Con la recente Ordinanza n. 4354/2026 della VII Sezione del Consiglio di Stato, è stata rimessa all’Adunanza Plenaria l’annosa questione del valore da attribuire al silenzio della Soprintendenza nell’ambito dell’accertamento di compatibilità paesaggistica ex art. 167 D.Lgs. n. 42/2004, nonché del rapporto con il silenzio-assenso cosiddetto “orizzontale” delineato dall’art. 17 bis L. n. 241/1990.

Il caso.

La vicenda giudiziaria trae origine dall’istanza di accertamento di compatibilità paesaggistica presentata da una Società, titolare di una concessione demaniale marittima trentennale, con riguardo a tre capannoni retrattili installati sull’area in concessione, ricadente in zona vincolata ai sensi dell’art. 142 del D.Lgs. n. 42/2004 (Codice dei beni culturali e del paesaggio).

Il Comune aveva formulato alla Soprintendenza una proposta di provvedimento favorevole, “a condizione del mantenimento temporaneo delle strutture per il tempo della concessione demaniale marittima”, ma la Soprintendenza, dopo aver comunicato il preavviso di rigetto, ha adottato un parere negativo oltre il termine di 90 giorni, rilevando che le strutture, pur definite temporanee, avevano prodotto “una diminuzione della qualità paesaggistica del sito protetto”; a tale parere ha fatto seguito il diniego di autorizzazione paesaggistica da parte del Comune.

La Società, dunque, ha impugnato il diniego e il presupposto parere dinanzi al TAR, il quale ha accolto il ricorso ritenendo il parere della Soprintendenza tardivo rispetto al termine perentorio di cui all’art. 167, comma 5, del Codice, già superato alla data di notificazione del preavviso di rigetto: secondo il Collegio, infatti, l’Amministrazione avrebbe erroneamente omesso di considerare l’avvenuta formazione del silenzio-assenso ai sensi dell’art. 17 bis L. n. 241/1990 e il diniego sarebbe illegittimo in quanto il Comune si è limitato a prendere atto del parere tardivo.

Avverso tale Sentenza il Ministero della Cultura ha proposto appello dinanzi al Consiglio di Stato deducendo, con un unico motivo, la violazione dell’art. 167 citato in quanto l’estensione del silenzio-assenso ai procedimenti di accertamento di compatibilità tradirebbe la ratio del procedimento, posto che la norma sancisce “la regola generale della non sanabilità ex post degli abusi, sia sostanziali che formali”, e ammette l’accertamento postumo solo per i c.d. “abusi minori” di cui al comma 4, lett. a), b) e c), sicché il silenzio-assenso amplierebbe oltremodo i casi di sanatoria.

La normativa di riferimento.

Prima di esaminare nel dettaglio la questione rimessa all’Adunanza Plenaria, si richiama la normativa relativa al caso di specie, dettata dagli artt. 146 e 167 del D.Lgs. n. 42/2004 e dall’art. 17 bis della L. n. 241/1990.

L’art. 146 del D.Lgs. n. 42/2004 prevede, al comma 5, che la Soprintendenza esprime il parere autorizzativo sugli interventi edilizi realizzati su beni vincolati entro 45 giorni dalla ricezione degli atti, “decorsi i quali l’amministrazione competente provvede sulla domanda di autorizzazione”; in via eccezionale, l’art. 167 consente invece una valutazione postuma di compatibilità paesaggistica degli interventi abusivi: tale deroga è di stretta interpretazione in quanto il comma 4 individua tassativamente i casi ammessi, escludendola quando l’intervento abbia comportato nuove superfici utili o nuovi volumi ovvero l’aumento di quelli legittimamente esistenti.

Il comma 5 dell’art. 167 dispone che “L’autorità competente si pronuncia sulla domanda entro il termine perentorio di centottanta giorni, previo parere vincolante della soprintendenza da rendersi entro il termine perentorio di novanta giorni”, senza nulla stabilire in ordine alle conseguenze della violazione del predetto termine: il procedimento differisce, dunque, da quello ordinario di cui all’art. 146, in cui l’Amministrazione provvede comunque sulla domanda decorsi inutilmente i quarantacinque giorni.

Sul piano procedimentale, l’art. 17 bis della L. n. 241/1990 disciplina il silenzio-assenso tra Amministrazioni pubbliche stabilendo che “Nei casi in cui è prevista l’acquisizione di assensi, concerti o nulla osta comunque denominati di amministrazioni pubbliche e di gestori di beni o servizi pubblici, per l’adozione di provvedimenti normativi e amministrativi di competenza di altre amministrazioni pubbliche, le amministrazioni o i gestori competenti comunicano il proprio assenso, concerto o nulla osta entro trenta giorni dal ricevimento dello schema di provvedimento” e che “Decorsi i termini di cui al comma 1 senza che sia stato comunicato l’assenso, il concerto o il nulla osta, lo stesso si intende acquisito”: secondo il parere n. 1640/2016 della Commissione speciale del Consiglio di Stato, tale forma di silenzio-assenso costituisce un “nuovo paradigma” applicabile ai procedimenti che si concludono con una decisione “pluristrutturata”, ossia con l’assenso vincolante di un’altra Amministrazione, e non a quelli ad istanza di parte in cui un’Amministrazione ha un ruolo meramente formale (decisione “monostrutturata”).

I tre orientamenti giurisprudenziali.

In merito all’applicabilità del silenzio-assenso “orizzontale” anche ai procedimenti paesaggistici, si sono registrati tre orientamenti giurisprudenziali.

Secondo un primo orientamento (cfr. Consiglio di Stato, Sez. V, Sent. n. 255/2022; Sez. IV, Sent. n. 4559/2020; Sez. VI, Sent. n. 6556/2019), tutti i pareri vincolanti partecipano alla formazione di un provvedimento finale pluristrutturato e, dunque, nel parere della Soprintendenza va individuata “l’espressione di una cogestione attiva del vincolo paesaggistico”: a tali pareri, quindi, si applicherebbe l’art. 17 bis L. n. 241/1990, diversamente dai pareri consultivi (non vincolanti) che restano assoggettati alla disciplina degli artt. 16 e 17 della medesima Legge.

Tale indirizzo è stato riaffermato dalla Sezione IV con la Sentenza n. 8610/2023 (cfr. articolo del 06.11.2023 in queste NEWS), la quale ha evidenziato il definitivo superamento dell’indirizzo contrario in ragione della modifica dell’art. 2 L. n. 241/1990 ad opera dell’art. 12 D.L. n. 76/2020 e, in particolare, dell’introduzione del comma 8 bis, che sancisce l’inefficacia degli atti adottati tardivamente una volta formatosi un silenzio significativo (in senso conforme anche Consiglio di Stato, Sez. VII, Sent. n. 1093/2024; Sez. IV, Sent. nn. 3464/2025 e 2021/2026).

Un secondo orientamento, invece, ha escluso l’applicabilità del silenzio interprocedimentale all’autorizzazione paesaggistica preventiva (Consiglio di Stato, Sez. IV, Sent. nn. 4765/2020 e 2548/2022), sulla base di due ordini di argomentazioni: da un lato, l’art. 17 bis non troverebbe applicazione nei procedimenti nei quali il rapporto tra Pubbliche Amministrazioni si inserisce in un procedimento ad istanza di parte, quale è quello disciplinato dall’art. 146, “al di là della effettiva natura pluristrutturata della procedura relativa alla autorizzazione paesaggistica”; dall’altro, secondo l’interpretazione dell’art. 146, l’atto conclusivo del procedimento (l’autorizzazione o il diniego) rimane un “provvedimento monostrutturato”, riferibile all’Autorità che emana l’atto finale.

La Sezione VI, con la Sentenza n. 7293/2022, pur confermando l’inapplicabilità del silenzio tra Amministrazioni, ne ha mutato l’impianto motivazionale, fondandola sulla natura vincolante del parere della Soprintendenza, da rendersi entro un termine espressamente qualificato perentorio.

Un terzo orientamento, più recente (cfr. Consiglio di Stato, Sez. II, Sent. n. 4032/2023; Sez. VI, Sent. n. 7293/2022 e n. 7193/2020; Sez. I, Sent. n. 1437/2024), ha invece affermato che l’inutile decorso del termine perentorio di novanta giorni di cui all’art. 167, comma 5, D.Lgs. n. 42/2004 “determina – anziché la formazione di un atto di assenso tacito – la decadenza dall’esercizio dello specifico potere assegnato dal legislatore e, quindi, dalla possibilità di vincolare l’amministrazione procedente nella decisione finale”, il che, tuttavia, non impedirebbe all’organo statale di intervenire nel procedimento per fornire il proprio contributo partecipativo, ponendo in essere “un atto non obbligatorio e non vincolante”.

Tale interpretazione, infatti, sarebbe maggiormente idonea a garantire la coerenza con il dato positivo e soddisferebbe le esigenze di tempestività dell’azione amministrativa, che “deve essere proseguita anche in assenza del parere tempestivo di competenza della Soprintendenza”; al contempo, consentirebbe di realizzare le esigenze di tutela paesaggistica “perdurando in materia la competenza istituzionale della Soprintendenza” (cfr. Consiglio di Stato, Sez. VI, Sent. n. 3211/2024; Sez. VII, Sent. n. 1498/2026).

L’Ordinanza di rimessione: Consiglio di Stato, Sezione VII, Ord. n. 4354/2026.

Con l’Ordinanza in esame il Collegio remittente ha ritenuto di aderire al terzo orientamento citato osservando che, diversamente opinando sul valore del silenzio, nelle sanatorie “ordinarie” disciplinate dall’art. 36 del D.P.R. n. 380/2001 opererebbe il regime del silenzio-rigetto, mentre, quando vengono in rilievo valori costituzionalmente protetti quali quelli paesaggistici e ambientali, il silenzio dell’Amministrazione avrebbe valore di silenzio-assenso.

Nel caso di specie, prosegue il Collegio, è pacifico che gli interventi realizzati dalla Società non fossero sanabili ex post dal punto di vista paesaggistico in quanto forieri di nuovi volumi e, quindi, espressamente esclusi dall’art. 167, comma 4: “Il riconoscimento del valore di assenso al silenzio della Soprintendenza ammetterebbe invece la sanabilità ‘per silentium’ di interventi altrimenti non sanabili”.

Il Collegio ha evidenziato, inoltre, che l’art. 17 bis introduce un silenzio-assenso endoprocedimentale, diverso dal silenzio “provvedimentale” nei rapporti tra Amministrazione e privato, che sembrerebbe essere disciplinato ancora oggi dall’art. 20 L. n. 241/1990, il cui comma 4 lo esclude nei procedimenti ad istanza di parte riguardanti i cosiddetti “interessi sensibili” tra cui i beni culturali, ai quali invece l’art. 17 bis, comma 3, applica il silenzio-assenso tra Amministrazioni.

Rilevato, dunque, che la questione del silenzio della Soprintendenza sulla compatibilità paesaggistica, sia preventiva sia postuma, è stata oggetto di divergenti soluzioni interpretative, “dando luogo ad un contrasto in seno a questo Consiglio di Stato”, la Sezione ha ravvisato la necessità di “un chiarimento interpretativo dell’Adunanza Plenaria ai sensi dell’art. 99, comma 1, c.p.a.”, sia pure limitatamente alla portata applicativa dell’art. 167, e ha quindi formulato il seguente quesito:

“Alla luce di quanto sopra esposto la Sezione rimette l’affare alla Adunanza Plenaria la quale dovrà in particolare decidere come deve essere valutato il silenzio della Soprintendenza sulla compatibilità paesaggistica ai sensi dell’art. 167 D. lgs. n. 42/2004 nel caso in cui, dopo l’inutile decorso del termine di novanta giorni – che la legge qualifica come perentorio -, la Soprintendenza abbia comunque adottato un parere di contenuto negativo” (Consiglio di Stato, Sezione VII, Ordinanza n. 4354/2026).

*

Con l’Ordinanza in questione, dunque, la giurisprudenza amministrativa torna ad esaminare il percorso con cui il Legislatore ha valorizzato, con gli artt. 17 bis e 2, comma 8 bis, L. n. 241/1990, il silenzio-assenso tra Amministrazioni quale strumento di accelerazione, certezza e stabilizzazione dei rapporti giuridici, e la questione è ricondotta all’alternativa tra l’operatività automatica di tale modello anche in materia paesaggistica e la necessità di una specifica previsione legislativa.

Tuttavia, pur ricostruendo in modo approfondito il contrasto giurisprudenziale, nel provvedimento di rimessione non è stato preso in considerazione l’art. 11, comma 9, D.P.R. n. 31/2017 e l’art. 36 bis del D.P.R. n. 380/2001, introdotto dal Decreto “Salva casa” (D.L. n. 69/2024, convertito dalla L. n. 105/2024), che prevedono il silenzio-assenso sul parere della Soprintendenza e, nel secondo caso, anche sulla domanda di sanatoria edilizia: l’argomento del silenzio-rigetto nelle sanatorie ordinarie, posto a fondamento dell’adesione al terzo orientamento, risulterebbe dunque costruito sul quadro antecedente alla riforma del 2024.

Le predette disposizioni, tuttavia, potrebbero essere lette anche nel senso di confermare che il silenzio-assenso in materia paesaggistica richieda una specifica previsione legislativa, tema ormai entrato nel dibattito legislativo con il disegno di legge delega di revisione del Codice dei beni culturali e del paesaggio (A.S. n. 1372), approvato dal Senato nel settembre 2025: dal significato attribuito agli interventi del 2017 e del 2024, a seconda che confermino una regola generale già ricavabile dall’art. 17 bis o introducano una previsione eccezionale limitata ai casi espressamente disciplinati, dipenderà, dunque, la soluzione del contrasto.

Introduzione

La Relazione sullo Stato di Diritto 2026 della Commissione Europea esamina la situazione italiana alla luce delle principali riforme e degli sviluppi considerati nel ciclo di valutazione 2026. Il documento combina dati, indicatori comparativi e valutazioni sulle misure adottate, restituendo un quadro aggiornato dell’evoluzione dell’ordinamento italiano nel contesto europeo.

Pubblicato il 17 luglio 2026, il capitolo dedicato all’Italia prende in esame quattro aree relative al sistema giudiziario, al quadro anticorruzione, al pluralismo e alla libertà dei media e alle altre questioni istituzionali connesse al bilanciamento dei poteri. L’analisi è condotta secondo una metodologia comune agli Stati membri e tiene conto del confronto con le autorità nazionali e con i diversi portatori di interesse.

Nel capitolo italiano trovano spazio, tra gli altri, i dati sulla durata dei procedimenti, sulla digitalizzazione della giustizia, sulla prevenzione della corruzione, sui contratti pubblici, sui controlli e sulla responsabilità amministrativo-contabile, nonché gli interventi ancora in corso in materia di conflitti di interesse, rappresentanza degli interessi, libertà dei media e finanziamento della politica.

1. Sistema giudiziario

1.a. Durata della giustizia

Nel settore civile e commerciale i tempi di esaurimento dei processi sono diminuiti in tutti i gradi di giudizio, raggiungendo 1.789 giorni alla fine del 2025, rispetto ai 2.512 giorni del 2019, con una riduzione del 28,8%. Nel dettaglio, nel 2025 la durata si è ridotta di 53 giorni in primo grado, attestandosi a 435 giorni, di 84 giorni in appello, con 492 giorni, e di 76 giorni in cassazione, con 863 giorni.

Anche i procedimenti penali hanno registrato una riduzione dei tempi. Alla fine del 2025 la durata complessiva nei tre gradi di giudizio era pari a 958 giorni, con una diminuzione del 31,2% rispetto al 2019 e un risultato superiore all’obiettivo del PNRR, che prevedeva una riduzione del 25%.

Per quanto riguarda la giustizia amministrativa, la Relazione registra una diminuzione del tempo necessario per definire le cause in tutti i gradi di giudizio, passato da 976 giorni nel 2023 a 849 nel 2024 e a 803 giorni nel 2025. In primo grado, il tempo di definizione è sceso da 595 giorni nel 2023 a 483 giorni nel 2024, rimanendo tuttavia tra i più elevati nell’Unione Europea.

La riduzione dei tempi si accompagna a una progressiva diminuzione dell’arretrato. Nel 2024, il tasso di ricambio nei contenziosi civili e commerciali di primo grado è stato pari al 95%, mentre le cause più vecchie sono diminuite del 9% in primo grado, del 9,1% in secondo grado e del 9,4% in terzo grado. Per le cause amministrative di primo grado, il tasso di ricambio ha raggiunto il 125%, con una riduzione di circa il 12,5% del numero dei procedimenti pendenti.

Nonostante la riduzione dei tempi, l’Italia resta sotto la sorveglianza rafforzata del Comitato dei Ministri del Consiglio d’Europa per la durata dei procedimenti civili e penali.

Nel 2025 il Governo ha inoltre continuato a corrispondere gli indennizzi previsti per l’eccessiva durata dei procedimenti, versando 111.709.231,00 euro a circa 100.000 persone. 

1.b. La digitalizzazione

Nel settore penale il procedimento di primo grado risulta ormai interamente digitalizzato, mentre rimangono alcune procedure da completare negli altri gradi. La Commissione raccomanda pertanto all’Italia di portare a compimento il sistema digitale di gestione delle cause in tutti i gradi di giudizio.

1.c. Organici e capacità amministrativa

La Relazione segnala una scopertura del 13% tra i magistrati amministrativi e del 19% tra il personale amministrativo dei Tribunali Amministrativi Regionali.

La Relazione dà inoltre conto delle misure adottate per il rafforzamento degli organici e delle procedure di reclutamento del personale, nell’ambito delle iniziative volte a sostenere la capacità degli uffici giudiziari.

2. Quadro anticorruzione

2.a. Prevenzione e contrasto della corruzione

Secondo l’Indice di percezione della corruzione 2025 di Transparency International, l’Italia ha ottenuto un punteggio di 53/100, collocandosi al 19° posto nell’Unione Europea e al 52° posto a livello mondiale. Il punteggio è diminuito rispetto al 2021, quando era pari a 56/100.

Nel 2024 sono state registrate 1.673 condanne penali per persone fisiche per reati di corruzione, rispetto alle 1.709 del 2023, e 39 condanne per persone giuridiche, rispetto alle 31 dell’anno precedente. Il 60% delle condanne è stato sospeso. Nel 2025 la Procura europea ha inoltre indagato su 24 casi di corruzione in Italia.

Sul piano della prevenzione, la Relazione dà conto dell’adozione della Strategia nazionale anticorruzione 2026-2028, che individua tra i principali ambiti di intervento i contratti pubblici, l’inconferibilità e l’incompatibilità degli incarichi e la trasparenza. La Strategia prevede inoltre obiettivi, risultati attesi, target e indicatori per il monitoraggio delle misure adottate.

2.b. Contratti pubblici e contrasto della corruzione

La Commissione considera i contratti pubblici un settore esposto al rischio di corruzione e richiama alcuni indicatori relativi al funzionamento delle procedure di affidamento.

Nel 39% delle procedure di gara nel 2025 è stata presentata una sola offerta, a fronte di una media UE del 27%. Il 34% delle imprese italiane, rispetto al 30% della media UE, ha inoltre dichiarato che la corruzione ha impedito loro, negli ultimi tre anni, di vincere una gara pubblica.

Quanto agli strumenti di tutela, il 71% degli operatori considera molto o piuttosto soddisfacente l’indipendenza degli organi di controllo degli appalti pubblici, ossia TAR e Consiglio di Stato.

La Relazione richiama inoltre le preoccupazioni espresse dagli stakeholder circa il possibile frazionamento artificioso degli appalti al fine di mantenere il relativo valore al di sotto della soglia che richiede una procedura di gara, ossia quella degli affidamenti diretti, indicata nella Relazione in 140.000 euro.

Prosegue, infine, l’attuazione del Codice dei contratti pubblici. La Commissione rileva tuttavia che non è ancora possibile valutare in modo conclusivo l’impatto delle nuove disposizioni sull’efficacia e sulla trasparenza delle procedure di affidamento.

