'attribuzione di apposite competenze regolatorie all'Autorità di regolazione per energia, reti e ambiente (ARERA), l'Autorità stessa definisce un quadro preliminare di principi e criteri per l'accesso alla rete di trasporto e ai siti di stoccaggio del biossido di carbonio, nonchè per la contabilizzazione delle emissioni di biossido di carbonio oggetto di cattura e conferimento alla rete e ai siti medesimi. L'ARERA provvede all'attuazione del primo periodo con le risorse umane, finanziarie e strumentali disponibili a legislazione vigente [66].

     4-bis. All'articolo 45-bis, comma 1, del decreto legislativo 8 novembre 2021, n. 199, le parole: «30 giugno 2026» sono sostituite dalle seguenti: «1° gennaio 2027» [67].

 

     Art. 12. Entrata in vigore

     1. Il presente decreto entra in vigore il giorno successivo a quello della sua pubblicazione nella Gazzetta Ufficiale della Repubblica italiana e sarà presentato alle Camere per la conversione in legge.

 

Allegato

(previsto all'articolo 3)

 

Tabella 1

 

codici ATECO

B - ATTIVITÀ ESTRATTIVE

- 06 Estrazione di petrolio greggio e gas naturale - 09.1 Attività di supporto all'estrazione di petrolio e gas naturale

C - ATTIVITÀ MANIFATTURIERE

- 19.2 Fabbricazione di prodotti derivanti dalla raffinazione del petrolio e prodotti da combustibili fossili

D - FORNITURA DI ENERGIA ELETTRICA, GAS, VAPORE E ARIA CONDIZIONATA

- 35.1 Produzione, trasmissione e distribuzione di energia elettrica - 35.2 Produzione di gas e distribuzione di combustibili gassosi mediante condotte - 35.4 Attività di servizi di intermediazione per l'energia elettrica e il gas naturale

H - TRASPORTO E MAGAZZINAGGIO

- 49.50.1 Trasporto mediante condotte di gas.

 

 

 

 

Decreto-legge 20 febbraio 2026, n. 21. (TESTO ORIGINALE)

Misure urgenti per la riduzione del costo dell'energia elettrica e del gas in favore delle famiglie e delle imprese, per la competitività delle imprese e per la decarbonizzazione delle industrie, nonchè disposizioni urgenti in materia di risoluzione della saturazione virtuale delle reti elettriche e di integrazione dei centri di elaborazione dati nel sistema elettrico.

 

     IL PRESIDENTE DELLA REPUBBLICA

 

     Visti gli articoli 77 e 87, quinto comma, della Costituzione;

     Visto il Trattato sul funzionamento dell'Unione europea;

     Vista la direttiva (UE) 2024/1711 del Parlamento europeo e del Consiglio, del 13 giugno 2024, che modifica le direttive (UE) 2018/2001 e (UE) 2019/944 per quanto riguarda il miglioramento dell'assetto del mercato dell'energia elettrica dell'Unione;

     Visto il regolamento delegato (UE) 2024/1364 della Commissione europea, del 14 marzo 2024, sulla prima fase dell'istituzione di un sistema comune di classificazione dell'Unione per i centri dati;

     Vista la direttiva (UE) 2019/944 del Parlamento europeo e del Consiglio, del 5 giugno 2019, relativa a norme comuni per il mercato interno dell'energia elettrica e che modifica la direttiva 2012/27/UE;

     Visto il Regolamento (UE) n. 1227/2011 del Parlamento europeo e del Consiglio, del 25 ottobre 2011, concernente l'integrità e la trasparenza del mercato dell'energia all'ingrosso;

     Vista la legge 7 agosto 1990, n. 241, recante «Nuove norme in materia di procedimento amministrativo e di diritto di accesso ai documenti amministrativi»;

     Vista la legge 14 novembre 1995, n. 481, recante «Norme per la concorrenza e la regolazione dei servizi di pubblica utilità. Istituzione delle Autorità di regolazione dei servizi di pubblica utilità»;

     Visto il decreto legislativo 25 novembre 1996, n. 625, recante «Attuazione della direttiva 94/22/CEE relativa alle condizioni di rilascio e di esercizio delle autorizzazioni alla prospezione, ricerca e coltivazione di idrocarburi»;

     Visto il decreto legislativo 15 dicembre 1997, n. 446, recante «Istituzione dell'imposta regionale sulle attività produttive, revisione degli scaglioni, delle aliquote e delle detrazioni dell'Irpef e istituzione di una addizionale regionale a tale imposta, nonchè riordino della disciplina dei tributi locali»;

     Visto il decreto legislativo 16 marzo 1999, n. 79, recante «Attuazione della direttiva 96/92/CE recante norme comuni per il mercato interno dell'energia elettrica»;

     Visto il decreto del Presidente della Repubblica 8 giugno 2001, n. 327, recante «Testo unico delle disposizioni legislative e regolamentari in materia di espropriazione per pubblica utilità»;

     Visto il decreto-legge 29 agosto 2003, n. 239, convertito, con modificazioni, dalla legge 27 ottobre 2003, n. 290, recante «Disposizioni urgenti per la sicurezza e lo sviluppo del sistema elettrico nazionale e per il recupero di potenza di energia elettrica»;

     Visto il decreto legislativo 19 dicembre 2003, n. 379, recante «Disposizioni in materia di remunerazione delle capacità di produzione di energia elettrica»;

     Visto il decreto legislativo 22 gennaio 2004, n. 42, recante «Codice dei beni culturali e del paesaggio, ai sensi dell'articolo 10 della legge 6 luglio 2002, n. 137»;

     Visto il decreto-legge 29 novembre 2004, n. 282, convertito, con modificazioni, dalla legge 27 dicembre 2004, n. 307, recante «Disposizioni urgenti in materia fiscale e di finanza pubblica»;

     Vista la legge 23 dicembre 2005, n. 266, recante «Disposizioni per la formazione del bilancio annuale e pluriennale dello Stato»;

     Visto il decreto legislativo 3 aprile 2006, n. 152, recante «Norme in materia ambientale»;

     Vista la legge 23 luglio 2009, n. 99, recante «Disposizioni per lo sviluppo e l'internazionalizzazione delle imprese, nonchè in materia di energia»;

     Visto il decreto legislativo 3 marzo 2011, n. 28, recante «Attuazione della direttiva 2009/28/CE sulla promozione dell'uso dell'energia da fonti rinnovabili, recante modifica e successiva abrogazione delle direttive 2001/77/CE e 2003/30/CE»;

     Visto il decreto legislativo 8 novembre 2021, n. 199, recante «Attuazione della direttiva (UE) 2018/2001 del Parlamento europeo e del Consiglio, dell'11 dicembre 2018, sulla promozione dell'uso dell'energia da fonti rinnovabili»;

     Visto il decreto-legge 1° marzo 2022, n. 17, convertito, con modificazioni, dalla legge 27 aprile 2022, n. 34, recante «Misure urgenti per il contenimento dei costi dell'energia elettrica e del gas naturale, per lo sviluppo delle energie rinnovabili e per il rilancio delle politiche industriali»;

     Visto il decreto-legge 17 maggio 2022, n. 50, convertito, con modificazioni, dalla legge 15 luglio 2022, n. 91, recante «Misure urgenti in materia di politiche energetiche nazionali, produttività delle imprese e attrazione degli investimenti, nonchè in materia di politiche sociali e di crisi ucraina»;

     Visto il decreto-legge 10 agosto 2023, n. 104, convertito, con modificazioni, dalla legge 9 ottobre 2023, n. 136, recante «Disposizioni urgenti a tutela degli utenti, in materia di attività economiche e finanziarie e investimenti strategici»;

     Visto il decreto-legge 29 settembre 2023, n. 131, convertito, con modificazioni, dalla legge 27 novembre 2023, n. 169, recante «Misure urgenti in materia di energia, interventi per sostenere il potere di acquisto e a tutela del risparmio»;

     Visto il decreto-legge 9 dicembre 2023, n. 181, convertito, con modificazioni, dalla legge 2 febbraio 2024, n. 11, recante «Disposizioni urgenti per la sicurezza energetica del Paese, la promozione del ricorso alle fonti rinnovabili di energia, il sostegno alle imprese a forte consumo di energia e in materia di ricostruzione nei territori colpiti dagli eccezionali eventi alluvionali verificatisi a partire dal 1° maggio 2023»;

     Vista la legge 30 dicembre 2023, n. 213, recante «Bilancio di previsione dello Stato per l'anno finanziario 2024 e bilancio pluriennale per il triennio 2024-2026»;

     Visto il decreto-legge 15 maggio 2024, n. 63, convertito, con modificazioni, dalla legge 12 luglio 2024, n. 101, recante «Disposizioni urgenti per le imprese agricole, della pesca e dell'acquacoltura, nonchè per le imprese di interesse strategico nazionale»;

     Visto il decreto legislativo 25 novembre 2024, n. 190, recante «Disciplina dei regimi amministrativi per la produzione di energia da fonti rinnovabili, in attuazione dell'articolo 26, commi 4 e 5, lettera b) e d), della legge 5 agosto 2022, n. 118»;

     Visto il decreto legislativo 26 novembre 2025, n. 178, recante «Disposizioni integrative e correttive al decreto legislativo 25 novembre 2024, n. 190, recante "Disciplina dei regimi amministrativi per la produzione di energia da fonti rinnovabili, in attuazione dell'articolo 26, commi 4 e 5, lettera b) e d), della legge 5 agosto 2022, n. 118"»;

     Vista la legge 30 dicembre 2025, n. 199, recante «Bilancio di previsione dello Stato per l'anno finanziario 2026 e bilancio pluriennale per il triennio 2026-2028»;

     Visto il decreto del Presidente del Consiglio dei ministri 11 maggio 2004, recante «Criteri, modalità e condizioni per l'unificazione della proprietà e della gestione della rete elettrica nazionale di trasmissione», pubblicato nella Gazzetta Ufficiale n. 115 del 18 maggio 2004;

     Visto il decreto del Ministro delle attività produttive di concerto con il Ministro dell'ambiente e della tutela del territorio 28 luglio 2005, recante «Criteri per l'incentivazione della produzione di energia elettrica mediante conversione fotovoltaica della fonte solare», pubblicato nella Gazzetta Ufficiale n. 181 del 5 agosto 2005;

     Visto il decreto del Ministro dello sviluppo economico, di concerto con il Ministro dell'ambiente e della tutela del territorio e del mare 19 febbraio 2007, recante «Criteri e modalità per incentivare la produzione di energia elettrica mediante conversione fotovoltaica della fonte solare, in attuazione dell'articolo 7 del decreto legislativo 29 dicembre 2003, n. 387», pubblicato nella Gazzetta Ufficiale n. 45 del 23 febbraio 2007;

     Visto il decreto del Ministro dello Sviluppo Economico, di concerto con il Ministero dell'Ambiente e della Tutela del Territorio e del Mare, 18 dicembre 2008, recante «Incentivazione della produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili, ai sensi dell'articolo 2, comma 150, della legge 24 dicembre 2007, n. 244», pubblicato nella Gazzetta Ufficiale n. 1 del 2 gennaio 2009;

     Visto il decreto del Ministro dello sviluppo economico, di concerto con il Ministro dell'ambiente e della tutela del territorio e del mare 6 agosto 2010, recante «Incentivazione della produzione di energia elettrica mediante conversione fotovoltaica della fonte solare», pubblicato nella Gazzetta Ufficiale n. 197 del 24 agosto 2010;

     Visto il decreto del Ministro dello sviluppo economico, di concerto con il Ministro dell'ambiente e della tutela del territorio e del mare 5 maggio 2011, recante «Incentivazione della produzione di energia elettrica da impianti solari fotovoltaici» pubblicato nella Gazzetta Ufficiale n. 109 del 12 maggio 2011;