2.c. Trasparenza, whistleblowing e controlli

La Relazione esamina il funzionamento degli strumenti di trasparenza, segnalazione e controllo nell’ambito del sistema di prevenzione della corruzione.

Dal settembre 2025 è operativa la piattaforma unica della trasparenza, gestita dall’ANAC, che raccoglie i dati relativi al rispetto degli obblighi di trasparenza da parte degli enti pubblici e privati e consente la consultazione online dei dati relativi agli appalti pubblici.

Quanto al whistleblowing, nel 2025 sono state presentate complessivamente 1.931 segnalazioni, di cui 1.517 provenienti dal settore pubblico e 414 dal settore privato. Di queste, 460 sono state dichiarate inammissibili, 607 archiviate, 397 trasmesse alle autorità competenti e 467 esaminate dall’ANAC.

La Relazione segnala inoltre che il 55% delle segnalazioni è risultato inammissibile o archiviato, rispetto al 35% del 2024. Nello stesso periodo si è registrata una riduzione delle attività di monitoraggio e una diminuzione di circa il 60% delle attività sanzionatorie.

Nel 2025 sono inoltre diminuite le comunicazioni ricevute dll’ANAC, passate da 5.029 nel 2024 a 4.459. Nello stesso anno l’ANAC ha avviato 333 procedimenti, tra cui 208 procedimenti di vigilanza e 26 procedimenti sanzionatori, rispetto, rispettivamente, a 450 e 61 nel 2024.

2.d. La responsabilità amministrativo-contabile e la riforma della Corte dei Conti

La Relazione esamina la riforma della responsabilità amministrativo-contabile e delle funzioni della Corte dei Conti, intervenuta con la Legge 7 gennaio 2026 n. 1.

La riforma interviene sia sul sistema dei controlli preventivi sia sulla disciplina della responsabilità per danno erariale. Viene ampliato l’ambito del controllo preventivo di legittimità della Corte dei Conti, prevedendo, per determinate decisioni relative all’affidamento di contratti pubblici, un termine di 30 giorni per il controllo, prorogabile sino a 90 giorni. Per i contratti pubblici finanziati con risorse del PNRR, la sottoposizione al controllo preventivo è obbligatoria, mentre per determinati atti delle Regioni e degli enti locali il controllo è previsto su base facoltativa.

La disciplina interviene inoltre sui presupposti della responsabilità amministrativa. Per gli amministratori politici viene introdotta una presunzione di buona fede quando l’atto sia stato proposto, vistato o sottoscritto dai responsabili degli uffici amministrativi e tecnici, in assenza di dolo e qualora non vi siano pareri tecnici o amministrativi contrari.

La Legge interviene anche sulla nozione di colpa grave e sui limiti della responsabilità, individuando specifiche ipotesi nelle quali la condotta può essere qualificata come gravemente colposa e stabilendo, tra l’altro, che non ricorre la colpa grave quando la condotta sia conforme agli indirizzi giurisprudenziali prevalenti o ai pareri delle autorità competenti.

La riforma incide inoltre sulla quantificazione della responsabilità, attribuendo alla Corte dei Conti un potere di riduzione dell’addebito e introducendo, al di fuori delle ipotesi di dolo e di illecito arricchimento, un limite alla somma effettivamente recuperabile a titolo di risarcimento del danno erariale.

La nuova disciplina è stata oggetto di questioni di legittimità costituzionale sollevate dalla Corte dei Conti nell’ambito di giudizi pendenti, con riferimento, tra l’altro, ai nuovi limiti alla responsabilità e alla loro applicazione ai procedimenti in corso^[1].

2.e. Inconferibilità, incompatibilità e conflitti di interesse

La Relazione dedica inoltre attenzione alla disciplina dei conflitti di interesse, delle inconferibilità e delle incompatibilità, distinguendo tra istituti che operano su piani differenti ma concorrono alla prevenzione di situazioni nelle quali interessi personali o precedenti incarichi pubblici possono interferire con l’esercizio di successive funzioni.

L’Italia dispone di specifiche regole in materia di conflitti di interesse per i componenti dell’esecutivo, ma non di una disciplina generale applicabile a tutti i titolari di cariche pubbliche, compresi i parlamentari. Sul tema risulta ancora pendente un intervento legislativo volto a introdurre una disciplina più ampia e organica.

Un distinto ambito di intervento è rappresentato dalla disciplina delle inconferibilità e delle incompatibilità contenuta nel D.Lgs. 8 aprile 2013 n. 39 e dalle relative misure di prevenzione previste nell’ambito del Piano nazionale anticorruzione.

Nel corso del 2025 il quadro normativo è stato interessato da una serie di modifiche riguardanti, in particolare, l’articolo 7 del D.Lgs. n. 39 del 2013. La disposizione, già interessata dalla Legge 21 febbraio 2025 n. 15, è stata successivamente abrogata integralmente dall’articolo 2 della Legge 8 agosto 2025 n. 122, con effetto dal 24 agosto 2025.

L’intervento ha inciso sulla disciplina delle inconferibilità relative al conferimento di determinati incarichi presso enti di diritto privato in controllo pubblico a soggetti che avessero ricoperto in precedenza determinate cariche politiche locali.

Sul punto è intervenuta anche l’Autorità nazionale anticorruzione. Con l’Atto di segnalazione n. 2 del 26 marzo 2025, adottato con Delibera n. 132 del 26 marzo 2025, l’ANAC aveva chiesto al Governo e al Parlamento di ripristinare la disciplina precedentemente prevista dall’articolo 7, comma 2, del D.Lgs. n. 39 del 2013. Successivamente, con l’Atto di segnalazione n. 3 del 23 luglio 2025, approvato con Delibera n. 309 del luglio 2025, l’Autorità ha sollecitato una revisione complessiva dello stesso D.Lgs. n. 39 del 2013.

La successione degli interventi normativi e delle segnalazioni dell’Autorità evidenzia quindi un tema più ampio, relativo alla stabilità e alla coerenza del sistema di prevenzione delle situazioni di incompatibilità o di possibile conflitto.

La disciplina dei conflitti di interesse, delle inconferibilità e delle incompatibilità assume pertanto un rilievo distinto, ma complementare, rispetto agli altri strumenti di prevenzione della corruzione, operando in una fase anteriore rispetto all’eventuale accertamento di una condotta illecita.

2.f. Lobbying e rappresentanza degli interessi

Nel gennaio 2026 la Camera dei deputati ha approvato un disegno di legge volto a disciplinare le attività di rappresentanza di interessi. L’esame presso il Senato risulta ancora in corso.

Il disegno di legge introduce obblighi a carico dei soggetti che svolgono attività di rappresentanza di interessi, prevedendo tuttavia alcune esclusioni, tra cui quelle relative alle organizzazioni sindacali e alle associazioni dei datori di lavoro.

La Relazione segnala inoltre alcuni elementi ancora mancanti nel quadro normativo, tra cui un sistema completo di tracciabilità dell’attività di lobbying attraverso la cosiddetta impronta legislativa e l’obbligo per le società specializzate nell’attività di lobbying di indicare i soggetti per conto dei quali operano.

La Commissione raccomanda l’adozione di una disciplina organica della rappresentanza degli interessi e l’istituzione di un registro operativo.

3. Pluralismo dei media

La terza area della Relazione riguarda il pluralismo e la libertà dei media, con particolare attenzione alle condizioni nelle quali opera l’informazione e alle garanzie riconosciute ai giornalisti.

Tra i profili esaminati rientrano il quadro normativo relativo alla libertà di stampa, la tutela delle fonti giornalistiche, la disciplina della diffamazione e le condizioni economiche e professionali nelle quali viene esercitata l’attività giornalistica.

La Relazione richiama quindi la necessità di intervenire sulla disciplina della diffamazione e di rafforzare le garanzie connesse alla libertà di stampa e alla protezione delle fonti.

La questione si colloca nel più ampio equilibrio tra tutela della reputazione, libertà di espressione e funzione dell’informazione nel sistema democratico.

4. Altre questioni istituzionali relative al bilanciamento dei poteri

Un primo profilo riguarda la trasparenza del finanziamento della politica. La Commissione richiama la necessità di rafforzare il quadro normativo con riferimento alle donazioni effettuate attraverso fondazioni e associazioni politiche e di assicurare una maggiore integrazione degli strumenti di trasparenza mediante un registro elettronico unico relativo al finanziamento dei partiti e delle campagne elettorali.

La Relazione richiama inoltre la necessità di istituire un’istituzione nazionale per i diritti umani conforme ai Principi di Parigi delle Nazioni Unite, quale ulteriore elemento del sistema nazionale di tutela e di promozione dei diritti fondamentali.

Conclusioni

Nel complesso, la Relazione restituisce un quadro della situazione italiana in miglioramento, ma ancora segnato da criticità che richiedono interventi strutturali e continui. Pur non prevedendo un termine formale per l’attuazione delle raccomandazioni, il loro seguito viene verificato nel ciclo annuale sullo Stato di Diritto. Per l’Italia, la sfida è dunque consolidare i progressi compiuti e dare concreta attuazione alle riforme ancora necessarie, evitando che le criticità già rilevate si ripropongano nelle successive Relazioni della Commissione.

Mercoledì 8 luglio 2026, presso la “Sala Grande” del Circolo dei Lettori di Torino, si è tenuto il convegno (in presenza ed in webinar) dal titolo “Testo Unico FER: novità, opportunità e criticità realizzative degli impianti ad energia rinnovabile e delle Comunità Energetiche”, organizzato dallo Studio Legale Dal Piaz e dall’Ordine degli Ingegneri della Provincia di Torino in collaborazione con l’Ordine degli Architetti, Pianificatori, Paesaggisti, Conservatori di Torino e la Fondazione per l’Architettura di Torino. 

L’evento ha rappresentato un’importante occasione di aggiornamento sulle energie rinnovabili, una delle tematiche più dinamiche e in evoluzione nell’attuale panorama normativo, con importanti implicazioni pratiche per imprese ed Enti locali.

Il Testo Unico FER: regimi amministrativi e problematiche giurisprudenziali

L’Avv. Stella Monegato (Studio Legale Dal Piaz) ha esposto alcune delle principali novità del Testo Unico FER, riflettendo sul delicato rapporto tra diffusione degli impianti di energia rinnovabili e tutela del paesaggio e (più in generale) del territorio, alla luce delle più recenti pronunce giurisprudenziali.

Se infatti la celere installazione delle fonti rinnovabili sul territorio è considerata strategica per il perseguimento di cruciali obiettivi di decarbonizzazione, risulta fondamentale, per evitare un approccio speculativo alle FER, ricercare nelle maglie delle nuove disposizioni normative un equilibrio con altri interessi sensibili tutelati dalle Amministrazioni territoriali (come la tutela dell’ambiente e dell’ecosistema complessivamente considerati), in linea con un approccio europeo di più ampio respiro in materia.

Particolare attenzione è stata dedicata anche al contesto regionale e alla recente approvazione, da parte della Giunta della Regione Piemonte, del Disegno di Legge regionale 10 aprile 2026, n. 136 di individuazione di ulteriori aree idonee, per valorizzare il ruolo che gli Enti territoriali sono chiamati a giocare nella ricerca di una composizione tra l’interesse alla massima diffusione degli impianti FER e la preservazione dei valori territoriali, nonché alle modalità realizzative delle varie tipologie di impianti (mediante attività libera, PAS o Autorizzazione Unica).

Le sfide della transizione energetica nella prospettiva delle multiutility

L’intervento del Dott. Paolo Mezzera (Responsabile Ingegneria di Iren Energia) ha inteso illustrare il ruolo di Iren nella transizione energetica, evidenziando le sfide sottese ad un cambio di paradigma del mercato energetico, non più basato sulla produzione di energia da parte di pochi produttori e unidirezionale ma sempre più “multicentrico”.

In questo contesto, risulta fondamentale per una multiutility come Iren conservare un ruolo strategico di dialogo con gli Enti territoriali, che consenta di differenziarsi dalle imprese che considerano la realizzazione degli impianti rinnovabili come una mera strategia di investimento con finalità speculative.

Investire sulle rinnovabili significa invece puntare sull’integrazione delle diverse fonti di energia rinnovabili (non solo fotovoltaico, ma anche eolico, idroelettrico, teleriscaldamento) in un’ottica di servizio al territorio anche se, proprio per preservare i paesaggi ed evitare una diffusione incontrollata degli impianti, occorrerebbe un maggiore sforzo in termini di pianificazione nazionale.

Dal punto di vista di un’impresa che investe nello sviluppo delle rinnovabili è stata messa in luce la complessità amministrativa e l’eccesso di burocrazia che, soprattutto in Italia rispetto ad altri Paesi europei, “frena” gli investimenti sulle rinnovabili, impendendone una decisiva evoluzione anche verso il paradigma delle Comunità Energetiche.

In particolare, sono stati evidenziati l’impreparazione degli uffici ed i conseguenti problemi legati al rilascio delle autorizzazioni ed al “mercato” che ne è derivato (attualmente una Autorizzazione Unica “costa” intorno a 100.000,00 euro, in passato anche più del doppio di tale cifra).

Il ruolo degli Enti locali nell’evoluzione delle Comunità Energetiche Rinnovabili

L’Avv. Alessia Cerchia (Vice Sindaco del Comune di Sangano) ha illustrato le problematiche che caratterizzano l’ingresso di un Comune all’interno di una Comunità di Energia Rinnovabile.

E’ stato illustrato il percorso che ha portato il Comune di Sangano a scegliere di aderire alla CER Energia Comune, con l’obiettivo di fornire un servizio ai cittadini in una rinnovata (e illuminata) visione di comunità che, dal punto di vista pratico, si è tuttavia dovuta confrontare con criticità di diversa natura (giuridiche e amministrative, organizzative ecc.) che tipicamente caratterizzano in Italia l’ingresso delle Amministrazioni locali nelle CER. 

Tali criticità, se da una parte giustificano il rallentamento che lo sviluppo di tali iniziative ha subito nei territori, dall’altro lato impongono una riflessione sull’esigenza che la l’adesione dei Comuni alle Comunità Energetiche sia maggiormente valorizzata sia a livello normativo sia nella sensibilità delle Autorità preposte ai controlli sugli Enti locali proprio per promuovere (anziché disincentivare) il ruolo del Comune come motore e abilitatore delle CER.

In questa prospettiva, la partecipazione delle Amministrazioni comunali deve ritenersi proprio essenziale per evitare che le CER divengano mere opportunità di investimento, e non perdano la loro “mission” di generare valore ambientale, sociale ed economico per tutto il territorio. 

Lo stato dell’arte delle CER in Italia e le prospettive future

A chiusura del convegno l’Ing. Sergio Olivero (Head of Business & Finance Innovation presso l’Energy Center del Politecnico di Torino) ha esposto lo stato dell’arte delle CER in Italia, caratterizzato da situazioni molto variegate di CER di piccole e di grandi dimensioni, descrivendone il possibile futuro.

Le CER “di domani” dovrebbero essere infatti entità di diritto privato in grado di mettere al centro cittadini, imprese ed enti locali, creando valore attraverso una molteplicità di servizi, quali, a mero titolo esemplificativo: flessibilità, servizi ancillari, trading, gestione storage e sinergie con la riqualificazione degli edifici (elettrificazione dei carichi termici).

Attraverso l’evoluzione degli strumenti basati sull’intelligenza artificiale sarà inoltre possibile realizzare strutture sempre più sofisticate ed efficienti in grado di “mettere in rete” più Comunità Energetiche.

Particolare interesse, sotto questo profilo, assumono alcune iniziative come CONCERNET (Confederazione di Comunità Energetiche Rinnovabili), che ha lo scopo di promuovere e supportare la ricerca per l’evoluzione delle Comunità Energetiche, promuovendo sinergie e collaborazioni fra CER con l’obiettivo di individuare e sviluppare modelli di business innovativi.

Tali iniziative sono al centro dell’apposito tavolo di lavoro insediato presso il CNEL proprio per esplorare le Comunità Energetiche Rinnovabili (CER) nella loro dimensione più ampia: da aggregatori di energia pulita a strumenti di coesione e sviluppo territoriale integrato.

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Il convegno ha quindi costituito un’importante occasione di confronto tra prospettive diverse (Enti locali, imprese e professionisti) che ha inteso stimolare l’approfondimento, in un’ottica teorica e pratica, dell’evoluzione dinamica della disciplina delle fonti di energia rinnovabili.

Mercoledì 8 luglio 2026, dalle ore 9.30 alle ore 13.00, presso il Circolo dei Lettori di Torino, si terrà il convegno gratuito, in presenza ed online, dal titolo “Testo Unico FER: novità, opportunità e criticità realizzative degli impianti ad energia rinnovabile e delle Comunità Energetiche”, organizzato dallo Studio Legale Dal Piaz e dall’Ordine degli Ingegneri della Provincia di Torino in collaborazione con l’Ordine degli Architetti, Pianificatori, Paesaggisti, Conservatori di Torino e la Fondazione per l’Architettura di Torino. Il convegno è in fase di accreditamento presso l’Ordine degli Ingegneri della Provincia di Torino e l’Ordine degli Architetti di Torino.

Il convegno

Il convegno è rivolto ad un pubblico composito (ingegneri, architetti, pubblici funzionari, amministratori, imprese e professionisti) e intende costituire un’occasione di aggiornamento del quadro normativo in materia di energie rinnovabili, ma anche di approfondimento, nella prospettiva di operatori pubblici e privati, delle caratteristiche emergenti del sistema energetico futuro.  

Partendo dall’analisi dei regimi amministrativi degli impianti di energia rinnovabile e dall’evoluzione giurisprudenziale in materia, verranno così analizzate, sotto diversi punti di vista, le opportunità ma anche le criticità derivanti dall’implementazione delle fonti di energia rinnovabili sul territorio e dallo sviluppo delle Comunità Energetiche.

Il programma

A seguito di una breve introduzione curata dall’Avv. Francesco Dal Piaz sulle tematiche più attuali che interessano gli interpreti, sia dal punto di vista tecnico che legale, il convegno proseguirà con quattro interventi a cura di:  

• Avv. Stella Monegato (Studio Legale Dal Piaz) con una relazione dal titolo “Il Testo Unico FER: regimi amministrativi e problematiche giurisprudenziali”; 
• Iren con un intervento su “Le sfide della transizione energetica nella prospettiva delle multiutility”;
• Avv. Alessia Cerchia (Vice Sindaco Comune di Sangano) che interviene in merito a “Il ruolo degli Enti locali nell’evoluzione delle Comunità Energetiche Rinnovabili”;
• Ing. Sergio Olivero (Head of Business & Finance Innovation presso l’Energy Center del Politecnico di Torino) con una riflessione su “Lo stato dell’arte delle CER in Italia e le prospettive future”.

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Il seminario è in corso di accreditamento presso l’Ordine degli Ingegneri della Provincia di Torino e l’Ordine degli Architetti di Torino.

Per info e iscrizioni: info@studiolegaledalpiaz.it

In una recente Sentenza del Consiglio di Stato è stato puntualizzato l’ambito applicativo delle misure di demolizione e di ripristino degli impianti di produzione di energia da fonti rinnovabili (“F.E.R.”), realizzati mediante Procedura Abilitativa Semplificata (P.A.S.), in caso di violazioni formali o documentali quali la mancata trasmissione del certificato di collaudo.

Il caso.

La vicenda giudiziaria trae origine dall’Ordinanza con cui un Comune ha ingiunto il ripristino dello stato dei luoghi nei confronti di una Società proprietaria di un impianto cogenerativo per la produzione di energia a biomassa legnosa realizzato mediante P.A.S., a seguito di un sopralluogo effettuato dall’agenzia regionale per la protezione ambientale e dalla polizia locale: nell’occasione, le autorità hanno contestato l’assenza del certificato di collaudo finale, necessario ad attestare la conformità dell’opera al progetto e da presentare entro tre anni dal perfezionamento dei titoli abilitativi semplificati con cui l’intervento era stato autorizzato. 

La Società ha impugnato l’Ordinanza davanti al Tribunale Amministrativo Regionale, il quale ha respinto il ricorso ritenendo il provvedimento comunale doveroso e vincolato, ed evidenziando che il mancato rispetto del termine per la presentazione della dichiarazione di fine lavori e del relativo collaudo comporta la decadenza dei titoli abilitativi e rende, quindi, l’impianto abusivo.

La Società ha proposto appello dinanzi al Consiglio di Stato avverso la Sentenza di primo grado, contestando le conclusioni del T.A.R. attraverso diversi motivi di gravame: in merito alla questione di preminente interesse, l’appellante ha sostenuto che il collaudo attiene solo alla fase esecutiva e non costituisce un elemento strutturale del titolo abilitativo semplificato e, per l’effetto, la sua omissione non inficia la legittimità delle opere realizzate, così come la scadenza del termine finale impedisce la prosecuzione dei lavori ma non travolge quanto già costruito in conformità al progetto.

La normativa di riferimento.

Prima di esaminare nel dettaglio la soluzione proposta dal Consiglio di Stato, si richiama la normativa relativa al caso di specie, precisando che il riferimento è alla disciplina previgente applicabile ratione temporis dettata dagli artt. 6 e 44 del D.Lgs. n. 28/2011, abrogata dal D.Lgs. n. 190/2024.

L’art. 6, in breve, disciplina la P.A.S. per la realizzazione di impianti F.E.R. e dispone che il soggetto che ha la titolarità o la disponibilità dell’immobile interessato deve presentare al Comune, in forma cartacea o telematica, una dichiarazione formale almeno trenta giorni prima dell’effettivo inizio dei lavori. Tale istanza deve essere obbligatoriamente corredata dagli elaborati progettuali, dai documenti tecnici per la connessione redatti dal gestore della rete e da una dettagliata relazione tecnica firmata da un progettista abilitato che serve ad attestare la compatibilità del progetto con la pianificazione urbanistica locale, il rispetto dei regolamenti edilizi vigenti e l’osservanza delle norme di sicurezza e igienico-sanitarie.

Il Comune verifica la sussistenza di tutte le condizioni di legge entro il termine di trenta giorni dalla ricezione della documentazione e, qualora riscontri la carenza di uno o più requisiti, notifica all’interessato un ordine motivato di non effettuare l’intervento, segnalando l’eventuale falsa attestazione del professionista alle autorità competenti; se il termine di trenta giorni decorre inutilmente senza che il Comune abbia emesso alcun provvedimento di diniego, la costruzione si intende legittimamente assentita.

Il meccanismo si adatta anche all’eventuale necessità di ulteriori atti di assenso i quali, se sono di competenza comunale e non sono stati allegati dal privato, devono essere rilasciati dal Comune nei termini ordinari del procedimento amministrativo. Nel caso in cui i permessi ambientali, paesaggistici o di altra natura, invece, siano di competenza di Amministrazioni diverse, il Comune provvede ad acquisirli d’ufficio o convoca una conferenza di servizi: in questo caso, il termine di trenta giorni per l’efficacia della procedura resta sospeso fino all’acquisizione di tutti i nulla osta o alla determinazione conclusiva.

Una volta perfezionato il titolo, la realizzazione dell’intervento deve essere completata entro tre anni e l’interessato è tenuto a comunicare al Comune la data di ultimazione dei lavori; se una parte dell’opera non viene conclusa entro il citato termine, la sua esecuzione rimane subordinata alla presentazione di una nuova dichiarazione.

Ultimati gli interventi, il progettista o un tecnico abilitato trasmette all’Amministrazione comunale il certificato di collaudo finale, con il quale attesta sotto la propria responsabilità la perfetta conformità dell’opera al progetto originario, allegando altresì la ricevuta dell’avvenuta variazione catastale o la dichiarazione della sua non necessità.

L’art. 44 del D.Lgs. n. 28/2011, invece, in materia di “Sanzioni amministrative in materia di autorizzazione alla costruzione e all’esercizio”, prevede al comma 2 che “Fatto salvo il ripristino dello stato dei luoghi, l’esecuzione degli interventi di cui all’articolo 6 in assenza della procedura abilitativa semplificata o in difformità da quanto nella stessa dichiarato, e’ punita con la sanzione amministrativa pecuniaria da euro 500 a euro 30.000, cui sono tenuti in solido i soggetti di cui al comma 1 [“il proprietario dell’impianto, l’esecutore delle opere e il direttore dei lavori” n.d.r.]”.

La Sentenza: Consiglio di Stato, Sezione II, n. 3325/2026.

Nell’esaminare la questione in sede di appello, dopo aver richiamato la normativa applicabile alla fattispecie il Consiglio di Stato ha rilevato che l’intimazione di ripristino adottata dal Comune, e avversata nel giudizio di primo grado, era fondata sulla violazione del citato art. 44, comma 2, D.Lgs. n. 28/2011, posto che l’illecito accertato e contestato era stato ricondotto alla mancanza della P.A.S. o alla difformità dalla stessa, sottolineando tuttavia che “Il principio di legalità che governa il diritto sanzionatorio non consente di estendere la previsione a fattispecie non contemplate, quali, nello specifico, la mancata presentazione del collaudo”.

Secondo il Collegio, infatti, l’art. 6 D.Lgs. n. 28/2011 richiede solo che il certificato di collaudo finale venga rilasciato e trasmesso al Comune dal progettista o dal tecnico abilitato, al fine di attestare la conformità dell’opera al progetto presentato: pertanto, l’inottemperanza a tale obbligo “può essere stigmatizzata dal Comune accertando la difformità dell’opera al progetto, ovvero finanche presumendola, sì da giustificare atti sospensivi così motivati nelle more della fornitura della prova contraria da parte dell’interessato: ma non sanzionato come mancanza di titolo, laddove lo stesso invece sussiste. In altre parole, l’Amministrazione può sicuramente attingere a tutto lo strumentario giuridico di cui dispone per compulsare il privato rispetto ad un obbligo non espressamente sanzionato; ma non applicare in via estensiva (se non in via analogica) un regime sanzionatorio dettato per altro a situazioni del tutto eterogenee rispetto ad esso”.

La tesi del Consiglio di Stato muove dal presupposto per il quale la volontà legislativa, stando al tenore letterale delle norme, è quella di non prevedere uno specifico rimedio avverso la condotta censurata nella fattispecie e, dunque, tale rimedio non può essere individuato estendendo la sanzione stabilita per una diversa tipologia di illecito: infatti, equiparare la mancata presentazione del collaudo alla mancanza della P.A.S., sanzionandola con la rimozione dell’impianto, è da considerarsi sproporzionata anche perché, per la simile condotta della mancata presentazione del collaudo per le opere edilizie realizzate a seguito di S.C.I.A. alternativa al Permesso di Costruire, è prevista una mera sanzione pecuniaria.

Peralto, conclude il Collegio, “ [non] può recuperarsi la portata “costitutiva” del collaudo attraendolo nel concetto di completamento dell’opera, ai fini della decadenza dal titolo originario. L’art. 6, infatti, indica separatamente l’adempimento della comunicazione di fine lavori (comma 6), necessario ai fini del computo del dies a quo dei tre anni di validità della P.A.S., e quello della trasmissione del collaudo (comma 8), per il quale neppure è previsto un termine (che ad esempio in materia di opere pubbliche è fissato in sei mesi), sicché la sua presentazione tardiva, seppure inopportuna, documenta pur sempre, in mancanza di elementi contrari, la natura esclusivamente formale della precedente violazione.

20. La disciplina della P.a.s., infatti, si completa, a differenza di quella della s.c.i.a., con una chiara indicazione del termine di durata, che ricalca quella stabilita dall’art. 15 del d.P.R. n. 380 del 2001 per il permesso di costruire. Ai sensi del comma 6 dell’art. 6 del d.lgs. n. 28 del 2011, dunque, la realizzazione dell’intervento deve essere completata entro tre anni dal perfezionamento della procedura abilitativa semplificata, fermo restando che l’interessato è tenuto a comunicare al Comune la data di ultimazione dei lavori. La realizzazione della parte non ultimata dell’intervento è subordinata a nuova dichiarazione.

Malgrado l’art. 6 del d.lgs. n. 28 del 2011, non replichi l’inciso finale contenuto nell’art. 15, comma 2, del d.P.R. 6 giugno 2001 n. 380 (ai sensi del quale «Decorsi tali termini [ quelli di inizio e di ultimazione dei lavori] il permesso decade di diritto per la parte non eseguita, tranne che, anteriormente alla scadenza, venga richiesta una proroga»), è evidente che il mancato completamento dell’opera entro tre anni neutralizza la portata abilitante della P.A.S. per la parte non ancora eseguita della stessa. Ma, appunto, di “completamento” dell’opera si parla e non degli adempimenti che seguono allo stesso per certificarne la conformità al progetto.

20.1. Quanto detto non equivale certo a disconoscere l’importanza strategica del collaudo anche in termini di assunzione di responsabilità del tecnico che lo cura e certifica la rispondenza dell’opera ai requisiti strutturali e tecnologici imposti dalle regole costruttive. Caso mai se ne vuole valorizzare proprio il contenuto sostanziale: un’attenta e tempestiva vigilanza sull’effettività di tale adempimento sarebbe stata doverosa, prima che opportuna, non tanto e non solo in chiave di richiesta di ottemperanza ad una regola formale imposta dal legislatore, ma per recuperarne la valenza di “rassicurazione”, se del caso contrapponendovi verifiche concrete di veridicità. Occorre infatti ricordare che in caso di opera realizzata in difformità dalla P.A.S., anche minima, del tutto legittimamente si sarebbe potuta configurare la violazione dell’art. 44, comma 2, del d.lgs. n. 28 del 2011 …

22. Il termine di tre anni di validità della P.a.s. decorre dunque non dall’avvio dei lavori, come previsto per il permesso di costruire, ma dal perfezionamento della p.a.s. «ai sensi dei commi 4 o 5», ovvero, come chiarito, allo spirare dei 30 giorni per i controlli, salvo si sia reso necessario acquisire atti di assenso di competenza di amministrazioni diverse da quelle comunali, che vanno acquisiti d’ufficio, ovvero convocando apposita conferenza dei servizi.

23. Come affermato dall’Adunanza plenaria di questo Consiglio di Stato in relazione al permesso di costruire (Cons. Stato, A.p., 30 luglio 2024, n. 14, invocata anche dalla Società appellante) l’indicazione dei termini di validità del titolo abilitativo trova la sua ragione nella necessità di avere una certezza temporale riguardo le attività di trasformazione urbanistico edilizia del territorio, che per propria natura è frazionata nel tempo, al fine di impedire che l’eventuale modifica delle previsioni pianificatorie possa essere condizionata senza limiti temporali da antecedenti permessi di costruire. Nella stessa logica si colloca anche la previsione di cui al comma 4 dell’art. 15, laddove prevede che l’efficacia del permesso di costruire decada pure con l’entrata in vigore di contrastanti previsioni urbanistiche, salvo i lavori siano già iniziati e vengano completati entro il termine di tre anni dalla data del loro inizio. Tali esigenze di non vincolare la pianificazione urbanistica futura con riferimento alla P.A.S. è espressamente salvaguardata dalla previsione in forza della quale il progetto deve essere conforme anche alle previsioni urbanistiche e edilizie semplicemente adottate, di fatto anticipandone la portata precettiva, sicché neppure si pone l’esigenza di dichiarare decaduto il titolo precedente, salvo, ovviamente, la necessità che per il prosieguo dell’opera se ne presenti una nuova. Il legislatore anche in questo caso ha evidentemente operato un bilanciamento tra la tutela dell’affidamento del privato al completamento dell’opera in fase di realizzazione sulla base di una P.A.S. già perfezionatasi, il principio di conservazione e quello di proporzionalità, al fine di evitare la distruzione di ricchezza conseguente all’abbandono di progetti in avanzato stato di attuazione, conservando, comunque, la vigilanza sull’attività di edificazione attraverso la previsione del limite temporale triennale, pari a quello di durata dell’efficacia (anche) della procedura abilitativa semplificata”.

Con una recente Sentenza del 14.04.2026, la Corte Costituzionale si è pronunciata sulla legittimità delle seguenti norme:

• art. 65, comma 3, D.lgs., lett. a-bis) n. 42/2004 che prevede “Fuori dei casi previsti dai commi 1 e 2, è soggetta ad autorizzazione, secondo le modalità stabilite nella presente sezione e nella sezione II di questo Capo, l’uscita definitiva dal territorio della Repubblica:
  a-bis) dei beni librari, a chiunque appartenenti, che presentino interesse culturale, siano opera di autore non più vivente e la cui esecuzione risalga ad oltre settanta anni, il cui valore, fatta eccezione per le cose di cui all’allegato A, lettera B, numero 1, sia superiore a euro 13.500

• art. 68, commi 1 e 3, D.lgs. n. 42/2004, secondo il quale “Chi intende far uscire in via definitiva dal territorio della Repubblica le cose indicate nell’articolo 65, comma 3, deve farne denuncia e presentarle al competente ufficio di esportazione, indicando, contestualmente e per ciascuna di esse, il valore venale, al fine di ottenere l’attestato di libera circolazione.” “L’ufficio di esportazione, accertata la congruità del valore indicato, rilascia o nega con motivato giudizio, anche sulla base delle segnalazioni ricevute, l’attestato di libera circolazione, dandone comunicazione all’interessato entro quaranta giorni dalla presentazione della cosa.”
• art. 70, comma 1, D.lgs. n. 42/2004: “Entro il termine indicato all’articolo 68, comma 3, l’ufficio di esportazione, qualora non abbia già provveduto al rilascio o al diniego dell’attestato di libera circolazione, può proporre al Ministero l’acquisto coattivo della cosa per la quale è richiesto l’attestato di libera circolazione, dandone contestuale comunicazione alla regione e all’interessato, al quale dichiara altresì che l’oggetto gravato dalla proposta di acquisto resta in custodia presso l’ufficio medesimo fino alla conclusione del relativo procedimento. In tal caso il termine per il rilascio dell’attestato è prorogato di sessanta giorni”
• art. 73, comma 1, D.lgs. n. 42/2004: “La spedizione in Italia da uno Stato membro dell’Unione europea o l’importazione da un Paese terzo delle cose o dei beni indicati nell’articolo 65, comma 3, sono certificati, a domanda, dall’ufficio di esportazione”.

Pertanto, dal combinato disposto degli artt. 65, comma 3, lett. a-bis), 68, commi 1 e 3, 70, comma 1 e 73 comma 1, D.lgs. n. 42/2004:

– l’attestato per la libera circolazione dei beni è rilasciato dall’Ufficio competente solo quando il bene – non dichiarato di interesse culturale ex art. 10 D.lgs. n. 42/2004 – sia di autore non più vivente, la sua esecuzione risalga da oltre settanta anni ed il cui valore sia superiore ad euro 13.500;

– l’ufficio di esportazione può proporre al Ministero l’acquisito coattivo delle sole opere per le quali può essere richiesto l’attestato di libera circolazione.

Fatto

Il T.A.R. Lazio è stato chiamato a pronunciarsi sulla domanda proposta da una società irlandese – proprietaria di un dipinto del XVIII secolo – avente ad oggetto l’annullamento del provvedimento di acquisto coattivo dell’opera emesso dal Ministero della Cultura. 

Il quadro era stato acquistato ad un’asta in Germania e successivamente trasferito senza formalità in Italia – in quanto di valore inferiore ad euro 13.500 – per il solo tempo necessario a sottoporlo ad esami tecnici e propedeutici ad un eventuale restauro. 

In seguito, in esito alla loro esecuzione, per far uscire nuovamente il bene dal territorio nazionale l’impresa incaricata del trasporto aveva presentato, all’Ufficio di esportazione competente, la dichiarazione sostitutiva di atto notorio – in quanto non era dovuta la richiesta di certificato di libera circolazione – prevista per gli oggetti d’arte di valore inferiore a euro 13.500 e, in tale contesto procedimentale, il Ministero della cultura ne aveva disposto l’acquisto coattivo. 

In particolare, la Società ha lamentato l’illegittimità del provvedimento per difetto dei presupposti; invero: l’art. 70 del D.lgs. n. 42/2004, in combinato disposto con gli artt. 65, comma 3, e 68, attribuisce all’Amministrazione il potere di acquisto esclusivamente per le cose sottoposte al regime di esportazione su previa autorizzazione e, dunque, per i c.d. oggetti di arte antica di valore superiore ad euro 13.500. 

In particolare, la società aveva lamentato che per il dipinto non era stato possibile richiedere la certificazione di importazione al momento dell’ingresso in Italia perché non prevista per le cose di valore inferiore ad euro 13.500. 

Di conseguenza, l’opera non aveva potuto beneficiare della esenzione dal regime di tutela del patrimonio culturale garantita ai soli beni in transito oggetto di certificazione (ex art. 72 D.lgs. n. 42/2004).

Il T.A.R. assume che il motivo sarebbe fondato, perché l’atto di acquisto coattivo era stato adottato con riguardo ad un’opera “sotto-soglia”, ma dubita d’ufficio della legittimità costituzionale del combinato disposto degli artt. 70, 65, comma 3, lettera a-bis), e 68 del D.lgs. n. 42/2004 che delimita l’ambito di applicazione del potere acquisitivo alle sole opere sotto-soglia.

Pertanto, con Ordinanza del 28 agosto 2025 il Tribunale ha sollevato questione di legittimità costituzionale del combinato disposto degli artt. 70, 68 e 65, comma 3, lett. a-bis), commi 4 e 4 bis del D.lgs. n. 42/2004, in riferimento agli artt. 3, comma 1, 9, comma 1 e 2, e 97, comma 2, della Costituzione, nonché del combinato disposto degli artt. 72 e 65, comma 3, lett. a-bis), commi 4 e 4 bis del D.lgs. n. 42/2004, in riferimento agli artt. 2, 3, comma 1, 41, 42 e 97, comma 2, Cost..

Diritto

Con il primo gruppo di questioni è denunciata “l’illegittimità costituzionale dell’art. 70, comma 1, D.Lgs. n. 42/2004 in relazione alla delimitazione dell’ambito oggettivo del potere acquisitivo ricavabile dal suo combinarsi con gli artt. 68 e 65, comma 3, lettera a) dello stesso D.Lgs. n. 42/2004”.

In particolare, il T.A.R. Lazio muove dalla premessa secondo cui l’art. 70, comma 1, fa chiaro ed esclusivo riferimento alle “cose per le quali è richiesto l’attestato di libera circolazione“; pertanto, sarebbero escluse dall’acquisto coattivo le opere di valore inferiore alla soglia economica di euro 13.500 con violazione degli artt. 3, comma 1, 9, comma 1 e 2, 97, comma 2, Cost.

In primo luogo, la limitazione de qua darebbe luogo ad una disparità di trattamento tra situazioni analoghe atteso che per le altre tipologie di beni, che parimenti soggiacciono alla esportazione su attestato di libera circolazione, ai sensi dell’art. 65, comma 3, lettere b) e c), del D.Lgs. n. 42 del 2004, non è prevista alcuna esenzione per soglia di valore. 

In altri termini, l’esclusione dell’intervento acquisitivo per le opere di ridotto valore economico arrecherebbe un affievolimento della promozione e tutela del patrimonio culturale nazionale.

In terzo luogo, è leso il principio del buon andamento poiché è irragionevole inibire il potere discrezionale dell’Amministrazione di individuare elementi che giustifichino la tutela di acquisizione coattiva con riguardo a beni di valore relativamente o presuntivamente modesto.

L’Ordinanza rimarca in proposito che sarebbe irrazionale condizionare il potere acquisitivo della Pubblica Amministrazione al pregio economico di un bene e, dunque, ad un elemento mutevole, legato alle condizioni di mercato, che può non rifletterne la valenza culturale.