     Visto il decreto del Ministro dello sviluppo economico, di concerto con il Ministro dell'ambiente e della tutela del territorio e del mare 5 luglio 2012, recante «Attuazione dell'art. 25 del decreto legislativo 3 marzo 2011, n. 28, recante incentivazione della produzione di energia elettrica da impianti solari fotovoltaici (c.d. Quinto Conto Energia)», pubblicato nella Gazzetta Ufficiale n. 159 del 10 luglio 2012;

     Visto il decreto del Ministro dello Sviluppo Economico di concerto con il Ministero dell'Ambiente e della Tutela del Territorio e del Mare 6 luglio 2012, recante «Attuazione dell'art. 24 del decreto legislativo 3 marzo 2011, n. 28, recante incentivazione della produzione di energia elettrica da impianti a fonti rinnovabili diversi dai fotovoltaici», pubblicato nella Gazzetta Ufficiale n. 159 del 10 luglio 2012;

     Visto il decreto del Ministro dello Sviluppo Economico, di concerto con il Ministero dell'Ambiente e della Tutela del Territorio e del Mare 23 giugno 2016, recante «Incentivazione dell'energia elettrica prodotta da fonti rinnovabili diverse dal fotovoltaico», pubblicato nella Gazzetta Ufficiale n. 150 del 29 giugno 2016;

     Visto il decreto del Ministro della transizione ecologica 22 giugno 2022, recante «Disposizioni in materia di sicurezza del sistema nazionale del gas naturale», pubblicato nel Bollettino ufficiale degli idrocarburi e delle georisorse n. 6 del 30 giugno 2022;

     Visto il decreto del Ministro della transizione ecologica 15 settembre 2022, recante «Attuazione degli articoli 11, comma 1 e 14, comma 1, lettera b), del decreto legislativo 8 novembre 2021, n. 199, al fine di sostenere la produzione di biometano immesso nella rete del gas naturale, in coerenza con la Missione 2, Componente 2, Investimento 1.4, del PNRR», pubblicato nella Gazzetta Ufficiale n. 251 del 26 ottobre 2022;

     Ritenuta la straordinaria necessità e urgenza di intervenire in favore delle famiglie e delle imprese per la riduzione del costo di acquisto dell'energia elettrica e del gas naturale;

     Ritenuta la straordinaria necessità e urgenza di introdurre disposizioni volte a garantire la competitività delle imprese e la decarbonizzazione delle industrie, anche attraverso la contrattazione di lungo termine della produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili;

     Ritenuta la straordinaria necessità e urgenza di introdurre misure finalizzate a favorire la risoluzione della saturazione virtuale delle reti elettriche e di integrazione dei centri di elaborazione dati nel sistema elettrico;

     Vista la deliberazione del Consiglio dei ministri, adottata nella riunione del 18 febbraio 2026;

     Sulla proposta del Presidente del Consiglio dei ministri e del Ministro dell'ambiente e della sicurezza energetica, di concerto con i Ministri dell'economia e delle finanze e delle Imprese e del Made in Italy;

 

     Emana

     il seguente decreto-legge:

 

Capo I

Misure urgenti in materia di energia elettrica

 

     Art. 1. Misure straordinarie volte a sostenere i costi di acquisto dell'energia elettrica delle famiglie

     1. Per l'anno 2026, ai fini del riconoscimento di un contributo straordinario del valore di 115 euro per le forniture di energia elettrica relative ai titolari, alla data di entrata in vigore del presente decreto, del bonus sociale, istituito ai sensi dell'articolo 1, comma 375, della legge 23 dicembre 2005, n. 266, si provvede con delibera dell'Autorità di regolazione per energia, reti e ambiente, nel limite di spesa di 315 milioni di euro per l'anno 2026, da trasferire alla Cassa per i servizi energetici e ambientali.

     2. Per ciascuno degli anni 2026 e 2027, i venditori di energia elettrica possono riconoscere ai propri clienti domestici residenti, che non siano titolari del bonus sociale istituito ai sensi dell'articolo 1, comma 375, della legge 23 dicembre 2005 n. 266, e con ISEE annuale non superiore a 25.000 euro, un contributo straordinario a copertura di acquisto dell'energia elettrica. Il valore economico del contributo di cui al primo periodo è pari alla componente PE a copertura dei costi di acquisto dell'energia di cui alla Delibera ARERA n. 428/25/R/eel applicata ai consumi del primo bimestre dell'anno, per i clienti con forniture attive al 1° gennaio del medesimo anno, o del primo bimestre di fornitura per i clienti attivati successivamente, e comunque entro il 31 maggio di ciascun anno. Il contributo di cui al primo periodo è riconosciuto purchè i consumi del bimestre di cui al secondo periodo non siano superiori a 0,5 MWh, e i consumi registrati nei dodici mesi antecedenti al termine del medesimo bimestre risultino inferiori a 3 MWh. Il contributo è riconosciuto come sconto sulle condizioni contrattuali applicate dal venditore titolare delle forniture nel bimestre di cui al secondo periodo nelle fatturazioni relative ai consumi del quinto mese successivo al medesimo bimestre. Con apposita deliberazione, da adottarsi entro 30 giorni dalla data di entrata in vigore della presente disposizione, l'ARERA definisce le modalità applicative del primo periodo, al fine di promuovere la trasparenza delle informazioni e la tutela dei consumatori.

     3. Ai venditori che aderiscono a quanto previsto dal comma 2 è rilasciata una attestazione che può essere utilizzata anche a fini commerciali. Con la medesima delibera di cui al comma 2, l'ARERA definisce le modalità di rilascio delle attestazioni e le forme di pubblicazione delle stesse sul proprio portale istituzionale. L'ARERA monitora nel biennio 2026-2027 l'applicazione delle disposizioni di cui al comma 2 e di cui al primo periodo del presente comma.

     4. Agli oneri di cui al comma 1, pari a 315 milioni di euro per l'anno 2026, si provvede:

     a) quanto a 100 milioni di euro mediante utilizzo delle risorse iscritte nello stato di previsione del Ministero dell'ambiente e della sicurezza energetica, ai sensi dell'articolo 23, comma 7, lettera h), del decreto legislativo 9 giugno 2020, n. 47;

     b) quanto a 63 milioni di euro mediante utilizzo delle risorse iscritte nello stato di previsione del Ministero dell'ambiente e della sicurezza energetica, ai sensi dell'articolo 23, comma 7, lettera i), del decreto legislativo 9 giugno 2020, n. 47;

     c) quanto a 67 milioni di euro mediante utilizzo delle risorse iscritte nello stato di previsione del Ministero dell'ambiente e della sicurezza energetica, ai sensi dell'articolo 15, comma 1, del decreto legislativo 8 novembre 2021, n. 199;

     d) quanto a 55 milioni di euro mediante utilizzo delle risorse iscritte nello stato di previsione del Ministero dell'ambiente e della sicurezza energetica, ai sensi dell'articolo 15, comma 1, del decreto legislativo 4 luglio 2014, n. 102;

     e) quanto a 10 milioni di euro mediante utilizzo delle risorse iscritte nello stato di previsione del Ministero dell'ambiente e della sicurezza energetica, ai sensi dell'articolo 23, comma 7, lettera r), del decreto legislativo 9 giugno 2020, n. 47;

     f) quanto a 20 milioni di euro mediante utilizzo delle risorse iscritte nello stato di previsione del Ministero dell'ambiente e della sicurezza energetica, ai sensi dell'articolo 23, comma 7, lettera l), del decreto legislativo 9 giugno 2020, n. 47.

     5. Le risorse di cui al comma 1, non utilizzate entro la fine dell'anno 2026, sono versate all'entrata del bilancio dello Stato e restano acquisite all'erario.

 

     Art. 2. Misure urgenti per la riduzione della componente ASOS delle bollette elettriche e il sostegno alle utenze non domestiche

     1. Al fine di garantire un costo delle bollette elettriche accessibile e favorire, al contempo, una migliore sostenibilità delle politiche di supporto alle energie rinnovabili i soggetti responsabili degli impianti fotovoltaici aventi potenza nominale incentivata superiore a 20 kW che beneficiano di premi fissi derivanti dal meccanismo del Conto energia con scadenza a decorrere dal 1° gennaio 2029, non dipendenti dai prezzi di mercato, riconosciuti dal Gestore dei servizi energetici - GSE S.p.A., in attuazione del decreto del Ministro delle attività produttive di concerto con il Ministro dell'ambiente e della tutela del territorio 28 luglio 2005, e dei decreti del Ministro dello sviluppo economico, di concerto con il Ministro dell'ambiente e della tutela del territorio e del mare, 19 febbraio 2007, 6 agosto 2010 e 5 maggio 2011, possono aderire esclusivamente su base volontaria ad uno dei seguenti schemi:

     a) la tariffa premio è riconosciuta per un valore pari all'85 per cento rispetto al valore spettante nel periodo che intercorre tra il secondo semestre dell'anno 2026 e il 31 dicembre 2027;

     b) la tariffa premio è riconosciuta per un valore pari al 70 per cento rispetto al valore spettante nel periodo che intercorre tra il secondo semestre dell'anno 2026 e il 31 dicembre 2027.

     2. Ai soggetti responsabili che aderiscono ad uno degli schemi di cui al comma 1 è riconosciuta un'estensione delle convenzioni, aventi ad oggetto gli impianti per cui hanno aderito, di un periodo pari a 3 mesi, nel caso di cui al comma 1, lettera a) e di un periodo pari a 6 mesi nel caso di cui al comma 1, lettera b). Per il periodo oggetto di estensione, il GSE applica una tariffa pari alla media delle tariffe premio oggetto di riduzione ai sensi del comma 1.

     3. I soggetti di cui al comma 1 comunicano entro il 31 maggio 2026 l'eventuale adesione allo schema di cui al comma 1 al GSE, che provvede all'aggiornamento delle relative convenzioni.

     4. I soggetti responsabili degli impianti fotovoltaici di potenza superiore a 20 kW, che beneficiano di premi fissi derivanti dal meccanismo del Conto energia, non dipendenti dai prezzi di mercato, riconosciuti dal Gestore dei servizi energetici - GSE S.p.A., in attuazione del decreto del Ministro delle attività produttive di concerto con il Ministro dell'ambiente e della tutela del territorio 28 luglio 2005, e dei decreti del Ministro dello sviluppo economico, di concerto con il Ministro dell'ambiente e della tutela del territorio e del mare, 19 febbraio 2007, 6 agosto 2010 e 5 maggio 2011, possono optare, entro il 30 settembre 2026, per la fuoriuscita dai relativi meccanismi di incentivazione alle seguenti condizioni:

     a) la fuoriuscita è consentita, a decorrere dal 1° gennaio 2028, ad un numero di impianti la cui potenza complessiva non superi i 10 GW;

     b) è garantita la priorità di fuoriuscita per gli impianti che hanno aderito ad uno degli schemi di cui al comma 1, con le seguenti modalità:

     1) a tali impianti è riconosciuto un corrispettivo, espresso in euro per MW, e determinato dal GSE per ciascun impianto, pari al 90 per cento del valore attualizzato dei flussi di cassa residui degli incentivi spettanti nel periodo compreso tra il 1° gennaio 2028 e il termine di cessazione del contratto di incentivazione. I corrispettivi sono calcolati assumendo, come stima della produzione attesa, la media della produzione storica dell'impianto dell'ultimo quinquennio;

     2) i flussi di cassa di cui al numero 1), sono attualizzati utilizzando un tasso determinato dal GSE avendo a riferimento il costo del capitale di rischio che caratterizza gli investimenti in impianti fotovoltaici oggetto della procedura;

     c) per l'eventuale potenza residua del contingente di cui alla lettera a), gli impianti che non hanno aderito ad uno degli schemi di cui al comma 1 sono selezionati mediante una procedura competitiva, gestita dal GSE, da svolgersi entro il 30 giugno 2027 in forma telematica, nel rispetto dei principi di trasparenza, pubblicità, tutela della concorrenza, e non discriminazione, e con le seguenti modalità:

     1) i soggetti richiedenti presentano offerte di ribasso percentuale rispetto al valore base di cui al successivo numero 2);

     2) il valore base, espresso in euro per MW, è determinato dal GSE per ciascun impianto, ed è pari al 90 per cento del valore attualizzato dei flussi di cassa residui degli incentivi spettanti nel periodo compreso tra il 1° gennaio 2028 e il termine di cessazione del contratto di incentivazione; il medesimo valore base è calcolato assumendo, come stima della produzione attesa, la media della produzione storica dell'impianto dell'ultimo quinquennio;

     3) i flussi di cassa di cui al numero 2) sono attualizzati utilizzando un tasso determinato dal GSE avendo a riferimento il costo del capitale di rischio che caratterizza gli investimenti in impianti fotovoltaici oggetto della procedura;

     4) il GSE ordina le offerte ricevute in senso decrescente rispetto al beneficio atteso per il sistema fino a concorrenza dellimite della potenza residua del contingente di cui alla a);

     d) la procedura competitiva di cui alla lettera c) si applica agli impianti di cui alla lettera b) nel caso in cui le richieste di fuoriuscita ai sensi della medesima lettera b) superino il limite di potenza complessiva di 10 GW;

     e) i soggetti responsabili degli impianti selezionati ai sensi delle lettere b), c) o d), ricevono a decorrere dal 2028, in rate costanti, in un arco temporale decennale, i corrispettivi rivalutati ad un tasso di interesse determinato dal GSE avendo a riferimento il costo medio del capitale che caratterizza gli investimenti in impianti fotovoltaici oggetto della procedura, e comunque non superiore al 6 per cento, a condizione che:

     1) gli impianti a fonti rinnovabili siano oggetto, a decorrere dal 1° gennaio 2028 ed entro il 31 dicembre 2030, di interventi di rifacimento integrale che comportino un aumento di potenza tale da garantire valori di producibilità pari almeno al doppio di quella attesa negli anni di incentivazione residua dell'impianto esistente;

     2) per la realizzazione degli interventi di cui al numero 1) siano utilizzati esclusivamente moduli fotovoltaici iscritti al registro di cui all'articolo 12 del decreto-legge 9 dicembre 2023, n. 181, che corrispondano ai requisiti di carattere territoriale e tecnico di cui al comma 1, lettere b) e c) del medesimo articolo 12;

     3) nel caso di impianti con moduli collocati a terra in area agricola, gli interventi di rifacimento integrale di cui al numero 1) devono garantire un incremento della producibilità pari ad almeno il 40% rispetto al valore atteso nel periodo di incentivazione residua;

     4) nel caso di impianti con moduli non collocati a terra, gli interventi di rifacimento integrale di cui al numero 1) devono garantire un incremento della producibilità pari ad almeno il 40% rispetto al valore atteso nel periodo di incentivazione residua;

     5) gli impianti a fonti rinnovabili di cui al numero 1) possono partecipare, a valle della procedura di cui alla lettera b), ai meccanismi di supporto di cui agli articoli 6, 7 e 7-bis del decreto legislativo 8 novembre 2021, n. 199, limitatamente alla potenza corrispondente all'incremento di producibilità ottenuto in esito agli interventi di rifacimento di cui al medesimo numero 1);

     6) gli impianti a fonti rinnovabili di cui ai numeri 3) e 4) possono partecipare, a valle della procedura di cui alla lettera b), ai meccanismi di supporto di cui agli articoli 6, 7 e 7-bis del decreto legislativo 8 novembre 2021, n. 199, limitatamente alla potenza corrispondente all'incremento di producibilità ottenuto in esito agli interventi di rifacimento di cui ai medesimi numeri;

     7) l'energia elettrica prodotta ed immessa in rete, ascrivibile alla potenza residua rispetto a quanto previsto ai numeri 5) e 6), deve essere oggetto di contrattualizzazione a termine, anche attraverso i meccanismi di cui all'articolo 28 del decreto legislativo 8 novembre 2021, n. 199, o di incentivazione mediante meccanismi di supporto di cui agli articoli 6, 7 e 7-bis del decreto legislativo 8 novembre 2021, n. 199 compatibilmente con la normativa europea in materia di aiuti di Stato;

     8) i corrispettivi di cui alla lettera e) del presente comma possono essere erogati nell'ambito dei contratti attuativi dei meccanismi di supporto di cui agli articoli 6, 7 e 7-bis del decreto legislativo 8 novembre 2021, n. 199;

     5. Al fine di favorire gli interventi di rifacimento integrale di cui al comma 4, alla sezione II dell'allegato A al decreto legislativo 25 novembre 2024, n. 190, dopo la lettera a-bis) è inserita la seguente:

     «a-ter) rifacimento integrale di impianti solari fotovoltaici esistenti, abilitati o autorizzati, che insistano su aree industriali, a condizione che, a seguito dell'intervento medesimo, l'impianto continui a ricadere interamente in area industriale, a prescindere dalla potenza risultante;».

     6. Con decreto del Ministro dell'ambiente e della sicurezza energetica, da adottare entro novanta giorni dalla data di entrata in vigore del presente decreto, sono stabilite le modalità di attuazione del comma 4, ivi incluse le modalità operative per l'espletamento della procedura competitiva di cui al comma 4, lettera c), le modalità di contrattualizzazione degli impegni assunti dai soggetti richiedenti, nonchè i casi di revoca o decadenza dal beneficio di cui al comma 4, lettera e).

     7. Entro 30 giorni dall'entrata in vigore del presente decreto, l'Autorità di Regolazione per Energia, Reti e Ambiente (ARERA) con propria deliberazione adegua, a decorrere dalle fatturazioni effettuate nel mese di marzo 2026 da parte delle imprese esercenti il servizio di distribuzione dell'energia elettrica, le tempistiche di versamento alla Cassa per i servizi energetici e ambientali (CSEA), da parte delle medesime imprese, del gettito delle componenti tariffarie ASOS e ARIM, di cui all'articolo 5.1 dell'Allegato A alla Delibera 618/2023/R/com e s.m.i., allineandole alle tempistiche di versamento delle medesime componenti previste per gli esercenti l'attività di vendita dell'energia elettrica.

     8. L'Autorità di regolazione per energia, reti e ambiente (ARERA) con propria deliberazione determina le modalità con cui riconoscere il beneficio derivante dall'attuazione dei commi 1, 4 e 7 del presente articolo, in modo tale da ridurre la componente della spesa per gli oneri generali relativi al sostegno delle energie rinnovabili e alla cogenerazione (ASOS) applicata all'energia prelevata alle utenze non domestiche, ad esclusione di quelle relative all'illuminazione pubblica, in bassa tensione per altri usi e alle utenze non domestiche in media, alta e altissima tensione, ad esclusione dei prelievi che godono del regime tariffario speciale di cui all'articolo 29 del decreto-legge 24 giugno 2014, n. 91, convertito, con modificazioni, dalla legge 11 agosto 2014, n. 116, e ad esclusione delle utenze che sono iscritte nell'elenco delle imprese a forte consumo di energia elettrica istituito presso la Cassa per i servizi energetici e ambientali (CSEA), ai sensi dell'articolo 3 del decreto-legge 29 settembre 2023, n. 131, convertito, con modificazioni, dalla legge 27 novembre 2023, n. 169.

 

     Art. 3. Disposizioni in materia di aliquota IRAP per le imprese del comparto energetico

     1. Per il periodo d'imposta successivo a quello in corso al 31 dicembre 2025 e per quello successivo, l'aliquota di cui all'articolo 16, comma 1 e 1-bis, del decreto legislativo 15 dicembre 1997, n. 446, è aumentata di due punti percentuali per i soggetti esercenti, in via prevalente, le attività economiche individuate dai codici ATECO di cui alla tabella 1 allegata al presente decreto.

     2. Nella determinazione dell'acconto dovuto per il periodo d'imposta successivo a quello in corso al 31 dicembre 2025 si assume, quale imposta del periodo precedente, quella che si sarebbe determinata applicando le disposizioni di cui al comma 1.

     3. Le risorse derivanti dal comma 1, valutate in 469,6 milioni di euro nell'anno 2026, 545,4 milioni di euro nell'anno 2027 e 74,5 milioni di euro nell'anno 2028 sono destinate alla riduzione della componente della spesa per gli oneri generali relativi al sostegno delle energie rinnovabili e alla cogenerazione (ASOS) applicata all'energia prelevata alle utenze non domestiche, ad esclusione di quelle relative all'illuminazione pubblica, in bassa tensione per altri usi e alle utenze non domestiche in media, alta e altissima tensione, ad esclusione dei prelievi che godono del regime tariffario speciale di cui all'articolo 29 del decreto-legge 24 giugno 2014, n. 91, convertito, con modificazioni, dalla legge 11 agosto 2014, n. 116, e ad esclusione delle utenze che sono iscritte nell'elenco delle imprese a forte consumo di energia elettrica istituito presso la Cassa per i servizi energetici e ambientali (CSEA), ai sensi dell'articolo 3 del decreto-legge 29 settembre 2023, n. 131, convertito, con modificazioni, dalla legge 27 novembre 2023, n. 169.

     4. Agli oneri derivanti dal comma 1, valutati in 7,1 milioni di euro per l'anno 2027, 8,4 milioni di euro per l'anno 2028 e 1,3 milioni di euro per l'anno 2029, si provvede, quanto a 7,1 milioni di euro per l'anno 2027, 8,4 milioni di euro per l'anno 2028, mediante corrispondente utilizzo di quota parte delle maggiori entrate e delle minori spese derivante dal comma 1, e, quanto a 1,3 milioni di euro per l'anno 2029, mediante corrispondente riduzione del Fondo per gli interventi strutturali di politica economica di cui all'articolo 10, comma 5, del decreto-legge 29 novembre 2004, n. 282, convertito, con modificazioni, dalla legge 27 dicembre 2004, n. 307.

 

     Art. 4. Disposizioni urgenti per promuovere la contrattazione di lungo termine della produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili da parte delle imprese

     1. Al fine di favorire la contrattazione a lungo termine di energia elettrica da fonti rinnovabili da parte delle imprese, ivi comprese le piccole e medie imprese, la bacheca di cui all'articolo 28, comma 1 del decreto legislativo 8 novembre 2021 n. 199, è adeguata prevedendo apposite sezioni dedicate, dallato della domanda, per la stipula di contratti di durata non inferiore a tre anni. La contrattazione di cui al primo periodo può avvenire, anche in forma aggregata, in funzione dell'ubicazione, del profilo dei consumi, ovvero dell'appartenenza a settori merceologici. La bacheca di cui al primo periodo promuove, dallato dell'offerta, la contrattualizzazione a lungo termine dell'energia elettrica non già oggetto di contrattualizzazione nell'ambito dei meccanismi di supporto per la produzione di energia da fonti rinnovabili.

     2. I contratti sono stipulati tra le parti al di fuori della bacheca di cui al comma 1, anche con il supporto del GSE, e sono soggetti all'obbligo di registrazione sulla bacheca medesima. Le parti, che soddisfano i requisiti di cui al comma 4, possono richiedere al GSE l'assunzione del ruolo di garante di ultima istanza in relazione ai contratti stipulati ai sensi del comma 1, nel limite delle risorse destinate allo scopo ai sensi dell'articolo 28 del decreto legislativo 8 novembre 2021 n. 199, al netto delle risorse utilizzate dal GSE ai sensi del comma 3.

     3. Il GSE individua, nell'ambito delle regole operative di cui al comma 4, e nel rispetto dellimite di spesa di cui all'articolo 28, comma 2-ter del decreto legislativo 8 novembre 2021 n. 199, forme di minimizzazione e trasferimento del rischio dei contraenti nell'ambito delle tipologie di contratto definite, anche avvalendosi del supporto di SACE S.p.A., che a tal fine è autorizzata a rilasciare, a favore dello stesso, per la parte eccedente e solo una volta esaurite le risorse destinate alla garanzia di ultima istanza di cui al citato articolo 28, le garanzie di cui all'articolo 1, commi da 259 a 271, della legge 30 dicembre 2023, n. 213, senza nuovi o maggiori oneri per la finanza pubblica. Per l'anno 2026, nell'ambito dellimite previsto dall'articolo 3, comma 6, della legge 30 dicembre 2025, n. 199, l'importo massimo degli impegni assumibili da SACE S.p.A. per l'operatività di cui al presente comma è pari a 250 milioni di euro. Per le successive annualità detto importo è fissato con le modalità di cui all'articolo 1, comma 261, quarto periodo, della legge 30 dicembre 2023, n. 213.