È intervenuto in giudizio il Presidente del Consiglio dei Ministri, il quale sostiene che l’individuazione delle suddette soglie economiche costituisce una scelta discrezionale e ragionevole del legislatore adottata per calibrare il controllo pubblico sui beni culturali mobili e favorire la circolazione lecita delle opere d’arte, nel rispetto dei principi di buon andamento e proporzionalità. In altri termini, lo “spartiacque pecuniario” costituirebbe un criterio tecnico-economico necessario ai fini del corretto bilanciamento tra libertà di impresa, semplificazione del procedimento amministrativo e tutela del patrimonio culturale. 

1. La Sentenza n. 51/2026: sulla legittimità dell’acquisito coattivo in relazione al valore venale del bene

La Corte Costituzionale affronta la questione inquadrando le norme in questione ed evidenziandone la ratio. 

Come già affermato, il discrimine per valore, superiore o inferiore a euro 13.500, si rinviene nell’ambito della disciplina dell’uscita dal territorio nazionale delle cose mobili di interesse storico-artistico, stabilmente presenti in Italia, che non siano già qualificate o dichiarate beni culturali (ex art. 65 del D.Lgs. n. 42 del 2004).

In particolare, a mente dell’art. 65, comma 3, lett. a-bis), la stima superiore a tale importo è la condizione affinché le cose “a chiunque appartenenti, che presentino interesse culturale, siano opera di autore non più vivente e la cui esecuzione risalga ad oltre settanta anni” − diverse dai reperti archeologici, dai pezzi ricavati dallo smembramento di monumenti, dagli archivi e dagli incunaboli − siano soggette al procedimento di esportazione su autorizzazione preventiva dell’Amministrazione.

Di converso, a mente dell’art. 65, comma 4, lett. b), il valore inferiore a euro 13.500 delle cose della stessa tipologia comporta la loro sottoposizione al procedimento semplificato di esportazione, che richiede la sola presentazione da parte dell’interessato di una dichiarazione sostitutiva di atto notorio (ex art. 65, comma 4-bis), oggetto di un controllo ordinariamente cartolare della Pubblica Amministrazione, disciplinato da un apposito Decreto Ministeriale.

La delineata distinzione del regime di trasferimento all’estero applicabile alle cosiddette cose d’arte antica a seconda del loro valore economico si deve all’art. 1, comma 175, lettera g), numeri 2) e 3), della L. n. 124 del 2017, adottato al dichiarato fine di semplificare le procedure relative al controllo della circolazione internazionale delle cose antiche che interessano il mercato dell’antiquariato.

Tale distinto regime di esportazione (ordinario o semplificato), cui le cose d’arte antica sono assoggettate a seconda se sopra o sotto-soglia, non influisce, invece, sul potere di dichiararle di interesse culturale ai sensi dell’art. 13 del D.Lgs. n. 42 del 2004. 

Premesso ciò, secondo la Corte le censure concernenti la violazione degli artt. 9, comma 2, e 97, comma 2, Cost. con riguardo alla norma che perimetra l’ambito applicativo dell’acquisto coattivo per valore non sono fondate.

La scelta legislativa di limitare il potere di acquisto coattivo ai soli oggetti d’arte antica di importo superiore a euro 13.500 opera un bilanciamento non irragionevole tra la protezione del patrimonio culturale e la tutela del diritto di proprietà, non pregiudicando al contempo il buon andamento dell’Amministrazione in termini di esercizio efficace della funzione di tutela.

In tal senso depongono le caratteristiche della speciale potestà dell’acquisto coattivo e la constatazione dei poteri che, in via generale, sono attribuiti all’Amministrazione per la tutela e la valorizzazione delle componenti del patrimonio culturale pur se “di valore esiguo”.

Inoltre, la Corte rammenta che il provvedimento acquisitivo di cui all’art. 70, D.Lgs. n. 42/ 2004 è considerato in giurisprudenza, in dottrina e nella prassi amministrativa come un peculiare atto espropriativo adottabile nel solo contesto dell’esportazione delle cose stabilmente presenti in Italia, che il proprietario può paralizzare rinunciando al trasferimento all’estero dell’oggetto (si vedano Consiglio di Stato, Adunanza Plenaria, 23 settembre 1991 n. 7; Corte di Cassazione, I Sezione civile, 6 luglio 2007 n. 15298 e 30 luglio 1982 n. 4363).

L’apprensione alla titolarità pubblica si ritiene preordinata a valorizzare l’oggetto d’arte e a garantirne la fruizione collettiva, anzitutto tramite l’annessione alle raccolte museali.

Tuttavia, tale forma di salvaguardia del patrimonio storico-artistico incide sul diritto di proprietà in termini più radicali rispetto al provvedimento di dichiarazione di interesse culturale che, annettendo la cosa al novero dei beni culturali, ne garantisce protezione e conservazione, limitandosi a conformare il diritto del proprietario.

Seppur è vero che l’art. 70, comma 2, D.Lgs. n. 42/2004 consente all’ interessato di preservare la proprietà – attraverso la rinuncia all’esportazione – la modalità impeditiva che il legislatore ha prescelto non è senza effetto per il diritto dominicale: il proprietario deve, infatti, rinunciare all’uscita dell’oggetto dai confini nazionali per un tempo che la prassi in passato riteneva illimitato e che attualmente è individuato in cinque anni.

Ancora, va rammentato che sulla cosa destinata all’espatrio – anche in seguito alla rinuncia da parte del proprietario a trasferirlo all’estero – è apponibile, anzitutto, il vincolo culturale nel caso in cui ricorrano i caratteri sostanziali previsti dall’ art. 10, comma 3, D.Lgs. n. 42/2004, senza che abbia rilievo di sorta il suo valore economico.

Infatti, esclusivamente l’accertamento della sussistenza dell’interesse culturale che le cose possono presentare costituisce la condizione di sicura appartenenza al patrimonio culturale.

Inoltre, senza distinzione di valore, all’Amministrazione è riconosciuto il potere di espropriazione quando per l’oggetto, già dichiarato bene culturale, la titolarità pubblica risponde ad un importante interesse a migliorarne le condizioni di tutela ai fini della fruizione pubblica (art. 95, comma 1, del D.Lgs. n. 42 del 2004). Dunque, “il generale strumento espropriativo assolve alle precipue esigenze di valorizzazione cui anche l’acquisto coattivo è preordinato”.

Pertanto, non è censurabile, sul piano della legittimità costituzionale, la fissazione di una soglia di valore al di sotto della quale è impedito all’Amministrazione di disporre la peculiare fattispecie acquisitiva disciplinata dall’art. 70 D.lgs. n. 42/2004.

L’esigua stima economica a delimitazione del potere acquisitivo costituisce, semmai, espressione di un bilanciamento non manifestamente irragionevole dei principi della tutela del patrimonio culturale e del buon andamento dell’Amministrazione che vi è preposta, da un lato, con il diritto di proprietà e con la libertà di iniziativa economica privata nel settore dall’altro.

2. La Sentenza n. 51/2026: sulla illegittimità della certificazione di libera circolazione per i soli bene di valore “sopra-soglia”

Con riferimento al secondo gruppo di questioni, le censure concernenti la violazione degli artt. 3, comma 1, 41 e 42 Cost. con riguardo alla norma che preclude i certificati di ingresso delle cose temporaneamente importate di valore inferiore a euro 13.500 sono, invece, fondate.

A tanto conduce la funzione della certificazione della regolare provenienza dall’estero della cosa in transito.

In particolare, il certificato di ingresso serve a consentire il ritrasferimento all’estero dell’opera che ne è oggetto, in via agevolata, tramite una autorizzazione a scarico, rilasciata in esito al solo riscontro della identità dell’opera certificata in entrata e di quella in uscita e, dunque, con un provvedimento vincolato che prescinde dalla valutazione discrezionale sull’ interesse culturale che la cosa può presentare. 

Ciò contraddistingue nettamente la procedura agevolata della cosa in transito dalle procedure previste per la cosa stabilmente presente in Italia: per quest’ultima, infatti, la valutazione dell’interesse culturale di particolare o eccezionale importanza (ai sensi dell’art. 10, comma 3, del D.Lgs. n. 42/2004) costituisce la causa del diniego della fuoriuscita dal territorio nazionale (artt. 68, commi 3, 4 e 6, e 65, comma 4-bis, in combinato disposto con gli artt. 6, comma 2, e 7, comma 3, del D.M. n. 246 del 2018), nella “finalità di preservare l’integrità del patrimonio culturale in tutte le sue componenti” (art. 64-bis, comma 1, D.Lgs. n. 42/2004).

Dall’altro lato, il sistema della certificazione è istituito per distinguere l’oggetto di rilievo culturale rispetto a quello stabilmente presente in Italia e così, secondo l’univoca giurisprudenza e la conforme prassi amministrativa, a sottrarlo, durante il periodo di permanenza sul territorio italiano, all’applicazione della disciplina nazionale di tutela dei beni culturali (Consiglio di Stato, Sez. VI, 5 gennaio 2026 n. 93, n. 94 e n. 95).

Entrambi i descritti effetti di favore riconosciuti all’opera certificata sono ritenuti espressione di una deroga al generale principio di territorialità della legge di tutela dei beni culturali in favore delle leggi del paese di provenienza.

Pertanto, così delineata la ratio dell’istituto, è palese l’irragionevole disparità di trattamento determinata dalla norma censurata tra le cose di arte antica sotto-soglia, per le quali non è garantita l’applicazione del regime di favore illustrato.

Invero, le opere di valore economico più esiguo, che, secondo l’ id quod plerumque accidit, sono quelle che vengono trasferite tra i diversi Stati con più frequenza e facilità (tanto per esigenze personali del proprietario o dell’autore, quanto perché oggetto di compravendite o altri negozi), dovrebbero avere la garanzia di uno spedito procedimento di ri-esportazione. 

Le stesse considerazioni portano alla fondatezza delle doglianze di sproporzionata e irragionevole compressione della libertà di iniziativa economica privata e del diritto di proprietà. 

Il conseguente rischio di apprensione della cosa d’arte, già soggetta alla legge estera, al patrimonio culturale italiano paralizza le menzionate esigenze circolatorie tra Paesi diversi proprie del mercato dell’arte, caratterizzato dalla naturale dimensione ultranazionale, comprimendo al contempo le facoltà dominicali di godere e di disporre dell’oggetto di rilievo culturale tra nazioni diverse. 

La soluzione della Corte

La Corte ha dichiarato costituzionalmente illegittimo l’art. 72, comma 1, del D.Lgs. n. 42/2004 nella parte in cui non prevede che sia certificato, a domanda, l’ingresso nel territorio nazionale delle cose di cui all’art. 65, comma 4, lettera b), del D.Lgs. n. 42 del 2004.

Ai sensi dell’art. 27 della L. 11 marzo 1953 n. 87 (Norme sulla costituzione e sul funzionamento della Corte costituzionale), la dichiarazione di illegittimità costituzionale va estesa, in via consequenziale, ad un’altra norma identica a quella dichiarata costituzionalmente illegittima, relativa ad altra categoria di cose di rilievo culturale. Infatti, in virtù del combinato disposto degli artt. 72, comma 1, e 65, comma 3, l’esclusione della certificazione di ingresso vige anche per l’ulteriore tipologia di oggetti per i quali (al pari delle opere d’arte antica sotto-soglia) non è prevista l’esportazione su autorizzazione, ma che è sottoposta al regime di esportazione semplificato: vale a dire “le opere di pittura, di scultura, di grafica e qualsiasi oggetto d’arte di autore vivente o la cui esecuzione non risalga ad oltre settanta anni” (combinato disposto degli artt. 65, comma 4, lett. a), e 11, comma 1, lett. d).

Per tali cose d’arte “recenti” va ancor di più preservato il libero esercizio del mercato dell’arte e delle facoltà del proprietario. Si tratta, infatti, di opere che a mente dell’art. 10, comma 5, sono tendenzialmente escluse dal patrimonio culturale, fatte salve le eccezioni del riscontro dell’interesse culturale estrinseco.

Pertanto, la Corte dichiara l’illegittimità costituzionale anche dell’art. 72, comma 1, D.Lgs. n. 42/2004 nella parte in cui non prevede che sia certificato, a domanda, l’ingresso nel territorio nazionale delle cose di cui all’art. 65, comma 4, lett. a): “le opere di pittura, di scultura, di grafica e qualsiasi oggetto d’arte di autore vivente o la cui esecuzione non risalga ad oltre settanta anni”.

Conclusioni

Con la pronuncia in commento la Corte riporta maggiore equilibrio e ragionevolezza nel sistema della circolazione delle opere d’arte. 

Il bilanciamento così effettuato tra libertà di circolazione, libertà economica, semplificazione del procedimento amministrativo e tutela del patrimonio culturale, conduce a ritenere legittima la previsione di acquisto coattivo per le sole opere considerate “sopra soglia” ed a considerare, invece, non ragionevole un sistema di circolazione favorevole per le sole opere c.d. “sopra soglia”. 

In altri termini la Corte – senza alterare drasticamente il quadro normativo vigente in materia di tutela dei beni culturali – armonizza tale disciplina non solo con il diritto domestico ma anche con la disciplina europea ed internazionale, imprescindibile in tale materia.

Si tratta di un intervento che potrebbe sembrare di modesta entità ma che, in realtà, è destinato a produrre importanti effetti nella pratica applicativa del mercato dell’arte.

In una recente Sentenza del Consiglio di Stato è stata affermata la possibile “sanatoria” paesaggistica dei volumi meramente tecnici, alla luce degli orientamenti ministeriali espressi con la Circolare n. 33 del 2009, ma la deroga alla generale non sanabilità di superfici utili o volumi nuovi è sottoposta a criteri di interpretazione restrittiva: pertanto, la qualificazione di un manufatto come “volume tecnico” richiede una dimostrazione rigorosa e puntuale circa l’effettiva sussistenza dei requisiti funzionali e strutturali che ne escludano l’autonomia e ne attestino tale natura.

Tale decisione, tuttavia, non risulta allineata alle più recenti indicazioni ministeriali in materia, le quali hanno accolto e fatto proprio un orientamento giurisprudenziale maggiormente restrittivo e tutelante del bene “paesaggio”.

Il caso.

La vicenda giudiziaria trae origine dalla segnalazione di un privato effettuata ad un Comune, il quale aveva contestato la realizzazione di alcune volumetrie da parte del vicino su terreno sottoposto a vincolo paesaggistico in assenza di titolo abilitativo e della prescritta autorizzazione della Soprintendenza.

A seguito di tale segnalazione, e dopo un’articolata e complicata sequenza di procedimenti ed atti amministrativi, il Comune ha definitivamente concesso il titolo in sanatoria in favore del soggetto responsabile dell’abuso, accertando anche la compatibilità paesaggistica dell’intervento in ragione del parere positivo della Soprintendenza formatosi per silenzio-assenso.

Avverso tale provvedimento, l’istante ha promosso ricorso innanzi al TAR contestando non solo la violazione delle norme del Testo Unico Edilizia ma anche delle disposizioni dettate in materia di tutela paesaggistica in quanto, pur ammettendone la formazione per silenzio, la valutazione positiva di compatibilità paesaggistica era illegittima posto che gli interventi sanati non erano di lieve entità avendo determinato la creazione di una nuova ala del fabbricato; quindi, la compatibilità paesaggistica non poteva essere espressa per lavori che hanno determinato la creazione di nuovi volumi non autorizzati.

All’esito del giudizio, però, il TAR ha respinto il ricorso rilevando, con particolare riferimento alle censure riguardanti la violazione delle norme paesaggistiche, che l’oggetto della pratica edilizia in sanatoria riguardava la realizzazione di vani considerabili tecnici e, perciò, irrilevanti urbanisticamente ai fini del calcolo della volumetria. 

Il ricorrente, dunque, ha promosso il giudizio di appello innanzi al Consiglio di Stato, censurando la statuizione di primo grado e, tra le altre, formulando nuovamente la contestazione per la quale gli interventi “sanati” dal Comune avevano creato superfici e volumi aggiuntivi in violazione delle previsioni del D.Lgs. n. 42/2004.

La normativa di riferimento.

Prima di esaminare nel dettaglio la soluzione proposta dal Consiglio di Stato, si richiama la normativa relativa al caso di specie, dettata dall’art. 167, comma 4, del D.Lgs. n. 42/2004, che disciplina l’accertamento di compatibilità paesaggistica per gli interventi edilizi realizzati in assenza della preventiva autorizzazione.

In particolare, per quanto d’interesse, la norma dispone che “L’autorità amministrativa competente accerta la compatibilità paesaggistica, secondo le procedure di cui al comma 5, nei seguenti casi:

1. a) per i lavori, realizzati in assenza o difformità dall’autorizzazione paesaggistica, che non abbiano determinato creazione di superfici utili o volumi ovvero aumento di quelli legittimamente realizzati […]”.

Tale disposizione, però, ha sempre posto delle problematiche applicative in ragione dell’esatta perimetrazione della nozione di “volumi”, che faceva riscontrare interpretazioni disomogenee sul territorio nazionale a seconda dei diversi parametri urbanistico-edilizi locali, posto che questi ultimi qualificano in maniera differente i volumi tecnici scomputati dalla volumetria presa a riferimento nella “sanatoria” paesaggistica.

Con un intervento chiarificatore del Ministero per i Beni e le Attività Culturali e con la Circolare n. 33/2009 è stata dettata la definizione, oltre che di “lavori” e “superfici utili”, di “volumi”, da intendersi come “qualsiasi manufatto costruito da parti chiuse emergente dal terreno o dalla sagoma di un fabbricato preesistente indipendentemente dalla destinazione d’uso del manufatto, ad esclusione dei volumi tecnici”: così, la volumetria “tecnica” è stata considerata “sanabile” paesaggisticamente.

Sulla scorta delle coordinate interpretative ministeriali, dunque, la giurisprudenza amministrativa ha escluso il mero “volume tecnico” dal novero degli incrementi volumetrici automaticamente esclusi dall’accertamento di compatibilità paesaggistica, qualora realizzati in una zona vincolata.

Tale orientamento giurisprudenziale muove dall’assunto per cui il rinvio al concetto di volumetria, previsto dalla normativa paesaggistica, deve essere inteso come un rinvio al significato tecnico-giuridico che tale concetto assume in materia urbanistico-edilizia, trattandosi di nozioni tecniche che il Codice dei beni culturali e del paesaggio (D.Lgs. n. 42/2004) non specifica.

Pertanto, il concetto di “volume” non può essere interpretato in senso a-tecnico o eccedente il significato specialistico attribuito dalla disciplina urbanistica, per giungere alla conclusione di un’astratta preclusione normativa rispetto a una valutazione che, invece, deve essere espressa in funzione della natura dell’opera in rilievo caso per caso, in modo da porla in concreta ed effettiva relazione, ai fini del successivo giudizio di compatibilità paesaggistica, con il contesto del paesaggio tutelato^[1].

In pratica, la disciplina paesaggistica non contempla la definizione e/o la qualificazione di volumi, che quindi devono essere necessariamente mutuate dalla disciplina urbanistica: quest’ultima non ricomprende nella volumetria rilevante i “vani tecnici” i quali, dunque, devono essere considerati irrilevanti anche in materia ambeintale-paesaggistica.

La Sentenza: Consiglio di Stato, Sez. II, Sent. n. 633/2026.

Nell’esaminare la questione, Il Consiglio di Stato ha focalizzato la propria decisione sulla violazione dell’art. 167, comma 4, D.Lg.s n. 42/2004, e sull’assunto del Comune per il quale superfici e volumi aggiuntivi “tecnici” non ricadrebbero nell’ipotesi di divieto generale della richiamata disposizione del Codice dei beni culturali, la quale esclude la sanabilità delle superfici utili aggiuntive.