     4. Entro novanta giorni dalla data di entrata in vigore della presente disposizione, con decreto del Ministro dell'ambiente e della sicurezza energetica sono approvate, su proposta del GSE, le regole operative per l'attuazione dei commi 1, 2 e 3 del presente articolo, con riferimento ai requisiti da soddisfare da parte delle imprese per l'accesso alla garanzia di ultima istanza di cui al medesimo comma 3, anche ai fini del rispetto dellimite di spesa di cui al comma 2-ter dell'articolo 28 decreto legislativo 8 novembre 2021 n. 199, nonchè agli schemi di contratto di adesione al servizio di garanzia di ultima istanza.

     5. La società Acquirente unico S.p.a. svolge, secondo condizioni e modalità stabilite dall'ARERA, servizi di aggregazione della domanda di energia elettrica finalizzati a favorire la contrattazione di lungo termine della produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili da parte delle imprese, anche mediante schemi di contratto standard, che tengano conto della distribuzione temporale dell'energia oggetto del contratto e degli specifici profili di consumo.

     6. Per favorire la massima partecipazione ai meccanismi di cui all'articolo 28 del decreto legislativo 8 novembre 2021 n. 199, l'ARERA, nel definire le condizioni e le modalità per lo svolgimento del servizio di aggregazione di cui al comma 5, adotta specifiche linee guida per i gruppi di acquisto abilitati alla contrattazione collettiva ed a lungo termine della produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili.

     7. Le società del Gruppo GSE assicurano, anche mediante appositi protocolli di intesa con le associazioni territoriali o di categoria delle piccole e medie imprese, senza nuovi o maggiori oneri per la finanza pubblica, attività di formazione e divulgazione nei confronti delle piccole e medie imprese in relazione alla contrattazione di lungo termine della produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili.

     8. L'ARERA definisce le modalità attraverso cui le imprese possono approvvigionarsi di energia attraverso contratti di compravendita di energia elettrica da fonti rinnovabili a lungo termine ai sensi dell'articolo 4 della Direttiva (UE) 2019/944, come modificato dall'articolo 2 della Direttiva (UE) 2024/1711 del Parlamento europeo e del Consiglio del 13 giugno 2024.

     9. Al fine di favorire la decarbonizzazione del settore industriale, attraverso la stipula di contratti a lungo termine di energia elettrica da fonti rinnovabili, i Consorzi per le Aree di Sviluppo Industriale (ASI) possono individuare superfici da destinare alla realizzazione di impianti di energia elettrica da fonti rinnovabili oggetto di successiva contrattualizzazione a lungo termine. A tal fine, i medesimi Consorzi, possono avvalersi del supporto del GSE, per effettuare:

     1) il censimento della disponibilità di coperture o aree pertinenziali funzionali alla realizzazione di impianti fotovoltaici nelle aree dei Consorzi, indicando contestualmente la destinazione catastale;

     2) la stima del potenziale dell'autoconsumo istantaneo e delle altre forme di autoconsumo previste dal Titolo IV del decreto legislativo 8 novembre 2021 n. 199;

     3) l'analisi della composizione dell'aggregato, espresso su base volontaria, dei consumi dei propri consorziati per la partecipazione ai meccanismi di cui all'articolo 28 decreto legislativo 8 novembre 2021 n. 199.

     10. All'articolo 28 decreto legislativo 8 novembre 2021 n. 199, il comma 5 è abrogato.

     11. All'articolo 16-bis del decreto-legge 1 marzo 2022, n. 17, convertito con legge 27 aprile 2022, n. 34, sono apportate le seguenti modificazioni:

     a) al comma 1:

     1) al primo periodo, le parole: «i costi residuali per l'esercizio» sono sostituite con le seguenti: «i costi per l'esercizio e il mantenimento»;

     2) al secondo periodo, le parole: «di cinque anni» sono sostituite dalla seguente: «pluriennale» e la parola: «prodotta» è sostituita dalle seguenti: «immessa in rete»;

     b) al comma 2:

     1) al primo periodo, le parole: «Prima dello» sono sostituite dalle seguenti: «In modo coordinato con lo»;

     2) al secondo periodo, le parole: «prevedendo profili predefiniti e» sono soppresse;

     3) dopo il secondo periodo è inserito il seguente: «Le quantità di energia assegnate con le procedure concorsuali di cui al presente comma devono essere equivalenti a quelle assegnate mediante le procedure di cui al comma 1, e i prezzi contrattuali di esercizio definiti in esito alle procedure concorsuali dallato della domanda devono essere non inferiori al prezzo di esercizio più alto determinato in esito alle procedure di cui al comma 1.»;

     4) il quarto periodo è sostituito con il seguente: «Gli eventuali proventi netti derivanti dalle procedure di cui al presente articolo sono destinati alla riduzione degli oneri generali di sistema.».

     12. Agli impianti di cui al comma 13 che, al termine del periodo di incentivazione, siano selezionati, con priorità sulla bacheca di cui all'articolo 28, comma 1 del decreto legislativo 8 novembre 2021 n. 199, dalla società Acquirente unico S.p.a., nell'ambito del servizio di aggregazione di cui al comma 5 del presente articolo, è corrisposta, su base annuale e sull'energia oggetto del contratto, una premialità pari al quindici per cento della differenza se positiva tra la media annua ponderata, sulle quantità contrattualizzate, dei prezzi del mercato spot nella zona in cui è localizzato l'impianto e il prezzo riconosciuto nell'ambito del servizio di aggregazione. La premialità è riconosciuta a valere sugli oneri generali di sistema.

     13. Le disposizioni di cui al comma 12 si applicano agli impianti di potenza superiore ai 20 kW che siano stati beneficiari degli schemi di supporto previsti dal decreto del Ministro dello Sviluppo Economico, di concerto con il Ministero dell'Ambiente e della Tutela del Territorio e del Mare, 18 dicembre 2008, o dal decreto del Ministro dello Sviluppo Economico di concerto con il Ministero dell'Ambiente e della Tutela del Territorio e del Mare 6 luglio 2012, ivi compresi quelli di cui all'articolo 19 del medesimo decreto, e ad esclusione di quelli che operano in regime di concessione, o dal decreto del Ministro dello Sviluppo Economico, di concerto con il Ministero dell'Ambiente e della Tutela del Territorio e del Mare 23 giugno 2016, o dal decreto del Ministro delle attività produttive di concerto con il Ministro dell'ambiente e della tutela del territorio 28 luglio 2005, o da uno dei decreti del Ministro dello sviluppo economico, di concerto con il Ministro dell'ambiente e della tutela del territorio e del mare, 19 febbraio 2007, 6 agosto 2010, 5 maggio 2011 e 5 luglio 2012.

 

     Art. 5. Misure per la riduzione degli oneri generali di sistema derivanti dalle bioenergie

     1. All'articolo 5 del decreto-legge 9 dicembre 2023, n. 181, convertito con modificazioni dalla legge 2 febbraio 2024, n. 11 sono apportate le seguenti modificazioni:

     a) il comma 1 è abrogato;

     b) al comma 2 le parole: «fino alla data di entrata in operatività del meccanismo di cui al comma 1 e comunque non oltre il 31 dicembre 2025» sono sostituite dalle seguenti: «e sino al 31 marzo 2026»;

     c) dopo il comma 2 è inserito il seguente:

     «2-bis. Entro novanta giorni dalla data di entrata in vigore della presente disposizione, l'Autorità di regolazione per energia, reti e ambiente aggiorna il meccanismo di cui al comma 2 per il periodo che intercorre dal 1° aprile 2026 e il 31 dicembre 2030 sulla base dei seguenti principi e criteri:

     a) i prezzi minimi garantiti sono riconosciuti per un numero massimo di ore semestrali, differenziate fra tipologie di impianti, tenendo conto di esigenze di copertura della domanda attesa, delle esigenze di continuità di produzione degli impianti connessi ai siti produttivi anche in assetto di autoproduzione. In particolare, nel caso di impianti di produzione asserviti a un processo produttivo, il numero massimo di ore semestrali è pari al numero di ore di funzionamento del medesimo processo produttivo, mentre, nel caso degli altri impianti di produzione, il numero massimo di ore semestrali viene definito e aggiornato da Terna al fine di assicurare il contributo alla flessibilità del sistema di questi impianti e di rispettare i vincoli di permanenza in servizio degli impianti stessi, tenendo conto dell'eventuale necessità di utilizzo di combustibili di origine fossile nelle fasi di accensione e spegnimento e della quota massima di utilizzo di tali combustibili prevista dalla normativa vigente;

     b) per le finalità di cui alla lettera a), un impianto asservito a un processo produttivo è un impianto direttamente collegato, in termini elettrici nell'ambito di un sistema di distribuzione chiuso o nell'ambito di un sistema semplice di produzione e consumo, e/o termici per la cessione di calore a una utenza termica, a uno stabilimento produttivo gestito da un cliente finale eventualmente diverso dal produttore, che rispetta alternativamente le seguenti condizioni: i) l'assenza della sua produzione elettrica o termica non consente l'esecuzione del ciclo produttivo; ii) l'assenza della sua produzione elettrica o termica comporta un aggravio di costi per l'esecuzione del ciclo produttivo;

     c) il GSE effettua una stima del costo del meccanismo entro la metà del mese antecedente all'inizio di ciascun semestre, a partire dalla previsione relativa al secondo semestre del 2026, da effettuare entro la metà di giugno 2026; qualora dalle valutazioni emerga la possibilità del mancato perseguimento del tendenziale di spesa di cui alla lettera d), il numero delle ore semestrali di cui alla lettera a) è ridefinito in riduzione del medesimo numero di ore per tutti gli impianti di produzione per i quali sono riconosciuti i prezzi minimi garantiti, distinguendo tra tipologie di impianti nel rispetto delle seguenti condizioni:

     1) la riduzione, per ciascun impianto di produzione, trova applicazione dall'inizio del semestre cui la previsione del GSE si riferisce;

     2) l'eventuale riduzione, fino all'azzeramento, avviene prioritariamente per gli impianti di produzione non asserviti a un processo produttivo;

     3) la riduzione si applica a decorrere dalla data di scadenza del meccanismo di incentivazione eventualmente in essere;

     d) il tendenziale di spesa per gli impianti a bioliquidi, a valere sugli oneri generali di sistema, derivante dall'aggiornamento del meccanismo è pari a 700 milioni di euro per l'anno 2026, ivi compresi gli oneri derivanti dal comma 2, 537 milioni di euro per l'anno 2027, 331 milioni di euro per l'anno 2028, 208 milioni di euro per l'anno 2029, 100 milioni di euro per l'anno 2030.».

     2. All'articolo 24 del decreto legislativo 3 marzo 2011, n. 28, dopo il comma 8 è inserito il seguente: «8-bis. Entro novanta giorni dalla data di entrata in vigore della presente disposizione, l'Autorità di regolazione per energia, reti e ambiente aggiorna il meccanismo di cui al comma 8 per il periodo che intercorre dal 1° aprile 2026 e il 31 dicembre 2037 sulla base dei seguenti principi e criteri:

     a) i prezzi minimi garantiti sono riconosciuti per un numero massimo di ore semestrali, differenziate fra tipologie di impianti, tenendo conto di esigenze di copertura della domanda attesa individuate da Terna, delle esigenze di continuità di produzione degli impianti connessi ai siti produttivi anche in assetto di autoproduzione. In particolare, nel caso di impianti di produzione asserviti a un processo produttivo, il numero massimo di ore semestrali è pari al numero di ore di funzionamento del medesimo processo produttivo, mentre, nel caso degli altri impianti di produzione, il numero massimo di ore semestrali viene definito e aggiornato da Terna al fine di assicurare il contributo alla flessibilità del sistema di questi impianti e di rispettare i vincoli di permanenza in servizio degli impianti stessi, tenendo conto dell'eventuale necessità di utilizzo di combustibili di origine fossile nelle fasi di accensione e spegnimento e della quota massima di utilizzo di tali combustibili prevista dalla normativa vigente;

     b) per le finalità di cui alla lettera a), un impianto asservito a un processo produttivo è un impianto direttamente collegato, in termini elettrici nell'ambito di un sistema di distribuzione chiuso o nell'ambito di un sistema semplice di produzione e consumo, e/o termici per la cessione di calore a una utenza termica, a uno stabilimento produttivo gestito da un cliente finale eventualmente diverso dal produttore, che rispetta alternativamente le seguenti condizioni: i) l'assenza della sua produzione elettrica o termica non consente l'esecuzione del ciclo produttivo; ii) l'assenza della sua produzione elettrica o termica comporta un aggravio di costi per l'esecuzione del ciclo produttivo;

     c) il GSE effettua una stima del costo del meccanismo entro la metà del mese antecedente all'inizio di ciascun semestre, a partire dalla previsione relativa al secondo semestre del 2026, da effettuare entro la metà di giugno 2026; qualora dalle valutazioni emerga la possibilità del mancato perseguimento del tendenziale di spesa di cui alle lettere g), h) ed i), il numero delle ore semestrali di cui alla lettera a) è ridefinito in riduzione del medesimo numero di ore per tutti gli impianti di produzione per i quali sono riconosciuti i prezzi minimi garantiti, distinguendo tra tipologie di impianti nel rispetto delle seguenti condizioni:

     1) la riduzione, per ciascun impianto di produzione, trova applicazione dall'inizio del semestre cui la previsione del GSE si riferisce;

     2) l'eventuale riduzione, fino all'azzeramento, avviene prioritariamente per gli impianti di produzione non asserviti a un processo produttivo;

     3) per gli impianti che hanno rinunciato agli incentivi ai sensi del comma 8, la riduzione si applica a decorrere dalla data di scadenza del meccanismo in essere prima della rinuncia ai fini dell'accesso al meccanismo dei prezzi minimi garantiti;

     d) per gli impianti alimentati da biogas di potenza superiore ai 300 kW che beneficiano dei prezzi minimi garantiti, o per i medesimi impianti con incentivi scaduti o in scadenza che non abbiano presentato richiesta di accesso al meccanismo alla data di entrata in vigore della presente disposizione, la permanenza o l'accesso al meccanismo di cui al comma 8 è consentito con effetti non oltre il 31 dicembre 2030, previo impegno alla riconversione dell'impianto a biometano, secondo le modalità definite con decreto del Ministro dell'ambiente e della sicurezza energetica, su proposta del GSE;

     e) i prezzi minimi garantiti possono trovare applicazione oltre il 31 dicembre 2030 e fino al 31 dicembre 2037 solo nel caso di impianti a biogas di potenza inferiore o uguale a 300 kW che non sono stati riconvertiti a biometano;

     f) i prezzi minimi garantiti possono trovare applicazione oltre il 31 dicembre 2030 anche nel caso degli impianti a biogas e biomasse per i quali la data di scadenza che avrebbe avuto il meccanismo di incentivazione in essere prima della rinuncia ai fini dell'accesso al meccanismo dei prezzi minimi garantiti sia successiva al 2030. Per tali impianti, in ogni caso, l'erogazione dei prezzi minimi garantiti termina alla data di scadenza che avrebbe avuto il meccanismo di incentivazione in essere prima della rinuncia;

     g) il tendenziale di spesa per gli impianti a biogas, a valere sugli oneri generali di sistema, derivante dall'aggiornamento del meccanismo è pari a 110 milioni di euro per l'anno 2026, ivi compresi gli oneri afferenti al periodo gennaio-marzo 2026, 183 milioni di euro per l'anno 2027, 353 milioni di euro per l'anno 2028, 427 milioni di euro per l'anno 2029, 77 milioni di euro per l'anno 2030, e 40 milioni di euro per ciascuno degli anni dal 2031 al 2037;

     h) il tendenziale di spesa per gli impianti a biomassa, a valere sugli oneri generali di sistema, derivante dall'aggiornamento del meccanismo è pari a 469 milioni di euro per l'anno 2026, ivi compresi gli oneri afferenti al periodo gennaio-marzo 2026, 474 milioni di euro per l'anno 2027, 505 milioni di euro per l'anno 2028, 512 milioni di euro per l'anno 2029, e 484 milioni di euro per l'anno 2030;

     i) il tendenziale di spesa per gli impianti a biogas e biomasse di cui alla lettera f) è pari a 125 milioni per l'anno 2031, 108 milioni per ciascuno degli anni 2032-2033, 106 milioni per ciascuno degli anni 2034-2035, 46 milioni per l'anno 2036 e 32 milioni per l'anno 2037.».

 

     Art. 6. Misure urgenti per la riduzione degli oneri del gas naturale prelevato ai fini della produzione di energia elettrica e per il rafforzamento della concorrenzialità dei mercati all'ingrosso dell'energia elettrica

     1. Allo scopo di rafforzare la concorrenza nei mercati all'ingrosso dell'energia elettrica e di favorire il trasferimento nei prezzi di offerta della valorizzazione dei costi variabili delle fonti rinnovabili non programmabili, l'Autorità di regolazione per energia reti e ambiente, entro tre mesi dall'entrata in vigore del presente decreto, in attuazione del Regolamento UE n. 1227/2011 del Parlamento europeo e del Consiglio, del 25 ottobre 2011, adotta uno o più provvedimenti per la valutazione delle condotte di trattenimento economico di capacità degli operatori di mercato all'ingrosso, prevedendo che, con riferimento alle offerte di vendita presentate nel mercato del giorno prima, i costi opportunità stimabili al momento della negoziazione sono gli unici legittimi motivi economici per offrire ad un prezzo superiore al costo marginale della capacità di generazione, in linea con quanto stabilito dalle linee guida dell'Agenzia dell'Unione europea per la cooperazione dei regolatori dell'energia del 18 dicembre 2024.

     2. L'Autorità di regolazione per energia reti e ambiente (ARERA), con uno o più provvedimenti, definisce le modalità con le quali, a decorrere dal 1° gennaio 2027, i corrispettivi unitari variabili della tariffa di trasporto del gas naturale, diversi da quelli funzionali alla copertura di costi di natura variabile, e le componenti tariffarie addizionali della tariffa di trasporto del gas naturale a copertura di oneri di carattere generale del sistema gas applicati ai prelievi di gas naturale per la produzione di energia elettrica immessa in rete, ulteriori rispetto a quelli già oggetto di rimborso di cui alla deliberazione della medesima Autorità 26 marzo 2020, n. 96/2020/R/eel, sono inclusi tra gli oneri oggetto di rimborso ai produttori termoelettrici. Il mancato gettito derivante dal rimborso di cui al presente comma viene coperto tramite componenti applicate ai prelievi di energia elettrica, secondo le modalità definite dall'ARERA che provvede, ove necessario, all'aggiornamento di quanto disciplinato nella deliberazione 26 marzo 2020, n. 96/2020/R/eel.

     3. In aggiunta a quanto previsto al comma 2, l'ARERA, con apposita deliberazione, disciplina il rimborso ai produttori termoelettrici per i prelievi di gas naturale per la produzione di energia elettrica immessa in rete, di un importo definito dalla medesima Autorità, con adeguato anticipo, e per lassi temporali predefiniti, al fine di massimizzare i benefici per i consumatori italiani, anche tenendo conto degli impatti attesi sugli scambi transfrontalieri, e comunque nel limite del costo atteso, per il medesimo periodo, per un impianto a ciclo combinato a gas efficiente per gli adempimenti connessi alle emissioni ETS. Il mancato gettito derivante da tale rimborso viene coperto ai sensi del comma 2, ultimo periodo.

     4. L'ARERA verifica che i rimborsi di cui ai commi 2 e 3 siano pienamente trasferiti nelle offerte di vendita riferite agli impianti termoelettrici interessati dai medesimi rimborsi. Nel caso di verifica negativa, il produttore è tenuto a restituire i relativi rimborsi, maggiorati da eventuali sanzioni comminate dalla medesima Autorità ai sensi della legge 14 novembre 1995, n. 481. A tal fine l'ARERA, con i medesimi provvedimenti di cui al comma 1, definisce le modalità ed i criteri per le procedure di verifica di cui al primo periodo del presente comma nonchè i comportamenti di offerta da ritenersi comunque conformi all'obbligo di trasferimento di cui al primo periodo.

     5. L'Autorità di regolazione per energia reti e ambiente adegua le condizioni economiche previste nella disciplina del mercato della capacità di cui al decreto legislativo 19 dicembre 2003, n. 379 per tenere conto degli effetti derivanti dall'attuazione dei commi 1, 2 e 3 del presente articolo.

     6. L'efficacia della disposizione di cui al comma 3 è subordinata alla preventiva autorizzazione della Commissione europea ai sensi dell'articolo 108, paragrafo 3, del Trattato sul funzionamento dell'Unione europea.

 

     Art. 7. Misure urgenti per la connessione alla rete degli impianti alimentati a fonti rinnovabili

     1. La società Terna s.p.a., nel portale di cui all'articolo 9, comma 1, lettera a), del decreto-legge 9 dicembre 2023, n. 181, convertito, con modificazioni, dalla legge 2 febbraio 2024, n. 11, pubblica la capacità massima addizionale da impianti a fonti rinnovabili e da impianti di accumulo, fatta eccezione per quelli off-shore, che può essere integrata in ciascuna porzione della rete elettrica di trasmissione nazionale, determinata dalla società medesima sulla base di quanto stabilito ai sensi del comma 2. Terna s.p.a. provvede ad aggiornare trimestralmente la capacità massima addizionale determinata ai sensi del primo periodo sulla base dei titoli abilitativi rilasciati per la costruzione e l'esercizio degli impianti di generazione e delle opere di rete, nonchè delle richieste di connessione e dell'entrata in esercizio dei medesimi impianti.

     2. Entro novanta giorni dalla data di entrata in vigore del presente decreto, il Ministero dell'ambiente e della sicurezza energetica, sentita l'Autorità di regolazione per energia reti e ambiente (ARERA), stabilisce i criteri, anche funzionali, e le modalità operative a cui Terna s.p.a. si attiene per lo svolgimento delle attività di cui al comma 1, nel rispetto dei principi di trasparenza e imparzialità, assicurando che la capacità di rete sia dimensionata coerentemente con gli obiettivi del Piano nazionale di ripresa e resilienza, del Piano nazionale integrato per l'energia e il clima, nonchè con quelli di politica energetica nazionale ed europea e nel rispetto dell'obiettivo generale di massimizzazione della competitività delle procedure di cui all'articolo 5 del decreto legislativo 8 novembre 2021, n. 199. Per lo svolgimento delle attività di cui al comma 1, Terna s.p.a. tiene altresì conto delle previsioni sulla capacità degli impianti di generazione da fonti rinnovabili effettuate dai gestori del sistema di distribuzione sulle reti di propria competenza.