In primo luogo, il Consiglio di Stato ha confermato la sanabilità sul piano paesaggistico dei volumi meramente tecnici non previamente autorizzati, alla luce proprio dei rilievi formulati nella citata Circolare ministeriale n. 33 del 2009, in deroga al generale divieto posto dal Codice dei beni culturali e del paesaggio. Dunque, muovendo da tale presupposto, il Collegio ha sottolineato che tale eccezione, essendo diretta ad escludere l’applicazione della regola circa la non sanabilità di superfici utili e volumi aggiuntivi, deve essere sottoposta a criteri di stretta interpretazione, e necessita di una rigorosa dimostrazione circa la sussistenza effettiva dei requisiti affinché possa configurarsi un “vano tecnico”.

Nella fattispecie sottoposta al suo esame, tuttavia, il Consiglio di Stato ha evidenziato che tale “rigorosa dimostrazione” non è stata fornita, posto che la natura “tecnica” dei volumi in contestazione è stata solo paventata dall’Amministrazione comunale in entrambi i gradi di giudizio, difettando la prova circa le caratteristiche e le funzionalità ricoperte dai vani, nonché la tipologia di impianti ivi ospitati.

Pertanto, il Consiglio di Stato ha accolto la censura diretta a rilevare “la illegittimità del parere paesaggistico, seppure acquisito mediante silenzio assenso, per insussistenza dei presupposti di cui all’art. 167, comma 4, del codice dei beni culturali ossia a causa della realizzazione di diverse superfici e volumi che non sono altrimenti risultati qualificabili, in modo completo ed esauriente, alla stregua di “vani tecnici””.

In sostanza, dunque, la statuizione in parola non ha vagliato compiutamente la possibilità di ammettere la deroga al generale divieto di volumetria ulteriore per tali opere: anzi, la loro sanabilità è stata – quasi – pacificamente ammessa, in ossequio ai dettami forniti dal Ministero nel 2009, ed il Consiglio di Stato si è limitato a sottolineare che, per essere sanati, deve essere dimostrata la natura tecnica dei vani. 

Il nuovo orientamento giurisprudenziale e le più recenti indicazioni ministeriali: la Circolare n. 38/2023.

La Sentenza esaminata, tuttavia, sorprendentemente non ha tenuto conto dei nuovi indirizzi interpretativi in materia dettati dalla giurisprudenza amministrativa e fatti propri dal Ministero della Cultura, il quale ha ritenuto superate le considerazioni espresse nella precedente Circolare n. 33/2009 che mirava a sottrarre i volumi tecnici dal divieto di “sanatoria” paesaggistica in ragione del loro scarso impatto.

Invero, nel corso degli anni è maturato un diverso approccio rispetto alla valutazione dei volumi tecnici nell’ambito dell’accertamento di compatibilità paesaggistica, confluito in un orientamento giurisprudenziale divenuto poi prevalente: il divieto di incremento della volumetria esistente è riferito a qualsiasi nuovo volume, senza distinguere tra “volume tecnico” ed altro tipo di volume.

Fondamento di tale assunto è che le qualificazioni giuridiche rilevanti in ambito urbanistico-edilizio non possono essere automaticamente applicate ai casi in cui è necessario qualificare le opere sotto il profilo paesaggistico: in materia urbanistica, infatti, i “volumi tecnici” sono esclusi dal calcolo della volumetria edificabile in ragione del bilanciamento tra i vari e confliggenti interessi connessi all’uso del territorio: l’esclusione, però, non può essere invocata per ampliare le eccezioni al divieto di “sanatoria” paesaggistica, per la quale assume preminenza la tutela dell’interesse alla percezione visiva dei volumi, a prescindere dalla loro destinazione d’uso^[2]. Il tenore letterale del citato art. 167, comma 4, D.Lgs. n. 42/2004, poi, consente l’accertamento postumo della compatibilità paesaggistica solo per i “lavori, realizzati in assenza o difformità dall’autorizzazione paesaggistica, che non abbiano determinato creazione di superfici utili o volumi ovvero aumento di quelli legittimamente realizzati”, e non è possibile ampliare la portata della norma, che costituisce eccezione al principio generale delle necessità del previo assenso, per ammettere fattispecie escluse letteralmente e senza alcuna distinzione: pertanto, anche i nuovi volumi (tecnici) interrati sono esclusi dall’accertamento di compatibilità paesaggistica^[3].

L’Ufficio Legislativo del Ministero della Cultura, con parere n. 19133/2023 ripreso dalla Circolare n. 38/2023, ha accolto quest’ultimo orientamento ritenendolo “maggiormente compatibile con le esigenze di tutela del paesaggio”, e ribadendo che la “nozione di volumi rilevanti ai sensi dell’art. 167, comma 4, lettera a) del Codice comprende qualsiasi volumetria, inclusi i volumi tecnici”.

L’Ufficio, ha anche rilevato che nel corso degli anni sono state introdotte normative che hanno escluso l’autorizzazione paesaggistica per determinati interventi come, ad esempio, quelli indicati al punto A.31 dell’Allegato A al D.P.R. n. 31/2017 (ossia “le opere e gli interventi edilizi eseguiti in variante a progetti autorizzati ai fini paesaggistici che non eccedano il due per cento delle misure progettuali quanto ad altezza, distacchi, cubatura,  superficie coperta o traslazioni dell’area di sedime”), per i quali è già stata compiuta a monte una valutazione di inidoneità ad incidere negativamente sul paesaggio, prescindendo dalla loro qualificazione o destinazione d’uso.

Alla luce dell’orientamento giurisprudenziale prevalente e degli ulteriori chiarimenti forniti dal Ministero della Cultura, quindi, sono esclusi dall’accertamento di compatibilità paesaggistica tutti i volumi non autorizzati e realizzati in aree o presso immobili sottoposti al relativo vincolo, senza che assuma rilievo la loro destinazione d’uso, con l’unica eccezione costituita dalle opere per quali non è normativamente richiesta la preventiva autorizzazione paesaggistica, considerate già di scarso impatto ed escluse dall’ambito applicativo dell’art. 167, comma 4, D.Lgs. n. 42/2004.

Questa settimana non commentiamo una sentenza, un nuovo orientamento giurisprudenziale o una norma nuova; tentiamo un confronto che sembra ardito: è possibile sostenere che il diritto sia una forma d’arte?

Quando parliamo di arte e immaginiamo un artista al lavoro, guardiamo, ascoltiamo, lo ammiriamo anche, e cerchiamo di comprendere quanto sia bravo e capace (suona bene? dipinge bene?). Anche nei confronti di un giurista ci si pone la stessa domanda: è tecnicamente preparato? 

Sicuramente noi avvocati lo facciamo quando valutiamo l’operato del giudice nel corso di un processo o dei colleghi durante una trattativa. Normalmente crediamo che sia bravo chi conosce gli strumenti del mestiere; in effetti, il giurista a seguito di lunghi studi dovrebbe conoscere le regole ed avere la capacità di applicarle. La scrittura, la professione, l’eloquio sono generalmente gli strumenti espressione della conoscenza e della preparazione tecnica del giurista. L’avvocato ed il giudice dovrebbero sapere quali istituti applicare, come applicarli e per, fare ciò, utilizzare perizia tecnica, metodo ed equilibrio. 

Tuttavia, nelle arti non sempre l’esasperata conoscenza della tecnica e degli strumenti porta alla realizzazione di cose belle. Al contrario, nella musica (e non solo) anche con pochi semplici accordi mal suonati sono state fatte bellissime canzoni che hanno avuto un impatto sociale importante e determinato rivoluzioni culturali (negli ultimi cinquant’anni i Clash in I fought the law…, i Sex Pistol…, i Joy Division…).

C’è però un’ulteriore domanda da porsi per poter paragonare il diritto ad un’arte: è possibile fare “cose belle” con il diritto? Esiste un concetto di bellezza, come nell’arte, applicabile al mondo del diritto? 

La bellezza potrebbe consistere nel risolvere un problema, nel creare qualcosa di nuovo o dare la possibilità che venga creato qualcosa, nell’aiutare persone in difficoltà, nell’incrementare le risorse del cliente, nel fare cultura e difendere principi. Il diritto può avere fini e potenzialità diversi, dipende dall’obiettivo che ci si pone.

La bellezza però può risiedere anche nel concetto di trasformazione: trasformazione sociale, culturale, dell’ambiente. D’altra parte, la creazione di un’opera d’arte è un percorso di trasformazione (la materia dei colori che diventano una immagine, la successione di tasti suonati sullo strumento che diventa una composizione).

Le trasformazioni sociali nei secoli hanno influito significativamente su tutte le arti ed anche, ovviamente, sugli ordinamenti giuridici, modificandone le regole sociali: la vocatio in ius, che duemila anni fa esisteva come gesto non privo di violenza (il creditore poteva trascinare anche fisicamente il debitore davanti al giureconsulto) oggi è diventato un (innocuo…) documento scritto; negli ultimi decenni si sta cercando di raggiugere la parità tra i sessi e le sessualità, tra persone di culture diverse attraverso la tutela dei migranti (secoli fa le popolazioni nomadi erano la regola, oggi ormai gli spostamenti tra paesi e continenti sono vissuti con estremo malessere: il povero che invade il “ricco”), e così via. 

Il mondo delle regole è sempre conseguenza di quello che succede nella società. La trasformazione, il cambiamento del sentire sociale muta le regole e gli istituti giuridici pur mantenendo un collegamento di fondo: la continua evoluzione verso un qualcosa di migliore.  

E così accade anche per le arti. Tutte hanno subito importanti trasformazioni a seguito di più o meno importanti cambiamenti sociali e culturali; ad esempio, solo nell’ultimo secolo: la pop art, risultato della rivoluzione culturale degli anni ’60, ha modificato il mondo delle arti visive, riunendo modalità espressive differenti, successivamente esplose con la digitalizzazione; la musica contemporanea (blues, jazz, e poi rock, ecc.) è purtroppo nata anche a seguito delle deportazioni dei neri come schiavi in nordamerica: lavorando, cantavano le melodie occidentali ed avendo difficoltà ad intonare le armonie in maggiore, che in genere risultavano calanti, hanno creato la famosa “blue note” (la terza minore sul corrispondente accordo di maggiore) che ha contribuito a rivoluzionare il mondo delle armonie rigide, e poi anche dei ritmi tradizionali. Oggi la musica è una fusione di sonorità, ritmi, atmosfere provenienti da culture di tutto il pianeta.

Dagli eventi, anche i peggiori, è possibile che nasca qualcosa di bello attraverso un’opera di trasformazione nella quale la partita delle emozioni ha un ruolo fondamentale. Ed anche il diritto è espressione dell’evoluzione delle società dell’uomo.

Dal continuo cambiamento delle arti, intese in senso stretto, è nato qualcosa di bello, di più profondo ed autentico perché connesso all’evoluzione umana; dunque, è possibile che vi sia bellezza anche nel diritto se lo si vede come trasformazione e mutamento delle regole per raggiungere un fine sempre più alto e nobile.  Il diritto può essere un’arte quando si creano regole nuove attraverso la combinazione di elementi mutevoli che derivano dalle culture, dalla storia e dai cambiamenti in genere. 

È vero che nel diritto serve la conoscenza inevitabile delle regole, ma se nell’effettuare una scelta si dà spazio anche a una componente emotiva allora può anch’esso essere un’arte, e fare la differenza, avendo un impatto più incisivo sulla società. La libertà di scelta che si può operare nel mondo del diritto è paragonabile alla libertà che ha un artista nell’individuare la materia prima per la creazione dell’opera: il pittore nello scegliere i colori ed il musicista nel mettere insieme le note. 

L’arte che può creare il giurista passa attraverso la manifestazione della libertà di scegliere approcci diversi per raggiungere il fine migliore possibile, attraverso la non scontata applicazione di regole ed istituti giuridici.

L’arte nel diritto risiede anche nella libertà di scegliere. Il che vuol dire applicare passione ed intelligenza emotiva per provare a raggiungere un risultato migliore, per risolvere un problema all’apparenza senza soluzione o, detto in “modo artistico”, per la creazione dell’opera più bella. 

Non è detto che un artista venga ricordato perché padroneggia in modo impeccabile la tecnica, ma piuttosto perché ha qualcosa di importante da dire, emozioni da trasmettere, amore da regalare. 

Non è detto che un giurista venga ricordato perché conosce perfettamente norme ed istituti, ma piuttosto perché combina elementi diversi con umiltà, sapienza e saggezza, con passione, con intelligenza che dà spazio all’emozione.

Il diritto però potrebbe essere un qualcosa di più di uno strumento per disciplinare un cambiamento o una trasformazione già avvenuti. Si pensi ad esempio alle arti legate al mondo della danza, l’hip-hop, o ancora alla musica, come il rap, che sono nate come protesta per reagire a situazioni sociali insostenibili.

Situazioni stagnanti hanno creato arte: il diritto come le altre arti potrebbe farsi portavoce del cambiamento per superare una situazione non più attuale o non più rispondente ai bisogni della società, senza dover aspettare l’intervento di un movimento o di una protesta. 

Anche il diritto potrebbe trainare il cambiamento, esserne il fulcro e non solo il frutto.

In altre parole, il diritto dovrebbe operare in modo autonomo: uno strumento con cui sentire la necessità di dettare nuove regole perché matrice di un movimento, di una denuncia sociale, e perché strumento in grado di governare il cambiamento attraverso l’utilizzo della tecnica che comunque, inevitabilmente, lo contraddistingue. 

È forse questa la vera forma d’arte del diritto?

Il 20 gennaio 2026 è stato pubblicato in Gazzetta Ufficiale il Decreto Legislativo 9 gennaio 2026 n. 5, che recepisce la Direttiva UE 2023/2413 (RED III) e ridefinisce il quadro normativo italiano per accelerare lo sviluppo di impianti di produzione di energia da fonti rinnovabili.

Come noto, la Direttiva (UE) 2023/2413 è stata adottata il 18 ottobre 2023 con l’obiettivo di accelerare la transizione energetica dell’Unione Europea verso un sistema più sostenibile e meno dipendente dai combustibili fossili. Questa Direttiva, che modifica la precedente Direttiva (UE) 2018/2001 (cd. RED II, recepita in Italia con il D.Lgs. n. 199/2021) rientra nel pacchetto “Fit for 55%” (Pronti per il 55%^[1]) che mira a ridurre le emissioni nette di gas serra dell’UE di almeno il 55% entro il 2030 rispetto ai livelli del 1990.

L’obiettivo del Decreto Legislativo n. 5/2026 è dunque quello di allineare l’Italia ai nuovi target europei al 2030, favorendo il potenziale di integrazione delle energie rinnovabili nei consumi finali nei settori chiave dell’edilizia, dell’industria, dei trasporti e della pubblica amministrazione.

In particolare, il Decreto in esame recepisce le disposizioni della Direttiva attraverso l’aggiornamento del D.Lgs. n. 199/2021 (attuazione della Direttiva (UE) 2018/2001 del Parlamento europeo e del Consiglio sulla promozione dell’uso dell’energia da fonti rinnovabili), nonché con modifiche puntuali ai Decreti Legislativi nn. 79/1999^[2], 102/2014^[3], 28/2011^[4], 93/2011^[5], 66/2005^[6].

Novità in materia di fonti energetiche rinnovabili

L’art. 2 del D.Lgs. 5/2026 aggiorna la definizione di “energia da fonti rinnovabili”, che risulta ora la seguente: “l’energia proveniente da fonti rinnovabili non fossili, vale a dire energia eolica, solare (solare termico e fotovoltaico) e geotermica, energia osmotica, energia dell’ambiente, energia mareomotrice, del moto ondoso e altre forme di energia marina, energia idraulica, energia della biomassa, dei gas di discarica, dei gas residuati dai processi di depurazione e biogas“. Tra le novità più rilevanti, in particolare, si segnala l’inclusione dell’energia osmotica, definita come l’”energia generata dalla differenza nella concentrazione salina tra due fluidi, come acqua dolce e salata”. 

La Direttiva RED III ha invero introdotto una distinzione più esplicita tra: 

• “combustibili rinnovabili”: definiti come biocarburanti, bioliquidi, combustibili da biomassa e combustibili rinnovabili di origine non biologica (art. 1, par. 1, n. 1, lett. f) della Direttiva RED III);
• “combustibili rinnovabili di origine non biologica“: ossia i combustibili liquidi e gassosi il cui contenuto energetico proviene da fonti rinnovabili diverse dalla biomassa, anche denominati “carburanti rinnovabili di origine non biologica”^[7] (art. 2, comma 1, lett. ll) del D.Lgs. n. 199/2021, inserito dall’art. 2, par. 1, lett. f) del D.Lgs. n. 5/2026).

Particolare rilievo, all’interno del Decreto viene attribuito all’impiego della biomassa, nell’ottica di un bilanciamento tra le esigenze del sistema energetico e quelle di economia circolare. Secondo il nuovo articolo 4-bis “Principi in materia di biomassa” del D.Lgs. n. 199/2021, “Al fine di garantire che la produzione di energia da biomassa avvenga in modo da ridurre al minimo effetti distorsivi sul mercato delle materie prime, nonché impatti negativi sulla biodiversità, sull’ambiente e sul clima, l’utilizzo delle biomasse per la produzione energetica avviene nel rispetto del principio della gerarchia dei rifiuti di cui all’articolo 179 del decreto legislativo 3 aprile 2006, n. 152”. Il principio dell’uso a cascata della biomassa mira così a dare priorità, ove possibile, all’uso materiale di biomassa a maggior valore aggiunto rispetto al suo uso di fonte di energia. 

Nel contesto di una diversificazione delle fonti di energia rinnovabili viene inoltre incrementato l’obiettivo nazionale relativo alla quota di energia da fonti rinnovabili nel consumo finale lordo di energia da conseguire nel 2030, fissato in misura pari al 39,4 % (9,4 punti percentuali in più rispetto a quanto fissato dall’art. 3 del D.Lgs. 8 novembre 2021, n. 199 che recepiva la RED II).

I Power Purchase Agreements (PPA)

Per effetto delle modifiche apportate, la definizione di accordo di acquisto di energia da fonti rinnovabili include ora non solo la fornitura di energia elettrica rinnovabile ma anche di quella termica e frigorifera rinnovabile. Per “accordo di acquisto di energia da fonti rinnovabili” si intende “un contratto in base al quale una persona fisica o giuridica si impegna ad acquistare energia rinnovabile direttamente da un produttore, che comprende, ma non si limita a, gli accordi di acquisto di energia elettrica da fonti rinnovabili e gli accordi di acquisto di riscaldamento e raffrescamento da fonti rinnovabili” (art. 2, lett. r) del D.Lgs. n. 199/2021 come modificato dal D.Lgs. n. 5/2026).

Come noto, i Power Purchase Agreements (PPA) costituiscono strumenti contrattuali innovativi che, se da un lato, consentono di acquistare energia rinnovabile a prezzi competitivi offrendo vantaggi economici e di pianificazione sia per le imprese private sia per la pubblica amministrazione, dall’altro lato sono esposti alla fluttuazione dei prezzi ed alla variabilità della produzione di energia da fonti rinnovabili^[8]. 

Al fine di promuovere il ricorso ad accordi di PPA, l’art. 1, paragrafo 1, n. 5) della direttiva RED III attribuisce agli Stati membri i seguenti compiti: 

•  valutare e attuare misure idonee a ridurre i rischi finanziari associati a tali accordi, in particolare mediante l’impiego di garanzie di credito; 
•  garantire che tali accordi non siano soggetti a procedure o oneri sproporzionati o discriminatori; 
•  assicurare che le garanzie di origine relative all’energia prodotta possano essere trasferite all’acquirente nell’ambito del contratto stipulato. 

Con l’obiettivo di facilitare la diffusione dei Power Purchase Agreements alla Commissione Europea è invece demandato il compito di analizzare gli ostacoli che ancora si frappongono alla stipula dei PPA, con un’attenzione specifica a quelli transfrontalieri, e di formulare orientamenti e proposte per il loro superamento (attualmente è in corso, fino al 20 febbraio 2026, una consultazione pubblica per raccogliere prove e contributi sugli ostacoli alla diffusione dei PPA^[9]).