     3. Al decreto legislativo 25 novembre 2024, n. 190, sono apportate le seguenti modificazioni:

     a) all'articolo 4, comma 1:

     1) alla lettera a), dopo le parole «comma 1» sono inserite le seguenti: «, fatta eccezione per quelle di sviluppo e potenziamento della rete di trasmissione nazionale relative a impianti da fonti rinnovabili di cui all'articolo 10-bis, commi 8 e 10»;

     2) dopo la lettera d), sono inserite le seguenti:

     «d-bis) "gestore del sistema di trasmissione nazionale": il gestore della rete di trasmissione nazionale ai sensi dell'articolo 1-ter, comma 1, del decreto-legge 29 agosto 2003, n. 239, convertito, con modificazioni, dalla legge 27 ottobre 2003, n. 290 e del decreto del Presidente del Consiglio dei ministri 11 maggio 2004, pubblicato nella Gazzetta Ufficiale n. 115 del 18 maggio 2004;

     d-ter) "gestori del sistema di distribuzione": i gestori della rete di distribuzione elettrica ai sensi dell'articolo 9 del decreto legislativo 16 marzo 1999, n. 79;»;

     b) dopo l'articolo 10, è inserito il seguente:

     «Art. 10 bis. (Disciplina delle soluzioni di connessione alla rete elettrica). - 1. Entro centottanta giorni dalla data di entrata in vigore della presente disposizione, l'ARERA aggiorna le condizioni tecniche ed economiche, nonchè le modalità procedurali per le connessioni alla rete elettrica degli impianti a fonti rinnovabili e degli impianti di accumulo, fatta eccezione per quelli off-shore, prevedendo:

     a) che il gestore della rete di trasmissione nazionale:

     1) sia autorizzato a rilasciare soluzioni di connessione che afferiscono a un punto di connessione anche in eccesso alla capacità massima accoglibile nel medesimo punto;

     2) allochi la capacità di rete disponibile e rilasci le relative soluzioni di connessione tramite procedure trasparenti e non discriminatorie;

     3) assegni definitivamente la capacità di rete disponibile ai soggetti risultati assegnatari nell'ambito delle procedure di cui al numero 2) e che siano in possesso del titolo abilitativo ai sensi dell'articolo 8 o dell'autorizzazione unica ai sensi dell'articolo 9;

     4) pianifichi soluzioni di connessione tenendo conto della massima capacità per porzione di rete, nonchè di un obiettivo generale di rafforzamento della competitività delle procedure di cui all'articolo 5 del decreto legislativo n. 199 del 2021;

     b) che i gestori del sistema di distribuzione:

     1) possano rilasciare, tramite procedure trasparenti e non discriminatorie, soluzioni di connessione sulle reti di competenza che afferiscano a un punto di connessione anche in eccesso alla capacità massima accoglibile nel medesimo punto;

     2) siano autorizzati a rilasciare soluzioni di connessione sulle reti di bassa tensione anche in relazione a impianti che entrino in esercizio prima della realizzazione degli interventi eventualmente necessari sulle reti di alta e altissima tensione;

     c) ogni misura utile a garantire, nel quadro dei principi, delle finalità e delle attribuzioni dalla legge 14 novembre 1995, n. 481, un'efficiente gestione della capacità della rete, anche mediante misure decadenziali delle soluzioni di connessione in caso di esito negativo delle procedure abilitative o autorizzatorie o di mancato rispetto dei termini di cui al comma 7 del presente articolo.

     I numeri 2) e 3) della lettera a) non si applicano nel caso di richieste di connessione relative alla realizzazione di impianti di distribuzione dell'energia elettrica o al potenziamento ovvero all'ampliamento di impianti di distribuzione dell'energia elettrica esistenti, presentate dai gestori del sistema di distribuzione.

     2. Nelle more della pubblicazione dei provvedimenti adottati dall'ARERA ai sensi del comma 1, il gestore del sistema di trasmissione nazionale e i gestori del sistema di distribuzione possono rilasciare soluzioni di connessione che afferiscono a un determinato punto di connessione alla rete in eccesso alla capacità massima accoglibile nel medesimo punto di connessione.

     3. A far data dalla pubblicazione dei provvedimenti adottati dall'ARERA ai sensi del comma 1, perdono efficacia le soluzioni di connessione alla rete elettrica di trasmissione nazionale, riferite a progetti di impianti da fonti rinnovabili o di impianti di accumulo non abilitati o non autorizzati, già rilasciate e non validate dal gestore del sistema di trasmissione nazionale, fermo restando il diritto dei soggetti interessati di partecipare alle procedure di cui al comma 1, lettera a), numero 2). Il gestore del sistema di trasmissione nazionale comunica ai soggetti e alle autorità competenti interessati la perdita di efficacia ai sensi del primo periodo. Con i medesimi provvedimenti adottati ai sensi del comma 1, l'ARERA stabilisce altresì le modalità di restituzione ovvero di rimodulazione dei corrispettivi di connessione già versati dai soggetti titolari delle soluzioni di connessione che perdono efficacia ai sensi del primo periodo del presente comma.

     4. Il gestore della rete elettrica di trasmissione nazionale nell'ambito delle proprie attività di pianificazione territoriale e nelle procedure di cui al comma 1 lettera a), tiene conto delle soluzioni di connessione relative a progetti di impianti da fonti rinnovabili o di impianti di accumulo che abbiano ottenuto, alla data di pubblicazione dei provvedimenti di cui al comma 1, un provvedimento di esenzione dalla VIA o un provvedimento favorevole di valutazione dell'impatto ambientale o un parere positivo di compatibilità ambientale, a condizione che i progetti medesimi siano stati sottoposti al giudizio di compatibilità ambientale completi del progetto tecnico della soluzione di connessione, comprensivo dei correlati interventi di sviluppo e potenziamento della rete elettrica di trasmissione nazionale.

     5. Anche nel caso in cui, per effetto del comma 3, le soluzioni di connessione non perdono efficacia, il gestore del sistema di trasmissione nazionale assegna definitivamente la capacità di rete esclusivamente per progetti abilitati o autorizzati.

     6. Nelle more del rilascio delle soluzioni di connessione ai sensi del comma 1, lettera a), numero 2), la perdita di efficacia ai sensi del comma 3 non costituisce causa di archiviazione o di rigetto di istanze per l'ottenimento dei titoli abilitativi o autorizzatori, ivi comprese quelle per le valutazioni ambientali, che, alla data di pubblicazione dei provvedimenti di cui al comma 1, siano già state presentate. I termini dei procedimenti abilitativi o autorizzatori, ivi compresi quelli di valutazione ambientale, relativi a interventi interessati dalla perdita di efficacia ai sensi del comma 3 e già in corso alla data di pubblicazione dei provvedimenti di cui al comma 1, riprendono a decorrere dall'eventuale presentazione, da parte del soggetto proponente, della documentazione relativa alla nuova soluzione di connessione rilasciata ai sensi del numero 2) della lettera a) del medesimo comma 1. Nei casi di cui al secondo periodo, sono fatte salve le attività istruttorie già compiute in relazione agli aspetti non riguardanti la soluzione di connessione. Nell'adozione dei provvedimenti di cui al comma 1, l'ARERA assicura che le procedure di cui al medesimo comma si svolgano secondo una cadenza idonea a consentire una tempestiva acquisizione della nuova soluzione di connessione ai fini di cui al secondo periodo del presente comma.

     7. Il soggetto proponente presenta l'istanza di PAS o di autorizzazione ai sensi rispettivamente degli articoli 8 o 9 entro novanta giorni dalla data di accettazione della soluzione di connessione ai sensi del comma 1, lettera a), numero 2), del presente articolo. In caso di decadenza del titolo abilitativo ai sensi dell'articolo 8, comma 11, o del titolo autorizzatorio ai sensi dell'articolo 9, comma 11, le relative soluzioni di connessione perdono efficacia. Ai fini di cui all'articolo 8, comma 11, la realizzazione della parte non ultimata dell'intervento è subordinata a nuova richiesta di rilascio della soluzione di connessione.

     8. Gli interventi di sviluppo e potenziamento della rete di trasmissione nazionale relativi a impianti da fonti rinnovabili o a impianti di accumulo, fatta eccezione per quelli off-shore, sono autorizzati, su istanza del gestore del sistema di trasmissione nazionale, ai sensi dell'articolo 1-sexies, commi 1, 2, 3, 4, 4-bis, 4-bis.1 e 4-bis.2, del decreto-legge n. 239 del 2003, fatto salvo quanto previsto al comma 9. Qualora gli interventi di cui al primo periodo ricadano in aree idonee ai sensi dell'articolo 11-bis o in zone di accelerazione ai sensi dell'articolo 12, ai relativi procedimenti di autorizzazione si applicano rispettivamente le disposizioni di cui all'articolo 11-quater o di cui all'articolo 12, comma 10.

     9. Il comma 8 non si applica qualora gli interventi di sviluppo e potenziamento della rete di trasmissione nazionale siano già validati dal gestore del sistema di trasmissione nazionale e ricompresi in progetti di impianti da fonti rinnovabili o di impianti di accumulo le cui procedure abilitative o autorizzatorie risultino già avviate alla data di pubblicazione dei provvedimenti adottati dall'ARERA ai sensi del comma 1. Nei casi di cui al primo periodo è comunque fatta salva la facoltà dei soggetti proponenti i progetti di impianti da fonti rinnovabili o di impianti di accumulo afferenti al medesimo intervento di sviluppo e potenziamento della rete di trasmissione nazionale di richiedere congiuntamente al gestore della rete di trasmissione nazionale di presentare istanza di autorizzazione del comma 8, primo ovvero del secondo periodo.

     10. Sono realizzati ai sensi dell'articolo 1-sexies, commi 4-sexies, 4-septies, 4-octies, 4-decies, 4-undecies, 4-duodecies e 4-terdecies, del decreto-legge n. 239 del 2003, su impulso del gestore del sistema di trasmissione nazionale, gli interventi di potenziamento della rete di trasmissione nazionale relativi a impianti da fonti rinnovabili o a impianti di accumulo consistenti:

     a) nell'adeguamento o nell'ampliamento di stazioni elettriche esistenti situate in aree prive di vincoli ai sensi della parte seconda o terza del Codice dei beni culturali e del paesaggio, ambientali, geologici ovvero idrogeologici;

     b) nella realizzazione di stazioni elettriche che insistano su aree o su siti industriali dismessi, anche parzialmente, o su aree prive di vincoli ai sensi della parte seconda o terza del Codice dei beni culturali e del paesaggio, ambientali, geologici ovvero idrogeologici;

     c) nella realizzazione di raccordi alla rete di trasmissione nazionale aventi una lunghezza complessiva non superiore a tre chilometri, se in aereo, o a dodici chilometri, se in cavo interrato, insistenti su aree prive di vincoli ai sensi della parte seconda o terza del Codice dei beni culturali e del paesaggio, ambientali, geologici ovvero idrogeologici;

     d) nell'ammodernamento e nel potenziamento di elettrodotti esistenti realizzati sul medesimo tracciato o che se ne discostano per un massimo di sessanta metri lineari e che non comportano una variazione dell'altezza utile dei sostegni superiore al trenta per cento dei medesimi, insistenti su aree prive di vincoli ai sensi della parte seconda o terza del Codice dei beni culturali e del paesaggio, ambientali, geologici ovvero idrogeologici.

     11. Il gestore del sistema di trasmissione nazionale allega alla denuncia di cui al comma 10 una dichiarazione attestante la legittima disponibilità della superficie su cui realizzare gli interventi. Ai fini dell'acquisizione della legittima disponibilità della superficie ai sensi del primo periodo non trovano applicazione le procedure previste dal testo unico delle disposizioni legislative e regolamentari in materia di espropriazione per pubblica utilità, di cui al decreto del Presidente della Repubblica 8 giugno 2001, n. 327.»;

     c) all'articolo 11-quater, comma 2, dopo le parole «rete di trasmissione nazionale» sono aggiunte le seguenti: «e delle reti di distribuzione»;

     d) all'allegato A, sezioni I, lettera v), e II, lettera p), le parole da «, comprensive» fino alla fine del periodo sono soppresse;

     e) all'allegato B, sezioni I, lettera cc), e II, lettera n), le parole da «, comprensive» fino alla fine del periodo sono soppresse;

     f) all'allegato C, sezioni I, lettere v) e z), e II, lettere u) e v), le parole da «, comprensive» fino alla fine del periodo sono soppresse.

     4. Con decreto del Presidente del Consiglio dei Ministri, da emanarsi entro il 30 aprile di ciascun anno, sono determinati gli indirizzi in materia di sviluppo territoriale, industriale e di tutela energetica di famiglie e imprese a cui devono orientarsi le autorità competenti nelle determinazioni di indirizzo e di valutazione in merito allo sviluppo delle infrastrutture energetiche.

 

     Art. 8. Procedimento unico per il rilascio delle autorizzazioni ai progetti di centri dati

     1. L'autorizzazione per la realizzazione e l'ampliamento dei centri dati di cui all'articolo 2, numeri 1), 2) e 3), del regolamento delegato (UE) 2024/1364 della Commissione europea, del 14 marzo 2024, nonchè delle relative reti di connessione di utenza, di qualunque tensione, è rilasciata, nell'ambito di un procedimento unico, dall'autorità competente al rilascio dell'autorizzazione integrata ambientale ai sensi dell'articolo 7, commi 4-bis e 4-ter, del decreto legislativo 3 aprile 2006, n. 152.

     2. Al fine di assicurare il rispetto del principio di adeguatezza, nei casi di cui all'articolo 7, comma 4-ter, del decreto legislativo n. 152 del 2006 la funzione di autorità competente di cui al comma 1 del presente articolo non può essere delegata o attribuita a enti di livello sub provinciale.

     3. Il proponente allega all'istanza di autorizzazione unica di cui al comma 1 la documentazione e gli elaborati progettuali previsti dalle normative di settore per il rilascio delle autorizzazioni, intese, licenze, pareri, concerti, nulla osta e assensi, comunque denominati, inclusi quelli per l'autorizzazione integrata ambientale, la valutazione di impatto ambientale, l'autorizzazione paesaggistica o culturale, per l'utilizzo delle acque ovvero per le emissioni atmosferiche. Nei casi di progetti sottoposti a valutazione di impatto ambientale, l'istanza deve contenere anche l'avviso al pubblico di cui all'articolo 24, comma 2, del decreto legislativo n. 152 del 2006, indicando altresì ogni autorizzazione, intesa, parere, concerto, nulla osta, o atti di assenso richiesti.

     4. Il procedimento unico di cui al comma 1 ha una durata non superiore a dieci mesi, decorrente dalla data di verifica della completezza della documentazione di cui al comma 3, e i termini per le valutazioni di impatto ambientale sono dimezzati. Il termine di dieci mesi di cui al primo periodo non è prorogabile se non per circostanze eccezionali, e comunque per un massimo di tre mesi, in ragione della natura, della complessità, dell'ubicazione ovvero della portata del progetto.

     5. L'autorizzazione unica di cui al comma 1 è rilasciata in esito ad apposita conferenza di servizi indetta ai sensi degli articoli 14-bis e seguenti della legge 7 agosto 1990, n. 241. Alla conferenza di servizi partecipa ogni amministrazione competente, ivi comprese quelle per la tutela ambientale, paesaggistica, dei beni culturali, della salute e della pubblica incolumità dei cittadini.

     6. Nel caso in cui il progetto di centro dati sia soggetto a verifica di assoggettabilità e la stessa si concluda con l'assoggettamento a valutazione di impatto ambientale, la relativa istanza dovrà venir depositata entro il termine perentorio di 90 giorni, trascorsi i quali l'istanza di autorizzazione unica si avrà per rinunciata e il procedimento archiviato, fatta salva la possibilità di presentazione di una nuova istanza.

     7. Nel caso in cui il progetto relativo ai centri dati di cui al comma 1 sia dichiarato di interesse strategico nazionale ai sensi dell'articolo 13 del decreto-legge 10 agosto 2023, n. 104, convertito, con modificazioni, dalla legge 9 ottobre 2023, n. 136, la relativa autorizzazione unica è rilasciata ai sensi dei commi 5 e 6 del medesimo articolo 13.

     8. Nel caso di progetti relativi a centri dati che necessitino di connessione di utenza con tensione superiore a 220 kV e che, alla data di entrata in vigore del presente decreto, abbiano già ottenuto i titoli abilitativi, ivi inclusi i provvedimenti ambientali adottati ai sensi della parte seconda del decreto legislativo n. 152 del 2006, alla realizzazione del progetto medesimo, l'autorità competente per l'autorizzazione delle opere di connessione è individuata nella regione territorialmente interessata. Qualora le opere di cui al primo periodo ricadano sul territorio di più regioni, l'autorità competente è quella sul cui territorio insiste la maggior porzione delle opere di connessione da realizzare.

     9. Dall'attuazione del presente articolo non devono derivare nuovi o maggiori oneri a carico della finanza pubblica. Le amministrazioni competenti provvedono alla relativa attuazione con le risorse umane, strumentali e finanziarie disponibili a legislazione vigente.

 

Capo II

Misure urgenti in materia di gas

 

     Art. 9. Misure urgenti per l'abbattimento del prezzo della bolletta del gas delle imprese

     1. Il Gestore dei servizi energetici - GSE S.p.A nei termini e con le modalità stabiliti con atto di indirizzo del Ministro dell'ambiente e della sicurezza energetica, da adottarsi entro venti giorni dalla data di entrata in vigore del presente decreto, vende il gas stoccato ai sensi dell'articolo 5-bis del decreto-legge 17 maggio 2022, n. 50, convertito, con modificazioni, dalla legge 15 luglio 2022, n. 91. Entro il 30 settembre 2026, le risorse incassate dalla vendita sono versate dal GSE alla Cassa per i servizi energetici e ambientali ai sensi dell'articolo 5-bis, comma 4, ultimo periodo del medesimo decreto-legge n. 50 del 2022 per le finalità di cui al comma 3.

     2. Entro il 30 settembre 2026 sono versate alla Cassa per i servizi energetici e ambientali, al netto delle risorse necessarie all'operatività del servizio di liquidità, nei limiti e con le modalità di cui all'articolo 10, comma 2, del presente decreto, altresì le risorse rinvenienti dalla vendita da parte dell'impresa maggiore di trasporto di gas naturale, secondo i termini e le modalità definiti dall'Autorità di regolazione per energia, reti e ambiente (ARERA), del gas stoccato ai sensi dell'articolo 1, comma 1, del decreto del Ministro della transizione ecologica 22 giugno 2022, pubblicato nel Bollettino ufficiale degli idrocarburi e delle georisorse n. 6 del 30 giugno 2022.

     3. L'Autorità di regolazione per energia reti e ambiente (ARERA), con uno o più provvedimenti da adottare entro il 31 marzo 2026, definisce le modalità secondo cui siano oggetto di riduzione per il periodo intercorrente tra il 1° aprile e il 31 dicembre 2026, nel limite delle risorse versate alla Cassa per i servizi energetici e ambientali di cui ai commi 1 e 2, gli oneri e le ulteriori componenti tariffarie di trasporto e distribuzione del gas naturale applicati ai clienti finali direttamente connessi alla rete di trasporto, ai clienti finali gasivori connessi alla rete di distribuzione nonchè agli altri clienti finali limitatamente ai consumi superiori a 80.000 smc/anno. Il beneficio di cui al periodo precedente non si applica ai volumi di gas utilizzati dai produttori termoelettrici per la produzione di energia elettrica immessa in rete, nè ai volumi dei consumi dei clienti civili e dei condomini. La riduzione deve privilegiare le classi tariffarie ovvero gli scaglioni con i livelli di oneri più elevati, anche al fine di perseguire un allineamento dei livelli di agevolazione applicati alle varie classi ovvero scaglioni.

 

     Art. 10. Misure volte a promuovere la concorrenza e l'integrazione dei mercati all'ingrosso del gas

     1. Al fine di promuovere la concorrenza nel mercato nazionale del gas naturale all'ingrosso e la piena integrazione del mercato medesimo nel mercato interno europeo, anche mediante la compensazione degli effetti sui prezzi registrati nel mercato del gas naturale italiano derivanti dal cumulo dei costi di trasporto per l'importazione del gas naturale dall'Europa del Nord, l'Autorità di regolazione per energia, reti e ambiente (ARERA) introduce un servizio di liquidità caratterizzato da:

     a) la sottoscrizione di contratti, tra l'impresa maggiore di trasporto di gas naturale italiana e operatori selezionati mediante procedure competitive svolte sulla base di criteri e modalità stabiliti dall'Autorità stessa, che prevedono:

     1) il diritto degli operatori selezionati di ricevere, da parte dell'impresa maggiore di trasporto di gas naturale italiana, un premio determinato in esito alle procedure competitive;

     2) l'obbligo, in capo agli operatori selezionati, di formulare offerte di vendita sui mercati a pronti del gas naturale, in apposite sessioni ad asta, di predefiniti quantitativi giornalieri di gas naturale a prezzi pari alla somma tra quelli registrati al Title transfer facility (TTF) in orizzonti temporali prossimi a quelli in cui è prevista l'offerta sul mercato italiano e un corrispettivo, funzionale a contenere il rischio di volatilità dei prezzi di mercato, determinato da ciascun operatore selezionato nei limiti di un valore massimo stabilito dall'Autorità stessa;

     3) l'obbligo, in capo agli operatori selezionati, di riconoscere, in favore dell'impresa maggiore di trasporto di gas naturale italiana, gli eventuali ricavi ottenuti dalla cessione dei quantitativi giornalieri di gas naturale di cui al numero 2) ed eccedenti quelli corrispondenti al prezzo di offerta di cui al medesimo numero;

     4) l'obbligo, in capo agli operatori selezionati, di immettere, da uno o più punti d'entrata nella rete nazionale dei gasdotti, individuati dall'Autorità stessa, la quantità eventualmente ceduta in adempimento agli obblighi di cui al numero 2);

     b) la definizione, da parte dell'Autorità stessa, di un fabbisogno di gas naturale oggetto degli obblighi di offerta sui mercati a pronti cui alla lettera a), numero-2), anche differenziato a livello infra-annuale.

     2. L'ARERA provvede alla definizione del servizio di liquidità di cui al comma 1 a valere sulle risorse di cui all'articolo 9, comma 2 e, comunque, nel limite massimo di spesa di 200 milioni di euro. Al fine di garantire il tetto massimo di spesa di cui al primo periodo, ARERA limita sia per volumi che per durata gli impegni approvvigionati così da prevedere un importo dei premi di cui al comma 1, lettera a), numero 1) non superiore alle predette risorse. Gli eventuali proventi derivanti dal comma 1, lettera a), numero 3) sono destinati alla riduzione degli oneri di trasporto gas.

     3. Al fine che il Governo possa valutare l'opportunità di promuovere azioni finalizzate a superare le distorsioni di mercato legate al cumularsi dei costi di trasporto che gli operatori sono tenuti a sostenere per l'uso delle infrastrutture che collegano i sistemi energetici di Italia, Germania e Svizzera, entro novanta giorni dalla data di entrata in vigore del presente decreto, l'ARERA presenta al Ministero dell'ambiente e della sicurezza energetica una proposta per la piena integrazione dei mercati del gas naturale italiano e tedesco attraverso le infrastrutture di trasporto in territorio svizzero.