Obblighi di integrazione delle fonti rinnovabili negli edifici

Il Decreto Legislativo n. 5/2026 implementa le misure finalizzate ad aumentare l’efficienza energetica degli edifici, considerati responsabili nell’Unione Europea del 40% del consumo energetico e del 36% delle emissioni dirette e indirette di gas a effetto serra legate all’energia^[10].

In base all’art. 26 del D.Lgs. 199/2021 (rubricato “Obbligo di utilizzo dell’energia rinnovabile per il miglioramento della prestazione energetica degli edifici”) “I progetti di edifici di nuova costruzione ed i progetti di ristrutturazioni rilevanti degli edifici esistenti, per i quali la richiesta del titolo edilizio è presentata decorsi centottanta giorni dalla data di entrata in vigore del presente decreto, prevedono l’utilizzo di fonti rinnovabili per la copertura dei consumi di calore, di elettricità e per il raffrescamento secondo i principi minimi di integrazione di cui all’Allegato III del presente decreto”.

Attraverso le modifiche apportate dal Decreto Legislativo n. 5/2026 l’obbligo di integrazione delle fonti rinnovabili è ora esteso anche agli interventi di ristrutturazione di un impianto termico, ove tecnicamente, economicamente e funzionalmente fattibili.

Inoltre, secondo quanto specificato dal nuovo comma 2-bis, l’obbligo di utilizzo delle fonti rinnovabili “può essere conseguito da terzi anche mediante l’installazione negli edifici pubblici di impianti a fonti rinnovabili per la copertura dei consumi di calore e di elettricità, secondo i principi minimi di integrazione di cui all’allegato III”, incentivando così il ricorso a strumenti contrattuali che prevedano forme evolute di collaborazione tra pubblico e privato.

Per quanto concerne gli obblighi di utilizzo di impianti a fonti rinnovabili si specifica (attraverso le modifiche apportate all’Allegato III del D.Lgs. 199/2021) che i nuovi edifici sono progettati e realizzati in modo da garantire, tramite il ricorso ad impianti alimentati da fonti rinnovabili, il contemporaneo rispetto:

a) nel caso di edifici di nuova costruzione, della copertura del 60% dei consumi previsti per la produzione di acqua calda sanitaria e del 60% della somma dei consumi previsti per la produzione di acqua calda sanitaria, la climatizzazione invernale e la climatizzazione estiva; 

b) nel caso di edifici sottoposti a ristrutturazioni importanti di primo livello, ai sensi del Decreto del Ministro dello Sviluppo Economico del 26 giugno 2015, come modificato dal Decreto del Ministro dell’Ambiente e della Sicurezza Energetica del 28 ottobre 2025, della copertura del 40% dei consumi previsti per la produzione di acqua calda sanitaria e del 40% della somma dei consumi previsti per la produzione di acqua calda sanitaria, la climatizzazione invernale e la climatizzazione estiva; 

c) nel caso di edifici sottoposti a ristrutturazioni importanti di secondo livello, ai sensi del Decreto del Ministro dello Sviluppo Economico del 26 giugno 2015, come modificato dal Decreto del Ministro dell’Ambiente e della Sicurezza Energetica del 28 ottobre 2025, della copertura del 15% della somma dei consumi previsti per la climatizzazione invernale e la climatizzazione estiva; 

d) nel caso di edifici esistenti oggetto di interventi di ristrutturazione dell’impianto termico, ai sensi del Decreto del Ministro dello Sviluppo Economico del 26 giugno 2015, come modificato dal Decreto del Ministro dell’Ambiente e della Sicurezza Energetica del 28 ottobre 2025, della copertura del 15% della somma dei consumi previsti per la climatizzazione invernale e la climatizzazione estiva.

Per gli edifici pubblici, tali obblighi percentuali sono ulteriormente maggiorati, a conferma del ruolo strategico riconosciuto al patrimonio edilizio pubblico nel raggiungimento degli obiettivi di decarbonizzazione.

L’impossibilità tecnica o di non convenienza economica di ottemperare agli obblighi di integrazione deve essere evidenziata dal progettista nella relazione di cui all’art. 8 del D.Lgs. 192/2005, e dettagliata esaminando la non fattibilità di tutte le diverse opzioni tecnologiche disponibili.

Sotto il profilo autorizzativo, secondo quanto già previsto dall’articolo 26, comma 4, del D.Lgs. n. 199/2021, l’inosservanza dell’obbligo di integrazione dell’energia rinnovabile negli edifici comporta il diniego del rilascio del titolo edilizio.

*

Il Decreto Legislativo n. 5/2026 entra in vigore il 4 febbraio 2026; alcune disposizioni sono operative immediatamente, mentre altre prevedono la successiva adozione di Decreti attuativi e fasi transitorie per consentire l’adeguamento degli operatori e delle amministrazioni. 

Attraverso il recepimento delle disposizioni contenute nella Direttiva RED III vengono introdotte molteplici novità che incidono sulla diffusione delle energie rinnovabili nel settore pubblico ed in quello privato, in un’ottica di sempre maggiore attenzione alla qualità della filiera (attraverso, ad esempio, l’introduzione di specifiche tecniche che i sistemi per le energie rinnovabili devono rispettare per l’accesso ai regimi di sostegno e per l’ammissibilità nell’ambito degli appalti pubblici^[11] ed al sistema delle garanzie di origine per la tracciabilità energetica^[12]). In questa chiave, attraverso le modifiche apportate al Decreto Legislativo n. 199/2021, vengono così implementati gli strumenti normativi e amministrativi in grado di agevolare la diffusione delle energie rinnovabili ed il passaggio ad una configurazione più distribuita del modello energetico nella gestione dell’energia.

Facendo seguito all’articolo pubblicato la settimana scorsa (I Parte) in questa seconda parte continua l’analisi delle principali novità introdotte con il Decreto Correttivo al Testo Unico FER.

Il Decreto Correttivo al T.U. FER: le novità.

Il 26 novembre scorso è stato pubblicato nella Gazzetta Ufficiale il Decreto c.d. Correttivo al Testo Unico FER, sul quale il Consiglio di Stato si è espresso, per certi versi in modo molto critico, con proprio Parere n. 1165 del 04.11.2025.

In particolare, la riforma si inserisce nell’ambito degli interventi diretti al recepimento della Direttiva Ue 2023/2413 (c.d. Direttiva RED III), che mira ad accelerare la transizione energetica con obiettivi decisamente ambiziosi (42,5% di fonti rinnovabili entro il 2030).

Le novità sono molteplici, alcune di coordinamento con quelle introdotte dal D.L. Energia, altre innovative e specifiche per i regimi ordinari. 

Ad esempio, l’art. 3, comma 3, viene coordinato con la nuova disciplina delle aree idonee, che le individua direttamente senza rimandare, se non in misura residuale, ad altri Enti. In particolare, con una tecnica redazionale discutibile, il legislatore stabilisce: al comma 1 che, in sede di ponderazione degli interessi, nei singoli casi e “salvo giudizio negativo di compatibilità ambientale o prove evidenti che tali progetti abbiano effetti negativi significativi sull’ambiente, sulla tutela della biodiversità, sul paesaggio, sul patrimonio culturale e sul settore agricolo, con particolare riferimento alla valorizzazione delle tradizioni agroalimentari locali, anche tenendo conto delle aree idonee”, l’installazione di impianti FER è considerata di interesse pubblico prevalente; al comma 2, si rinvia ad appositi DPCM per l’individuazione di casi in cui, per determinate parti del territorio ovvero per determinati tipi di tecnologia o di progetti con specifiche caratteristiche tecniche, la prevalenza dell’interesse pubblico non si applica, definendo quindi una deroga alla regola principale; infine, al comma 3 si prescrive una deroga alla deroga, poiché anche in relazione alle aree individuate con DPCM gli interventi in esame sono considerati di interesse pubblico prevalente se dette aree coincidono con quelle qualificate come idonee ovvero, in base al Correttivo, se ricadano in “zone di accelerazione di cui all’art. 12 del T.U. FER”.

Il Decreto Correttivo è entrato in vigore in data 11.12.2025.

1. Ambito di applicazione oggettiva e rinvii esterni.

L’art. 1 del Correttivo estende l’applicazione dei regimi amministrativi ivi disciplinati anche agli impianti di accumulo ed agli elettrolizzatori, escludendo l’applicazione della disciplina edilizia. Viene solo precisato, quindi, l’assoggettamento a questo regime autorizzatorio, considerato che già nella previgente versione gli impianti di accumulo elettrochimico erano menzionati nei singoli allegati. Inoltre, l’espressa menzione attribuisce anche a questi impianti carattere di pubblica utilità, indifferibilità e urgenza, in virtù del rinvio operato dall’art. 2, comma 2, del Testo Unico.

Inoltre, vengono eliminati il secondo e il terzo periodo secondo i quali “Restano ferme le disposizioni urbanistiche e la normativa tecnica di cui al testo unico delle disposizioni legislative e regolamentari in materia di edilizia, di cui al decreto del Presidente della Repubblica 6 giugno 2001, n. 380, ai soli fini dell’acquisizione del titolo edilizio necessario alla realizzazione delle costruzioni e delle opere edilizie costituenti opere connesse o infrastrutture indispensabili alla costruzione e all’esercizio degli impianti. Per gli interventi di cui al primo periodo resta altresì fermo quanto previsto al capo VI del titolo IV del testo unico di cui al decreto del Presidente della Repubblica n. 380 del 2001”.

Infine, nell’intento di differenziare i due regimi autorizzatori, l’art. 15 del Correttivo modifica il comma 10 dell’art. 14 del T.U. FER, che, quindi, introduce all’art. 1 del D.P.R. 380/2001 (Testo Unico Edilizia) il comma 3-bis, ai sensi del quale “Fermo restando quanto previsto al capo VI del titolo IV, per la costruzione e l’esercizio degli impianti relativi alla produzione di energia da fonti rinnovabili si applicano le disposizioni di cui al decreto legislativo 25 novembre 2024, n. 190. Gli interventi edilizi di cui all’articolo 4, comma 1, lettera f-ter), del medesimo decreto legislativo n. 190 del 2024, rimangono soggetti alle disposizioni di cui al presente testo unico”.

2. Definizioni.

Sotto il profilo delle definizioni, è stata eliminata quella di “realizzazione degli interventi”, mentre viene sostituita la nozione di impianto ibrido, precedentemente definito, semplicisticamente, come l’impianto che “combina diverse fonti di energia”, con quella più elaborata di “impianto che combina diverse fonti di energia rinnovabile oppure un impianto di produzione di energia da una o più fonti rinnovabili combinato con un impianto di accumulo ovvero con un elettrolizzatore”.

Inoltre, vengono introdotte:

• la lett. f-ter) concernente gli interventi edilizi, definiti come “gli interventi e le opere soggette al regime di cui agli articoli 6, 6-bis, 10, 22 o 23 del testo unico delle disposizioni legislative e regolamentari in materia di edilizia di cui al decreto del Presidente della Repubblica 6 giugno 2001, n. 380”, segnando così una rottura definitiva tra i due regimi autorizzatori;
• la lett. f-quater), afferente alle opere connesse, descritte come “le opere di connessione dell’impianto alla rete elettrica di distribuzione ovvero alla rete di trasmissione nazionale necessarie all’immissione nelle predette reti dell’energia prodotta o accumulata, nonché le opere di connessione alla rete di distribuzione del gas naturale o di idrogeno per gli impianti di produzione di biometano o di idrogeno, fatta eccezione per gli interventi edilizi”;
• la lett. f-quinquies), riguardante le infrastrutture indispensabili, intese come “le opere o le installazioni, anche temporanee, necessarie alla costruzione ovvero all’esercizio degli impianti di produzione di energia da fonti rinnovabili, ivi compresi quelli di accumulo asserviti ai medesimi, fatta eccezione per gli interventi edilizi”;
• la lett. f-sexies) relativa alla revisione di potenza, definita come “le opere o le installazioni, anche temporanee, necessarie alla costruzione ovvero all’esercizio degli impianti di produzione di energia da fonti rinnovabili, ivi compresi quelli di accumulo asserviti ai medesimi, fatta eccezione per gli interventi edilizi”.

3. Digitalizzazione delle procedure amministrative e modelli unici.

Uno dei pilastri del Correttivo è la digitalizzazione delle procedure, che viene perseguita mediante l’integrale sostituzione dell’art. 5. In particolare, la piattaforma unica digitale (SUER) diventa il canale esclusivo per la presentazione dei progetti e delle istanze autorizzative, i quali devono essere conformi ai modelli unici semplificati (edilizia libera) e ai modelli unici PAS e AU, questi ultimi recentemente adottati con il Decreto MASE n. 414 del 11.12.2025. I modelli unici semplificati sono presentati dal proponente entro 5 giorni dall’entrata in esercizio dell’impianto, mentre i modelli ordinari devono anticipare l’attività realizzativa.  Inoltre, è prevista una fase transitoria, nelle more della piena operatività del portale, durante la quale, ai fini della presentazione dei progetti, delle istanze e della documentazione relativi agli interventi di cui agli allegati B e C, resta ferma la trasmissione in modalità digitale, mediante le forme utilizzate dall’amministrazione competente.

4. Definizione di progetto unico.

Tra le modifiche più criticate vi è la nuova definizione delle modalità per determinare l’unicità dell’intervento, dalla quale dipende il regime autorizzatorio applicabile. Infatti, rispetto alla formulazione precedente, che evidenziava “l’eventuale cumulo tra le differenti istanze presentate, dovendosi reputare come unica la domanda invece parcellizzata e avente ad oggetto la medesima area, ovvero presentata dal medesimo soggetto identificabile come unico centro di interessi”, in base alla nuova formulazione assume rilevanza la presenza di “più interventi relativi alla medesima fonte localizzati in aree vicine e riconducibili a uno stesso centro di interessi”.

In particolare, la sostituzione di medesima area con aree vicine giustifica le preoccupazioni circa la l’attitudine degli Enti di intendere in modo estensivo la nozione di “stesso centro di interessi”, il che può portare a procedure autorizzative più complesse (come la PAS o l’Autorizzazione Unica) anche per piccoli impianti accorpati, vanificando gli sforzi di semplificazione.

Infine, in modo del tutto distonico, viene introdotto il comma 3-bis che stabilisce l’onere per il soggetto proponente di predisporre appositi sistemi di raccolta per le acque meteoriche intercettate dalle nuove superfici impermeabilizzate, temporanee e permanenti, tenendo conto in fase di progettazione delle precipitazioni intense conseguenti anche ai cambiamenti climatici.

5. Attività libera.

All’art. 7 del T.U. FER, recante la disciplina dell’attività libera, vengono introdotte le seguenti novità:

• la realizzazione di questi interventi deve avvenire anche in conformità con le prescrizioni delle Norme Tecniche per le Costruzioni;
• viene stabilita al comma 1 una particolare forma di presunzione di conformità urbanistica per gli “Gli interventi di cui all’allegato A che ricadano in aree classificate come idonee o in zone di accelerazione ai sensi dell’articolo 12”;
• oltre all’acquisto, a qualunque titolo, della disponibilità della superficie interessata dagli interventi in attività libera, la realizzazione dell’impianto è subordinata, ove necessario, all’avvenuta comunicazione o all’acquisizione del titolo occorrente per la realizzazione degli interventi edilizi;
• il regime di attività libera non si applica, oltre agli interventi ricadenti sui beni oggetto di tutela ai sensi della parte seconda del Codice dei beni culturali e del paesaggio ed in aree naturali protette, come definite dalla L. n. 394/1991 o dalle Leggi Regionali, o all’interno di siti della rete Natura 2000, di cui alla Direttiva 92/43/CEE del Consiglio, anche agli interventi “che possono avere incidenze significative sui predetti siti ai sensi dell’articolo 5, comma 3, del decreto del Presidente della Repubblica 8 settembre 1997, n. 357”, riguardante la Valutazione di Incidenza (VIncA);
• al comma 2 viene estesa l’esclusione dal regime dell’attività libera, in precedenza prevista solo per le aree sottoposte ad uno dei vincoli di cui all’art. 20 della L. n. 241/1990, a tutte le “aree o sui siti di cui al primo periodo, nonché su quelli oggetto di tutela ai sensi della parte terza del Codice dei beni culturali e del paesaggio, ovvero interferiscano con uno dei vincoli afferenti la tutela dal rischio idrogeologico, la difesa nazionale, la salute, la pubblica incolumità, ivi compresa la tutela dal rischio sismico, dal rischio vulcanico e la prevenzione incendi”, prescrivendo per tali siti l’applicazione della PAS, fatto salvo quanto prescritto dai commi 4, 5 e 6 del medesimo art. 7 del T.U. FER, riguardante le disposizioni specifiche per la realizzazione di interventi “su aree o su immobili di cui all’articolo 136, comma 1, lettere b) e c), del codice dei beni culturali e del paesaggio, di cui al decreto legislativo n. 42 del 2004, individuati mediante apposito provvedimento amministrativo ai sensi degli articoli da 138 a 141 del codice medesimo”. Questa modifica, invero, è di difficile comprensione, soprattutto in considerazione della finalità semplificatoria che avrebbe dovuto connotare la riforma, in quanto, da una parte, impone la PAS agli interventi ricadenti sulle aree ivi indicate, e dall’altra, se l’area è soggetta a tutela paesaggistica, stabilisce l’applicazione del regime dell’attività libera limitatamente alla necessaria preventiva acquisizione dell’autorizzazione dell’autorità preposta alla tutela del vincolo, senza che il soggetto proponente possa usufruire del regime di concentrazione dei procedimenti proprio della PAS, tra i quali rientra anche la conferenza di servizi per l’acquisizione degli atti di assenso che non sono di competenza comunale; anche in questo caso, quindi, viene introdotta una discutibile deroga parziale alla deroga generale, idonea a creare incertezze procedimentali;

• al comma 5 è prevista la facoltà per l’autorità preposta alla tutela del vincolo “in ragione dell’entità degli approfondimenti istruttori o delle integrazioni necessarie”, di prorogare, “per una sola volta e per un periodo non superiore a ulteriori quindici giorni, il termine assegnato al soggetto medesimo”.

In merito ai singoli interventi soggetti all’applicazione del regime di attività libera di cui all’Allegato A al Testo Unico FER:

• alla Sezione I, punto 1, vengono introdotti gli interventi di cui alla lett. c-bis), concernente “impianti fotovoltaici di potenza inferiore a 10 MW collocati in modalità flottante su aree bagnate e bacini artificiali privi di vincoli, con occupazione della superficie bagnata inferiore al 20 per cento”;

• alla Sezione II, punto 1, vengono introdotti gli interventi di cui alla lett. a-bis), riguardante il “ripotenziamento, rifacimento, ovvero ricostruzione, anche integrale, di impianti solari fotovoltaici esistenti, abilitati o autorizzati, a condizione che non incrementino il volume e la superficie occupati e rispettino le misure di mitigazione eventualmente stabilite in sede di rilascio dei provvedimenti di valutazione ambientale in relazione all’impianto originario, a prescindere dalla potenza risultante”;

• alla Sezione II, punto 1, viene sostituito l’intervento di cui al n. 3 della lett. d), riguardante le modifiche, “ivi incluso il potenziamento o ripotenziamento”, su impianti eolici esistenti, abilitati o autorizzati che comportano una riduzione minima del numero di aerogeneratori rispetto a quelli esistenti, con “i nuovi aerogeneratori presentano un’altezza massima (h2) raggiungibile dall’estremità delle pale rispetto al suolo pari al prodotto tra l’altezza massima dell’aerogeneratore esistente, abilitato o autorizzato (h1) raggiungibile dall’estremità delle pale rispetto al suolo (TIP) e il rapporto tra i diametri del rotore del nuovo aerogeneratore (d2) e dell’aerogeneratore esistente (d1): h2 = h1*(d2/d1)”;

• alla Sezione I, punto 1, viene sostituito l’intervento di cui al n. 3 della lett. e) con quello riguardante le “modifiche su impianti idroelettrici o di accumulo idroelettrico esistenti, abilitati o autorizzati che, anche se consistenti nella modifica della soluzione tecnologica utilizzata, comportano variazioni in aumento della volumetria delle strutture e dell’area occupata dall’impianto esistente e dalle opere connesse non superiori al 15 per cento”;
• alla Sezione II, punto 1, vengono introdotti gli interventi di cui alla lett. f-bis), concernente la “sostituzione di impianti solari termici che non incrementino il volume occupato e rispettino le misure di mitigazione eventualmente stabilite in sede di rilascio dei provvedimenti di valutazione ambientale in relazione all’impianto originario, a prescindere dalla potenza risultante dalla sostituzione medesima”.