 

     Art. 11. Disposizioni urgenti per la competitività delle imprese e la decarbonizzazione delle industrie

     1. All'articolo 16 del decreto-legge 1 marzo 2022, n. 17, convertito, con modificazioni, dalla legge 27 aprile 2022 n. 34, sono apportate le seguenti modificazioni:

     a) al comma 5, lettera b):

     1) al primo periodo:

     1.1) le parole «a cedere il gas prodotto al punto di scambio virtuale (PSV) e» sono soppresse;

     1.2) dopo le parole «medi annui attesi» sono inserite le seguenti: «calcolati sui primi cinque anni»;

     1.3) le parole «a un prezzo pari al costo asseverato di cui al comma 7» sono sostituite dalle seguenti: «al prezzo di cui al comma 8, lettera b)»;

     2) al secondo periodo, le parole «decorrenti dal 1° ottobre 2024 o, nel caso in cui il contratto di cui al comma 10, lettera a), sia stipulato in data successiva al 30 aprile 2024, dal primo giorno del sesto mese successivo alla stipula del contratto medesimo» sono sostituite dalle seguenti: «decorrenti dalla data di stipula del contratto al comma 10, lettera a)»;

     3) il terzo periodo è soppresso;

     b) dopo il comma 5, è inserito il seguente:

     «5-bis. I contitolari di una medesima concessione di coltivazione di gas naturale esistente o da conferire hanno la facoltà di partecipare alle procedure per l'approvvigionamento di lungo termine di cui al comma 1 anche singolarmente.».

     c) il comma 6 è sostituito dal seguente:

     «6. Le nuove concessioni, le proroghe ovvero le modifiche delle concessioni esistenti, finalizzate alla ripresa o all'incremento della produzione, nonchè le autorizzazioni delle opere necessarie all'attuazione dei programmi di produzione di gas di cui al presente articolo sono rilasciate a seguito di un procedimento unico, comprensivo delle valutazioni ambientali di cui al titolo III della parte seconda, del decreto legislativo n. 152 del 2006, al quale partecipano tutte le amministrazioni interessate, svolto nel rispetto dei principi di semplificazione e con le modalità stabilite dalla legge 7 agosto 1990, n. 241. Qualora il procedimento unico di cui al primo periodo riguardi programmi di produzione ovvero opere su terraferma, l'intesa della regione interessata è acquisita nell'ambito della conferenza di servizi. Il procedimento unico di cui al primo periodo si conclude entro il termine di sei mesi dalla data di presentazione della relativa istanza da parte dei soggetti che hanno manifestato interesse ai sensi del comma 5. L'attività istruttoria per le valutazioni di impatto ambientale, ove previste, è svolta dalla Commissione tecnica di verifica dell'impatto ambientale VIA e VAS di cui all'articolo 8, comma 1, del decreto legislativo n. 152 del 2006. Nell'ambito del procedimento unico di cui al primo periodo, la valutazione dell'impatto ambientale è svolta congiuntamente per l'insieme dei progetti afferenti a una medesima concessione oggetto dell'istanza unica, anche tenendo conto delle eventuali risultanze di precedenti giudizi di compatibilità ambientale relativi a progetti di ricerca o di coltivazione di idrocarburi insistenti sulla stessa area. Le disposizioni di cui al quinto e al sesto periodo si applicano, su richiesta dell'interessato, anche ai procedimenti di valutazione ambientale già in corso alla data di entrata in vigore della presente disposizione. L'efficacia degli atti di cui al primo periodo è condizionata alla stipula dei contratti ai sensi del comma 10, lettera a). La mancata sottoscrizione e la risoluzione anticipata dei contratti stipulati ai sensi del comma 10, lettera b), non costituiscono causa di risoluzione dei contratti stipulati ai sensi della lettera a) del medesimo comma. Nei casi di cui all'ottavo periodo, resta ferma la possibilità per il GSE di selezionare uno o più clienti finali che subentrino nella posizione del cliente finale che non abbia sottoscritto il contratto o che ne richieda la risoluzione anticipata.»;

     d) al comma 8:

     1) alla lettera b), dopo le parole «di cui al comma 7» sono aggiunte le seguenti: «del presente articolo, comprensivo del valore delle aliquote di coltivazione di cui all'articolo 19 del decreto legislativo 25 novembre 1996, n. 625»;

     2) alla lettera d), le parole «ai costi definiti ai sensi del comma 7» sono sostituite dalle seguenti: «al prezzo di cui alla lettera b)»;

     e) al comma 9:

     1) al primo periodo, le parole «ammessi alla specifica procedura» sono sostituite dalle seguenti: «risultati assegnatari nell'ambito della procedura di cui al comma 8»;

     2) al secondo periodo, le parole «offerte dagli» sono sostituite dalle seguenti: «assegnate agli»;

     f) al comma 10, lettera a), le parole «pari al costo asseverato ai sensi del comma 7» sono sostituite dalle seguenti: «di cui al comma 8, lettera b)»;

     g) al comma 12, secondo periodo, dopo le parole «siano trasferiti» è inserita la seguente: «totalmente» e sono aggiunte, in fine, le seguenti parole: «, fatti salvi i costi operativi riconosciuti per il servizio di aggregazione.»;

     h) al comma 13:

     1) il primo periodo è soppresso;

     2) al secondo periodo sono aggiunte, in fine, le seguenti parole: «, commisurata ai volumi di gas oggetto del contratto, al differenziale del prezzo di mercato su base mensile e alla durata residua del contratto, In ogni caso, all'attuazione del meccanismo di cui al presente articolo si provvede senza alcun aggravio sugli utenti del sistema gas.»

     2. All'articolo 5-bis, del decreto-legge 15 maggio 2024, n. 63, convertito con legge 12 luglio 2024, n. 101, sono apportate le seguenti modificazioni:

     a) al comma 2:

     1) dopo le parole: «per i clienti finali negli usi difficili da decarbonizzare» sono aggiunte le seguenti: «, anche aggregati,»;

     2) è aggiunto in fine il seguente periodo: «Fatto salvo il riconoscimento dei corrispettivi per la gestione operativa del contratto, non è consentito, in ogni caso, la traslazione, anche indiretta, del valore delle garanzie d'origine sulle altre voci di costo del contratto.»;

     b) sono aggiunti in fine i seguenti commi:

     «2-bis. Al fine di garantire la trasparenza e la correttezza dei contratti stipulati ai sensi del comma 2, negli accordi di compravendita è data evidenza delle singole voci di costo. A tal fine, gli operatori possono avvalersi di clausole contrattuali standard rese disponibili dall'Autorità di regolazione per energia, reti e ambiente (ARERA), su proposta del GSE. Il GSE monitora la conformità dei contratti a quanto previsto al comma 2 e al primo periodo del presente comma, per eventuali successive segnalazioni all'Autorità di regolazione per energia, reti e ambiente (ARERA).

     2-ter. Il comma 2 si applica, nel caso di consumo diretto di biometano in altro sito, agli accordi di compravendita sottoscritti con i clienti finali negli usi difficili da decarbonizzare, aventi ad oggetto il biometano incentivato ai sensi del decreto ministeriale 15 settembre 2022, pubblicato nella Gazzetta Ufficiale n. 251 del 26 ottobre 2022, nel limite del 35% dei consumi dei predetti clienti. Il GSE, anche attraverso le società del Gruppo, promuove ed offre servizi di aggregazione volontaria della domanda e dell'offerta di biometano.»

     3. Le disposizioni di cui al comma 2 si applicano ai contratti sottoscritti a decorrere dalla data di entrata in vigore del presente decreto.

     4. Entro centoventi giorni dalla data di entrata in vigore del presente decreto, nelle more dell'adozione di una disciplina organica della filiera delle attività di cattura, trasporto, utilizzo e stoccaggio del biossido di carbonio (CCUS) e dell'attribuzione all'Autorità di regolazione per energia reti e ambiente (ARERA) di apposite competenze regolatorie, l'Autorità stessa definisce un quadro preliminare di principi e criteri per l'accesso alla rete di trasporto e ai siti di stoccaggio del biossido di carbonio, nonchè per la contabilizzazione delle emissioni di biossido di carbonio oggetto di cattura e conferimento alla rete e ai siti medesimi. L'ARERA provvede all'attuazione del primo periodo con le risorse umane, finanziarie e strumentali disponibili a legislazione vigente.

 

     Art. 12. Entrata in vigore

     1. Il presente decreto entra in vigore il giorno successivo a quello della sua pubblicazione nella Gazzetta Ufficiale della Repubblica italiana e sarà presentato alle Camere per la conversione in legge.

 

     Allegato

     (previsto all'articolo 3)

 

"Tabella 1

 

codici ATECO

B - ATTIVITÀ ESTRATTIVE

- 06 Estrazione di petrolio greggio e gas naturale - 09.1 Attività di supporto all'estrazione di petrolio e gas naturale

C - ATTIVITÀ MANIFATTURIERE

- 19.2 Fabbricazione di prodotti derivanti dalla raffinazione del petrolio e prodotti da combustibili fossili

D - FORNITURA DI ENERGIA ELETTRICA, GAS, VAPORE E ARIA CONDIZIONATA

- 35.1 Produzione, trasmissione e distribuzione di energia elettrica - 35.2 Produzione di gas e distribuzione di combustibili gassosi mediante condotte - 35.4 Attività di servizi di intermediazione per l'energia elettrica e il gas naturale

H - TRASPORTO E MAGAZZINAGGIO

- 49.50.1 Trasporto mediante condotte di gas".

 

[1] Convertito in legge, con modificazioni, dall'art. 1 della L. 10 aprile 2026, n. 49.

[2] Rubrica così sostituita dalla L. di conversione.

[3] Comma così modificato dalla L. di conversione.

[4] Comma così modificato dalla L. di conversione.

[5] Comma così modificato dalla L. di conversione.

[6] Comma aggiunto dalla L. di conversione.

[7] Articolo inserito dalla L. di conversione.

[8] Articolo inserito dalla L. di conversione.

[9] Articolo inserito dalla L. di conversione.

[10] Articolo inserito dalla L. di conversione.

[11] Articolo inserito dalla L. di conversione.

[12] Alinea così modificato dalla L. di conversione.

[13] Comma così modificato dalla L. di conversione.

[14] Comma così modificato dalla L. di conversione.

[15] Comma così modificato dalla L. di conversione.

[16] Comma così modificato dalla L. di conversione.

[17] Comma così modificato dalla L. di conversione.

[18] Comma così modificato dalla L. di conversione.

[19] Comma così modificato dalla L. di conversione.

[20] Comma così modificato dalla L. di conversione.

[21] Articolo inserito dalla L. di conversione.

[22] Comma così sostituito dalla L. di conversione.

[23] Comma così sostituito dalla L. di conversione.

[24] Comma così modificato dalla L. di conversione.

[25] Comma inserito dalla L. di conversione.

[26] Comma così modificato dalla L. di conversione.

[27] Comma così modificato dalla L. di conversione.

[28] Comma così modificato dalla L. di conversione.

[29] Comma così modificato dalla L. di conversione.

[30] Comma così modificato dalla L. di conversione.

[31] Comma così modificato dalla L. di conversione.

[32] Articolo inserito dalla L. di conversione.

[33] Articolo inserito dalla L. di conversione.

[34] Comma così modificato dalla L. di conversione.

[35] Comma così modificato dalla L. di conversione.

[36] Comma così modificato dalla L. di conversione.

[37] Comma aggiunto dalla L. di conversione.

[38] Comma così modificato dalla L. di conversione.

[39] Comma così modificato dalla L. di conversione.

[40] Numero così modificato dalla L. di conversione.

[41] Lettera inserita dalla L. di conversione.

[42] Lettera inserita dalla L. di conversione.

[43] Lettera così modificata dalla L. di conversione.

[44] Lettera così sostituita dalla L. di conversione.

[45] Lettera inserita dalla L. di conversione.

[46] Lettera inserita dalla L. di conversione.

[47] Lettera così modificata dalla L. di conversione.

[48] Lettera così modificata dalla L. di conversione.

[49] Lettera così modificata dalla L. di conversione.

[50] Comma così modificato dalla L. di conversione.

[51] Comma inserito dalla L. di conversione.

[52] Comma così modificato dalla L. di conversione.

[53] Comma così modificato dalla L. di conversione.

[54] Comma così modificato dalla L. di conversione.

[55] Comma così modificato dalla L. di conversione.

[56] Comma così modificato dalla L. di conversione.

[57] Comma così modificato dalla L. di conversione.

[58] Comma così modificato dalla L. di conversione.

[59] Comma così modificato dalla L. di conversione.

[60] Comma così modificato dalla L. di conversione.

[61] Comma così modificato dalla L. di conversione.

[62] Comma inserito dalla L. di conversione.

[63] Comma inserito dalla L. di conversione.

[64] Comma così modificato dalla L. di conversione.

[65] Comma così modificato dalla L. di conversione.

[66] Comma così modificato dalla L. di conversione.

[67] Comma aggiunto dalla L. di conversione.