6. Procedura Abilitativa Semplificata (PAS).

All’art. 8 del T.U. FER, recante la disciplina della Procedura Abilitativa Semplificata, vengono introdotte le seguenti novità:

• viene stabilita al comma 2 una particolare forma di presunzione di conformità urbanistica per gli “Gli interventi sottoposti al regime di PAS che ricadano in aree classificate come idonee o in zone di accelerazione ai sensi dell’articolo 12”; tuttavia, “Resta ferma l’osservanza della disciplina di tutela idrogeologica, sismica e vulcanica, ivi compresa la necessità di acquisire gli atti di assenso comunque denominati delle amministrazioni preposte alla gestione del vincolo, secondo le modalità di cui al comma 8”;
• viene integrato il comma 3-bis, che individua il Comune competente a valutare il progetto in “quello sul cui territorio insistono gli interventi di cui al comma 1, che costituisce il punto di contatto ai sensi dell’articolo 16, paragrafo 3, della direttiva (UE) 2018/2001 del Parlamento europeo e del Consiglio, dell’11 dicembre 2018”, precisando che “Qualora gli interventi di cui al comma 1 coinvolgano più comuni, il comune procedente, che costituisce il punto di contatto, è quello sul cui territorio insiste la maggior porzione dell’impianto da realizzare”, tenendo conto della percentuale di area occupata rispetto all’unità fondiaria di cui dispone il soggetto medesimo;
• è espressamente riconosciuto, quale titolo di disponibilità dell’area, anche il contratto preliminare, in conformità con la giurisprudenza formatasi nel corso degli anni (ex multis, TAR Sicilia – Palermo, Sez. V, Ord. n. 1006 del 08.05.2025);
• al comma 4, che individua gli atti da allegare al progetto di PAS, viene introdotta la lett b-bis), riguardante la CILA e la SCIA per la realizzazione degli interventi edilizi, ove necessari;
• le asseverazioni dei tecnici abilitati devono attestare, oltre la compatibilità degli interventi con gli strumenti urbanistici approvati ed i regolamenti edilizi vigenti, anche “il rispetto delle norme tecniche per le costruzioni”;
• al comma 4, lett. e), è sostituito il riferimento ai vincoli di cui all’articolo 20, comma 4, della L. n. 241/1990 con quello riguardante tutti i vincoli “afferenti il patrimonio culturale e paesaggistico, la tutela del rischio idrogeologico, la difesa nazionale, la salute, la pubblica incolumità, ivi compresa la tutela dal rischio sismico, vulcanico e la prevenzione incendi” e viene richiesta la produzione degli elaborati tecnici necessari alla “acquisizione del titolo edilizio per l’eventuale realizzazione di ogni opera edilizia necessaria alla costruzione ovvero all’esercizio dell’impianto”;
• al comma 6 è ammessa la facoltà per il Comune, “in ragione dell’entità degli approfondimenti istruttori o delle integrazioni necessarie”, di prorogare per una sola volta e per un periodo non superiore a ulteriori trenta giorni, il termine assegnato al proponente per la produzione di integrazioni documentali o per l’espletamento degli approfondimenti istruttori;
• al comma 8, riguardante le ipotesi in cui sia necessaria l’acquisizione di atti di assenso di cui al comma 4, lett. e), è ammessa la facoltà per il Comune e, per il suo tramite, per ogni altra amministrazione interessata di richiedere ulteriori approfondimenti istruttori, assegnando un termine non superiore a “trenta giorni, prorogabili, una sola volta, per ulteriori trenta giorni, su istanza del medesimo soggetto e in ragione dell’entità delle richieste” (in precedenza erano 15 giorni);
• viene introdotto il comma 12-bis in base al quale, qualora i progetti necessitino di interventi edilizi da realizzare con Permesso di Costruire, tale titolo edilizio deve essere acquisito prima della presentazione del progetto oggetto di PAS; analogamente, qualora sia prescritta la VIncA, la Valutazione deve essere preventiva all’acquisizione del titolo edilizio.

In merito ai singoli interventi soggetti all’applicazione del regime di PAS di cui all’Allegato B al Testo Unico FER:

• alla Sezione I, punto 1, lett. b) viene introdotto il riferimento, oltre alle aree idonee, già presente, anche alle zone di accelerazione individuate ai sensi dell’art. 12;
• alla Sezione I, punto 1, vengono introdotti gli interventi di cui alla lett. i-bis), i-ter) e i-quater), riguardanti, rispettivamente, gli “impianti idroelettrici con capacità di generazione pari o superiore a 500 kW e fino a 1 MW di potenza di concessione, realizzati su condotte esistenti, senza incremento né della portata esistente né del periodo in cui ha luogo il prelievo e realizzati su edifici esistenti, sempre che non alterino i volumi e le superfici, non comportino modifiche alle destinazioni d’uso, non riguardino parti strutturali dell’edificio, né comportino aumento delle unità immobiliari o incremento dei parametri urbanistici”, gli “impianti idroelettrici con capacità di generazione fino a 250 kW di potenza di concessione realizzati su canali o condotte esistenti, senza incremento di portata derivata” e gli “impianti idroelettrici con capacità di generazione fino a 250 kW ai fini di cui all’articolo 166 del decreto legislativo 3 aprile 2006, n. 152”.

7. Autorizzazione Unica (AU).

All’art. 9 del T.U. FER vengono introdotte le seguenti novità:

• al comma 1, ove è prescritta l’acquisizione nel medesimo procedimento unico della Valutazioni di Impatto Ambientale, viene integrato anche il riferimento alla VIncA;
• la verifica di assoggettabilità a VIA, ove occorrente, precede l’avvio del procedimento autorizzatorio unico e ha una durata non superiore a novanta giorni decorrenti dalla conclusione della fase di verifica di completezza della documentazione effettuata ai sensi dell’articolo 19, comma 2, del D.Lgs. n. 152/2006; inoltre, nel caso di interventi che richiedono la realizzazione di interventi edilizi, il relativo titolo è acquisito nell’ambito del procedimento di Autorizzazione Unica;
• per l’individuazione dell’amministrazione competente, viene integrato il comma 2-bis, ai sensi del quale “il punto di contatto di cui all’articolo 16, paragrafo 3, della direttiva (UE) 2018/2001 del Parlamento europeo e del Consiglio, dell’11 dicembre 2018, è individuato nella regione territorialmente competente, o nell’ente delegato dalla medesima, oppure nel Ministero dell’ambiente e della sicurezza energetica ai sensi del comma 2”;
• anche per l’Autorizzazione Unica è espressamente riconosciuto, quale titolo di disponibilità dell’area, il contratto preliminare, in conformità con la giurisprudenza formatasi nel corso degli anni;
• il termine di conclusione della conferenza per il rilascio dell’Autorizzazione Unica è di centoventi giorni decorrenti dalla data della prima riunione, sospeso per un massimo di novanta giorni nel caso di progetti sottoposti a VIA “o di sessanta giorni nel caso di progetti sottoposti a valutazione di incidenza ambientale”; inoltre, nel caso di progetti sottoposti sia a VIA che a VIncA, la sospensione del termine di conclusione della conferenza non eccede i centoventi giorni;
• al comma 10 vengono introdotte, tra i contenuti previsti dalla Determinazione favorevole di conclusione della Conferenza di Servizi, le lett. a-bis) e c-bis), riguardanti la VIncA e l’apposizione del vincolo preordinato all’esproprio e la dichiarazione di pubblica utilità: con riguardo a queste ultime l’esecuzione del Decreto di esproprio deve avvenire nel termine perentorio di un anno dalla relativa adozione;
• il comma 11 introduce, tra le cause di decadenza dell’Autorizzazione Unica, la mancata presentazione delle garanzie finanziarie relative al ripristino dello stato dei luoghi a carico del soggetto esercente a seguito della dismissione dell’impianto entro il termine stabilito nel provvedimento medesimo.

Inoltre, al Testo Unico FER è stato introdotto l’arrt. 9-bis, recante “Accelerazione del procedimento di autorizzazione unica per interventi di revisione della potenza o per l’installazione di pompe di calore”, ai sensi del quale “Nel caso di interventi di cui all’allegato C, sezione I, lettera z^[1]), o sezione II, lettera v)^[2], che determinano una revisione della potenza aggiuntiva non superiore al 15 per cento:

1. a) i termini di cui all’articolo 9, commi 4 e 5, sono ridotti della metà;
2. b) il termine di centoventi giorni di cui all’articolo 9, comma 9, è ridotto a quaranta giorni”.

Le medesime riduzioni dei termini si applicano nel caso degli interventi di cui all’Allegato C, sezione I, lettera e)^[3], di potenza inferiore a 50 MW.

Infine, qualora tali interventi siano sottoposti a valutazioni ambientali di cui agli Allegati alla Parte seconda del D.Lgs. n. 152/2006, le valutazioni medesime sono circoscritte all’impatto potenzialmente derivante dalla revisione della potenza.

8. Risoluzione alternativa delle controversie.

Una delle novità più rilevanti riguarda l’introduzione al Testo Unico FER dell’art. 12-ter), concernente una peculiare procedura di Alternative Dispute Resolution (ADR) di competenza dell’Autorità di Regolazione per Energia, Reti e Ambiente (ARERA), alla quale è delegato il compito, con uno o più provvedimenti, di definire meccanismi alternativi, gestiti dall’Acquirente unico S.p.A., a carattere decisorio, per la risoluzione extragiudiziale delle controversie. In particolare, l’accesso al meccanismo di risoluzione in esame è ammesso solo per le controversie riguardanti: 

1. la presentazione telematica dei progetti, delle istanze e della documentazione relativi agli interventi disciplinati dal Testo Unico FER;
2. l’accertamento circa la sussistenza dei vincoli contemplati dall’art. 7 del T.U. FER, concernente il regime di attività libera;
3. la verifica della completezza della documentazione a corredo della PAS o dell’istanza di Autorizzazione Unica;
4. l’applicazione della disciplina semplificata per gli interventi che insistano in aree classificate come idonee o in zone di accelerazione;
5. l’individuazione del regime amministrativo applicabile agli interventi disciplinati dal Testo Unico FER.

La decisione può essere impugnata con i rimedi giurisdizionali amministrativi e, quindi, attraverso il ricorso al TAR o il ricorso straordinario al Presidente della Repubblica.

Ad ARERA è demandata, altresì, la definizione dei requisiti dei decisori extragiudiziali, assicurandone terzietà ed esperienza nell’ambito delle procedure amministrative concernenti la realizzazione di impianti e di infrastrutture energetiche nonché adeguata qualificazione professionale nei settori interessati dalle controversie soggette alla procedura di ADR.

L’evoluzione normativa e giurisprudenziale dei regimi autorizzatori, generali e speciali, prescritti per l’installazione di impianti di Fonti di Energie Rinnovabili (c.d. “FER”) è stata oggetto di precedente analisi^[1].

Inoltre, in queste NEWS sono state già analizzate le più rilevanti pronunce riguardanti il procedimento di Valutazione di Impatto Ambientale (VIA) per la realizzazione di impianti di produzione di energia rinnovabile^[2] e le Sentenze del 13.05.2025 nn. 9155 e 9156 del TAR per il Lazio – Roma; infine, sono stati esaminati i regimi autorizzatori “ordinari” introdotti con il Testo Unico FER e le conseguenze della disciplina sopravvenuta rispetto all’efficacia del D.M. 10.09.2010 e delle relative norme attuative regionali^[3].

Tuttavia, nel corso del mese di novembre importanti novità hanno interessato il settore delle energie rinnovabili italiano: il Presidente del GSE, Paolo Arrigoni, ha comunicato la rimodulazione della dotazione finanziaria per le CER, passata da 2,2 miliardi di euro a 795,5 milioni, dovuta al raggiungimento anticipato della milestone PNRR; è stata adottata la misura “Transizione 5.0”; sono state approvate le graduatorie delle PMI ammesse all’agevolazione di cui al D.M. del MIMIT del 13.11.2024,  nonché quelle dei bandi indetti nell’ambito del D.M. MASE n. 457 del 30.12.2024 (FER X Transitorio).

Tra le novità, però, assumono prioritaria rilevanza le modifiche normative introdotte al D.Lgs. 190/2024, entrato in vigore meno di un anno fa, dal D.L. n. 175/2025 (D.L. Energia) e dal D.Lgs. n. 178/2025 (Correttivo al Testo Unico FER).

In questa prima parte, saranno esaminate le principali novità, i dubbi e le criticità del D.L. Energia.

Il D.L. Energia ed il nuovo regime delle aree idonee.

L’art. 2 del D.L. Energia stravolge il consolidato sistema delle c.d. aree idonee previsto dall’art. 20 del D.Lgs. n. 199/2021, il quale viene abrogato unitamente agli artt. 18, 21, 22 e 23 dello stesso D.Lgs. n. 199/2021.

In particolare, viene esclusa la delega previgente a Decreti Ministeriali per la definizione di “principi e criteri omogenei per l’individuazione delle superfici e delle aree idonee e non idonee all’installazione di impianti a fonti rinnovabili aventi una potenza complessiva almeno pari a quella individuata come necessaria dal PNIEC per il raggiungimento degli obiettivi di sviluppo delle fonti rinnovabili”. Infatti, le aree idonee sono ora individuate ex lege e viene concesso alle Regioni di individuare con proprie Leggi nuove e ulteriori aree idonee all’installazione di impianti FER.

Invece, viene confermata la disciplina prevista ai commi 8-bis e 8-ter del previgente art. 20 del D.Lgs. n. 199/2021 in merito all’affidamento della concessione delle aree idonee su siti e impianti nella disponibilità di concessionari autostradali.

Vengono, altresì, confermati gli obblighi di decarbonizzazione delle Regioni conformemente a quanto stabilito già con il DM 21.06.2024, del quale viene mutuata nel nuovo allegato Allegato C-bis del T.U. FER la tabella concernente le ripartizioni regionali della potenza minima annua da installare, per un totale di 80 GW, cumulati tra il 2021 e il 2030. Al fine di agevolare il raggiungimento degli obiettivi ivi indicati, è stata introdotta la possibilità per le Regioni di stipulare accordi con altre Regioni, il cui schema tipo è rimesso al Decreto del Direttore Generale del MASE, per il trasferimento statistico di determinate quantità di potenza da fonti rinnovabili.

Tuttavia, non mancano le criticità. Una delle più rilevanti, aggravata dall’introduzione di un regime che, nella sostanza, si presenta maggiormente restrittivo del precedente per gli impianti fotovoltaici (FV), riguarda la totale assenza di una disciplina transitoria dedicata ai procedimenti autorizzatori già avviati sulla base delle norme previgenti: circostanza che ha suscitato forti dubbi e perplessità, soprattutto per i privati, i quali potrebbero veder pregiudicati gli investimenti già effettuati a causa di una disciplina sopravvenuta, peraltro approvata a ridosso del termine finale per la presentazione delle domande per il contributo in conto capitale CER e con lo strumento del Decreto Legge, che per sua natura è connotato da caratteri di precarietà. È auspicio di tutti, operatori e professionisti, che tale lacuna venga colmata in sede di conversione del Decreto, onde evitare un rinnovato cumulo di ricorsi giurisdizionali.

Inoltre, viene introdotto l’art. 11-quinquies al T.U. FER, il quale prevede un divieto generalizzato di installazione di impianti FER nelle zone di protezione dei siti UNESCO, ammettendo esclusivamente gli interventi indicati all’Allegato A del Testo Unico, concernenti le fattispecie di edilizia libera.

Nonostante le evidenti criticità, però, il D.L. Energia ha il pregio di ricondurre in un unico corpus l’intera disciplina autorizzatoria, anche in relazione all’individuazione delle aree idonee. 

Di seguito le principali novità.

1. Le “nuove” aree idonee.

Il D.L. Energia introduce gli artt. 11-bis (aree idonee su terraferma) e 11-ter (aree idonee a mare) del D.Lgs. n. 190/2025.

1.1. Aree idonee su terraferma.

L’art. 11-bis conferma solo in parte le fattispecie già previste dall’art. 20 del D.Lgs. n. 199/2021 e ne introduce di nuove. In particolare, vengono confermati:

1. le aree ove sono già installati gli impianti della stessa fonte, purché gli interventi di modifica, rifacimento, potenziamento o integrale ricostruzione non comportino una variazione di area occupata superiore a 20%, fatti salvi gli obblighi previsti dal D.Lgs. n. 42/2004 (Codice dei beni culturali e del paesaggio) e fermo restando il divieto per gli impianti fotovoltaici a terra installati su aree agricole;
2. le aree dei siti oggetto di bonifica individuate ai sensi del titolo V della parte quarta del D.Lgs. n. 152/2006;
3. le cave e le miniere cessate, non recuperate o abbandonate o in condizioni di degrado ambientale, o le porzioni di cave e miniere non suscettibili di ulteriore sfruttamento;
4. i siti e gli impianti nelle disponibilità delle società del gruppo Ferrovie dello Stato italiane e dei gestori di infrastrutture ferroviarie, nonché delle società concessionarie autostradali;
5. i siti e gli impianti nella disponibilità delle società di gestione aeroportuale all’interno dei sedimi aeroportuali, ivi inclusi quelli all’interno del perimetro di pertinenza degli aeroporti delle isole minori di cui all’allegato 1 al Decreto del Ministro dello Sviluppo Economico del 14.02.2017, ferme restando le necessarie verifiche tecniche da parte dell’Ente Nazionale per l’Aviazione Civile;
6. i beni del demanio militare o a qualunque titolo in uso al Ministero della Difesa di cui all’articolo 20 del D.L. n. 17/2022, come riportato al medesimo articolo.

Vengono, invece, introdotte ex novo le seguenti ulteriori aree:

1. le discariche o i lotti di discarica chiusi ovvero ripristinati, le quali, pur essendo previste dal comma 1-bis dell’art. 20 del D.Lgs. n. 199/2021 tra le aree escluse dal divieto di collocazione di impianti FV con moduli a terra in zone classificate agricole dai piani urbanistici, non erano ricomprese nell’elenco delle aree idonee di cui al comma 8 del medesimo articolo;

1. i beni del demanio o a qualunque titolo in uso al Ministero dell’Interno, al Ministero della Giustizia ed agli uffici giudiziari di cui all’articolo 10 del D.L. n. 144/2022;
2. i beni immobili, individuati dall’Agenzia del demanio, sentito il Ministero dell’Economia e delle Finanze, di proprietà dello Stato, non contemplati in programmi di valorizzazione o di dismissione, nonché i beni statali individuati dalla medesima Agenzia di concerto con le amministrazioni usuarie, in uso alle stesse, ai sensi dell’articolo 16 del D.L. n. 13/2023.

Per gli impianti FV è stata prevista una sensibile riduzione di aree idonee, posto che sono state eliminate le aree classificate agricole “racchiuse in un perimetro i cui punti distino non più di 500 metri da zone a destinazione industriale, artigianale e commerciale, compresi i siti di interesse nazionale, nonché le cave e le miniere”.

In aggiunta alle aree di cui alle lett. da a) a i), poi, sono state modificate (1), confermate (2) e introdotte (3, 4, 5, 6 e 7):

1. le aree interne agli stabilimenti ed agli impianti industriali, non destinati alla produzione agricola, di cui all’articolo 268, comma 1, lettere h), e l), del D.Lgs. n. 152/2006, sottoposti ad Autorizzazione Integrata Ambientale (AIA) ai sensi del titolo III-bis della parte seconda del medesimo Decreto, nonché le aree classificate agricole racchiuse in un perimetro i cui punti distino non più di 350 metri dal medesimo impianto o stabilimento; 
2. le aree adiacenti alla rete autostradale entro una distanza non superiore a 300 metri;
3. gli edifici e le strutture edificate e relative superfici esterne pertinenziali;
4. le aree a destinazione industriale, direzionale, artigianale, commerciale, ovvero destinate alla logistica o all’insediamento di centri di elaborazione dati;
5. le aree adibite a parcheggi, limitatamente alle strutture di copertura;
6. gli invasi idrici, i laghi di cave e le miniere dismesse o in condizioni di degrado ambientale;
7. gli impianti e le relative aree di pertinenza ricadenti nel perimetro di competenza del servizio idrico integrato.

Infine, per gli Impianti di produzione di biometano, in aggiunta alle aree di cui alle lett. da a) a i), vengono confermate le “le aree classificate agricole racchiuse in un perimetro i cui punti distano non più di 500 metri da zone a destinazione industriale, artigianale e commerciale, compresi i siti di interesse nazionale” e le aree adiacenti alla rete autostradale entro una distanza non superiore a 300 metri, mentre viene riproposta la modifica prevista per gli impianti FV concernente le aree interne agli stabilimenti ed agli impianti industriali, per le quali è richiesta la previa sottoposizione ad AIA.

1.2. Aree idonee a mare.

L’art. 11-ter individua le aree idonee per gli impianti off-shore “Nel rispetto delle esigenze di tutela dell’ecosistema marino e costiero, dello svolgimento dell’attività di pesca, del patrimonio culturale e del paesaggio”. In particolare, sono idonee le aree individuate dai piani di gestione dello spazio marittimo ai sensi dell’articolo 5, commi 1, lettera c)^[4], e 5, del D.Lgs. n. 201/2016 e del DPCM del 01.12.2017, nonché: “a) le piattaforme petrolifere in disuso e le aree distanti 2 miglia nautiche da ciascuna piattaforma, fatto salvo quanto stabilito dal decreto del Ministro dello sviluppo economico del 15 febbraio 2019, pubblicato nella Gazzetta Ufficiale n. 57 dell’8 marzo 2019; b) i porti, per impianti eolici di potenza fino a 100 MW di potenza installata, previa eventuale variante del piano regolatore portuale, ove necessario, da adottarsi entro sei mesi dalla presentazione dell’istanza di autorizzazione unica”.

2. La Delega a Regioni e Province autonome.

L’art. 11-bis, comma 3, del T.U. FER, recependo gli indirizzi eurounitari e giurisprudenziali, elimina la delega originaria prevista in favore delle Regioni e Province autonome per l’individuazione delle aree idonee, lasciando loro una competenza marginale e residuale per individuare “con propria legge, aree idonee all’installazione di impianti da fonti rinnovabili, ulteriori rispetto a quelle di cui al comma 1, nel rispetto dei principi e dei criteri stabiliti ai sensi del comma 4”. Viene esclusa, dunque, la possibilità di individuare le aree “non idonee”, il che conferma l’inefficacia dei provvedimenti regionali attuativi delle Linee Guida di cui al D.M. 10.09.2010^[5].

In particolare, ai fini dell’individuazione delle ulteriori aree idonee le Regioni e le Province autonome devono attenersi ai seguenti principi e criteri:

1. tutelare il patrimonio culturale e il paesaggio, la qualità dell’aria e dei corpi idrici, le aree agricole, con particolare riguardo a quelle di pregio, e forestali;
2. salvaguardare le specificità delle aree incluse nella Rete Natura 2000 e delle aree naturali protette, delle zone umide di importanza internazionale ai sensi della Convenzione di Ramsar, delle zone di protezione dei siti UNESCO, in conformità a quanto previsto dall’articolo 11-quinquies;
3. la qualificazione di un’area come idonea può dipendere dalla fattispecie tecnologica di impianto a fonte rinnovabile o dalla potenza di un determinato impianto;
4. impossibilità di prevedere divieti generali e astratti all’installazione di impianti a fonti rinnovabili, fermo restando quanto previsto dal comma 2 dell’art. 11-bis e dall’art. 11-quinquies;
5. qualificare prioritariamente come aree idonee le superfici e le strutture edificate o caratterizzate dall’impermeabilizzazione del suolo, anche al fine di favorire l’autoconsumo individuale e collettivo;
6. ai fini della qualificazione di un’area agricola come idonea rileva la presenza di attività produttive e di aziende agricole insediate sul territorio, al fine di favorire l’autoconsumo di energia da fonti rinnovabili, anche mediante la costituzione di comunità energetiche;
7. al fine di preservare la destinazione agricola dei suoli, le aree agricole qualificabili come aree idonee a livello regionale non sono inferiori allo 0,8 % delle superfici agricole utilizzate (SAU) né superiori al 3 % delle SAU medesime;
8. possono essere definite specifiche percentuali di sfruttamento delle SAU a livello comunale;
9. qualificare prioritariamente come idonee le aree connotate dalla presenza di poli industriali, anche al fine di agevolare l’autoconsumo e la decarbonizzazione dei settori produttivi;
10. qualificare prioritariamente come idonee le aree di crisi industriale complessa, anche allo scopo di promuovere la riconversione industriale e la salvaguardia dei livelli occupazionali;
11. allo scopo di bilanciare le esigenze di tutela dell’ambiente con quelle di tutela del patrimonio culturale e paesaggistico, le Regioni non possono qualificare come idonee le aree ricomprese nel perimetro dei beni sottoposti a tutela ai sensi del Codice dei beni culturali e del paesaggio né quelle incluse in una fascia di rispetto di tre chilometri, nel caso di impianti eolici, e di cinquecento metri, nel caso di impianti fotovoltaici, dal perimetro dei beni medesimi, né identificare aree idonee ove le caratteristiche degli impianti da realizzare siano in contrasto con le norme di attuazione previste dai piani paesaggistici.

Quest’ultima fattispecie è senz’altro la più significativa, poiché introduce un’evidente restrizione rispetto al regime previsto dalla lett. c-quater) dell’art. 20, comma 8, del D.Lgs. n. 199/2021, sotto due differenti profili:

• innanzitutto, non viene replicata la fattispecie residuale previgente, che estendeva l’idoneità a tutte le aree non ricomprese nel perimetro dei beni sottoposti a tutela ai sensi del D.Lgs. n. 42/2004 ovvero nella fascia di rispetto ivi indicata;
• inoltre, la fascia di rispetto (rispettivamente di 3 km per gli impianti eolici e 500 metri per quelli FV) viene estesa a tutti i beni sottoposti a tutela ai sensi del Codice dei beni culturali e del paesaggio, non solo a quelli di cui alla parte seconda (beni culturali) o all’art. 136 di tale Codice: tale circostanza, considerato il quantitativo dei beni tutelati in Italia, rischia di ridurre sensibilmente la libertà degli Enti (si pensi ai territori costieri, gravati ex lege dal vincolo di tutela per una fascia di profondità di 300 metri dalla battigia).

Inoltre, è prevista la competenza del Dipartimento per gli affari regionali e le autonomie della Presidenza del Consiglio per l’esercizio delle funzioni di impulso, anche ai fini del potere sostitutivo di cui all’art. 41 della L. n. 234/2012, che viene esercitato dallo Stato nel caso di mancata adozione della Legge regionale entro il termine ivi previsto ovvero di mancata ottemperanza ai principi e ai criteri sopra citati.

Tra gli aspetti positivi, la misura riduce le occasioni di frizione e potenziale conflitto tra Stato e Regioni, circostanza accolta con favore, soprattutto in considerazione delle incertezze maturate a causa del noto caso Sardegna, che ha già presentato una memoria illustrativa ed un pacchetto di emendamenti da esaminare in occasione della conversione in Legge.

Infine, l’abrogazione dell’art. 20 del D.Lgs. n. 199/2021 elimina l’onere di apportare al D.M. del 21.06.2024 le modifiche di cui alle censure evidenziate nella nota Sentenza del TAR Lazio – Roma n. 9155/2025 e comporta la sopravvenuta carenza di interesse di tutti i giudizi in corso aventi ad oggetto il Decreto medesimo.

3. Le semplificazioni procedurali alla realizzazione di impianti in aree idonee.

Il D.L. Energia introduce l’art. 11-quater al T.U. FER, concernente la “Disciplina dei regimi amministrativi semplificati per impianti in aree idonee”, il quale esclude in relazione agli interventi di cui agli allegati A e B (interventi in edilizia libera e con PAS) l’acquisizione dell’autorizzazione dell’autorità competente in materia paesaggistica, che tuttavia si esprime con parere obbligatorio e non vincolante entro i medesimi termini previsti per il rilascio dei relativi atti di assenso ai sensi degli articoli 7 e 8. 

È evidente l’inconveniente in cui incorre il legislatore, posto che l’autorità competente in materia paesaggistica, ai sensi dell’art. 146 del Codice dei beni culturali (la Regione ovvero un soggetto delegato) non coincide con il soggetto preposto al rilascio del parere (la Soprintendenza). 

Tuttavia, è apprezzabile la volontà di incentivare l’installazione degli impianti mediante l’eliminazione del regime autorizzatorio e la conferma del carattere obbligatorio e non vincolante del parere della Soprintendenza.

Invece, nell’ambito dei procedimenti di Autorizzazione Unica relativi agli interventi di cui all’allegato C, l’autorità competente in materia paesaggistica si esprime, anche ai fini delle valutazioni di impatto ambientale, con parere obbligatorio e non vincolante, fermo restando che l’inutile decorso del termine impone all’autorità procedente di provvedere comunque sulla domanda di autorizzazione. Inoltre, i termini del procedimento di Autorizzazione Unica sono ridotti di un terzo, con arrotondamento per difetto al numero intero ove necessario.

Infine, costituisce un elemento critico, anche in ragione dell’assenza di un regime transitorio, l’introduzione del principio in base al quale il regime semplificatorio trova applicazione solo nel caso in cui l’impianto ricada interamente su area idonea.

4. La definizione di impianto “agrivoltaico”.

L’art. 2, comma 1, lett. c) del D.L. Energia introduce una novità ormai attesa da tempo, ossia la definizione di impianto “agrivoltaico”, quale species di impianto fotovoltaico, recependo le indicazioni della giurisprudenza.

In particolare, in linea con le coordinate di cui al Regolamento (Ue) 2021/241, il Piano Nazionale di Resistenza e Resilienza (PNRR) già dedicava un apposito settore di intervento all’agrivoltaico, disponendo che il Governo punta all’implementazione “di sistemi ibridi agricoltura-produzione di energia che non compromettano l’utilizzo dei terreni dedicati all’agricoltura, ma contribuiscano alla sostenibilità ambientale ed economica delle aziende coinvolte”.

Inoltre, con D.M. del 27.06.2022 il Ministero della Transizione Ecologica ha pubblicato le Linee Guida sull’agrivoltaico, dirette a “chiarire quali sono le caratteristiche minime e i requisiti che un impianto fotovoltaico dovrebbe possedere per essere definito agrivoltaico, sia per ciò che riguarda gli impianti più avanzati, che possono accedere agli incentivi PNRR, sia per ciò che concerne le altre tipologie di impianti agrivoltaici, che possono comunque garantire un’interazione più sostenibile fra produzione energetica e produzione agricola”, le quali recano le seguenti definizioni:

– “Impianto agrivoltaico (o agrovoltaico, o agro-fotovoltaico): impianto fotovoltaico che adotta soluzioni volte a preservare la continuità delle attività di coltivazione agricola e pastorale sul sito di installazione” (art.1.1. lett d);

– “Impianto agrivoltaico avanzato: impianto agrivoltaico che, in conformità a quanto stabilito dall’articolo 65, comma 1-quater e 1-quinquies, del decreto-legge 24 gennaio 2012, n. 1, e ss. mm.:

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

ii) prevede la contestuale realizzazione di sistemi di monitoraggio che consentano di verificare l’impatto dell’installazione fotovoltaica sulle colture, il risparmio idrico, la produttività agricola per le diverse tipologie di colture, la continuità delle attività delle aziende agricole interessate, il recupero della fertilità del suolo, il microclima, la resilienza ai cambiamenti climatici” (art. 1.1 lett. e);

– “Sistema agrivoltaico avanzato: sistema complesso composto dalle opere necessarie per lo svolgimento di attività agricole in una data area e da un impianto agrivoltaico installato su quest’ultima che, attraverso una configurazione spaziale ed opportune scelte tecnologiche, integri attività agricola e produzione elettrica, e che ha lo scopo di valorizzare il potenziale produttivo di entrambi i sottosistemi, garantendo comunque la continuità delle attività agricole proprie dell’area” (art. 1.1 lett f).

In sintesi, l’agrivoltaico è un impianto caratterizzato da un utilizzo “ibrido” di terreni agricoli, a metà tra produzioni agricole e produzione di energia elettrica, che si sviluppa con l’installazione, sugli stessi terreni, di impianti fotovoltaici che non impediscono la produzione agricola classica.

Infatti, mentre nel caso di impianti fotovoltaici classici il suolo, in linea di principio, viene reso impermeabile e viene impedita la crescita della vegetazione, nell’agrivoltaico l’impianto è posizionato su sostegni elevati e ben distanziati, in modo da consentire alle macchine da lavoro la coltivazione agricola. Per l’effetto, la superficie del terreno resta permeabile e quindi raggiungibile dal sole e dalla pioggia, dunque pienamente utilizzabile per le normali esigenze della coltivazione agricola.

Sulla base delle specifiche tecniche descritte, già prima della riforma la giurisprudenza ha sviluppato un orientamento che tendeva a discriminare, quantomeno sotto il profilo della valutazione ambientale e paesaggistica, gli impianti classici da quelli agricoli.

In particolare, il Consiglio di Stato ha osservato come “logico corollario della delineata differenza tra impianti agrivoltaici e fotovoltaici è, come correttamente osservato dalla sentenza impugnata, quello secondo cui gli stessi non possono essere assimilati sotto il profilo del regime giuridico, come impropriamente ha fatto la Provincia nel procedimento conclusosi con il provvedimento di PAUR negativo.

In tale direzione è oramai orientata la prevalente giurisprudenza amministrativa di primo grado (cfr., TAR Bari, sent. n. 568/2022; nonché TAR Lecce, sentenze nn. 1799/2022 e 586/22, 1267/22, 1583/22, 1584/22, 1585/22, 1586/22) che ha ripetutamente annullato analoghi dinieghi assunti sulla base di una errata assimilazione dell’agro-voltaico al fotovoltaico.

Nel solco di tali indirizzi intrepretativi della giurisprudenza di primo grado si inscrive anche una recente decisione resa da questa Sezione in sede di appello cautelare (cfr., ord. n. 5480/2022).

Più in generale, il Collegio non condivide l’assunto, contenuto nel parere negativo della Sezione Paesaggio, secondo cui “Il termine agrivoltaico o agrofotovoltaico, più volte richiamato nelle controdeduzioni del proponente al fine di giustificare l’intervento, non trova alcun riscontro nella normativa nazionale o regionale”, trovando esso una netta smentita sulla base di una attenta analisi del diritto positivo nazionale ed euro-unitario” (Consiglio di Stato, Sez. IV, Sent. n. 8029 in data 30.08.2023; cfr. anche Sent. n. 8262 in data 11.09.2023).

Più di recente è stato ribadito che “Non rileva dunque la questione meramente nominalistica se l’agrivoltaico rappresenti o meno una species del più ampio genus fotovoltaico, quanto la questione di ordine sostanziale circa la necessità di esprimere il giudizio di compatibilità ambientale e paesaggistico, tenendo conto delle concrete ed effettive caratteristiche di tali impianti di ultima generazione, nel quadro di una disciplina univocamente orientata nel senso della ricerca di scelte amministrative capaci di rendere compatibili interessi pubblici comprimari” (TAR Puglia – Lecce, Sez. II, Sent. n. 1083 in data 16.06.2025).

Quindi, l’art. 4, comma 1, lett. f-bis), del T.U. FER, recependo le fonti regolamentari e gli indirizzi giurisprudenziali, definisce “impianto agrivoltaico” quell’ “impianto fotovoltaico che preserva la continuità delle attività colturali e pastorali sul sito di installazione. Al fine di garantire la continuità delle attività colturali e pastorali, l’impianto può prevedere la rotazione dei moduli collocati in posizione elevata da terra e l’applicazione di strumenti di agricoltura digitale e di precisione”. 

Rispetto a questa definizione si pone un problema al secondo periodo, ove è previsto che la preservazione della continuità delle attività colturali e pastorali possa (e non debba) ritenersi integrata quando vengano utilizzati sistemi di rotazione dei moduli collocati in posizione elevata da terra. In particolare, non è chiaro se tale possibilità riguardi solo il meccanismo di rotazione ovvero se si estenda anche alla posizione elevata dei moduli. La circostanza è oltremodo dirimente, in quanto nel primo caso la sopraelevazione costituisce elemento minimo obbligatorio, il che consente di qualificare l’impianto come “agrivoltaico” solo nelle ipotesi di impianti “avanzati” di cui all’art. 1.1, lett. e), del D.M. in data 27.06.2022, con esclusione di alcuni degli impianti “base” definiti dall’art. 1.1, lett. d), del medesimo Decreto.

Tuttavia, tali problematiche potrebbero rivelarsi infondate nella prassi, posto che, ormai, i progetti agrivoltaici sono sempre più orientati all’utilizzo di tecnologie tali da soddisfare anche i requisiti facoltativi richiesti dalla norma.

5. Il rinnovato divieto di installazione di impianti in area agricola.

L’art. 11-bis del T.U. FER introduce, al comma 2, una disciplina analoga a quella prevista dall’art. 20, comma 1-bis, del D.Lgs. n. 199/2021, già sottoposta al vaglio della Corte Costituzionale, seppur con rilevanti modifiche derivate dall’introduzione della nozione di impianto agrivoltaico.

In particolare, viene confermato il divieto generalizzato di installazione degli impianti FV con moduli collocati a terra in zone classificate agricole dai piani urbanistici vigenti, ad eccezione delle aree di cui al comma 1, lett. a), limitatamente agli interventi per modifica, rifacimento, potenziamento o integrale ricostruzione degli impianti già installati, a condizione che non comportino incremento dell’area occupata, e di cui alle lettere c), d), e), f), l), numeri 1) e 2) del medesimo articolo. 

Inoltre, è esclusa l’applicazione del divieto: 

• nel caso di progetti che prevedano impianti fotovoltaici con moduli collocati a terra finalizzati alla costituzione di una Comunità Energetica Rinnovabile ai sensi dell’articolo 31 del D.Lgs. n. 199/2021;
• in caso di progetti attuativi delle altre misure di investimento PNRR e del PNC, ovvero di progetti necessari per il conseguimento degli obiettivi del PNRR

La novità più rilevante riguarda l’esenzione dal divieto per l’installazione di impianti agrivoltaici attraverso l’impiego di moduli collocati in posizione adeguatamente elevata da terra. Quindi, viene espressamente esclusa la possibilità di ricorrere a impianti agrivoltaici “base” di cui all’art. 1.1, lett. e), del D.M. in data 27.06.2022 con moduli non adeguatamente elevati. 

Tale esclusione dal divieto è idonea a segnare un sostanziale mutamento rispetto alla disciplina precedente, che precludeva tout court l’installazione di impianti FV con moduli a terra, imponendo una riflessione più ricercata in termini di legittimità costituzionale, in quanto la soluzione adottata costituisce il risultato di un effettivo bilanciamento di interessi tra le esigenze, di derivazione eurounitaria, di produzione di energia da fonti rinnovabili e le esigenze di governo di territorio e di tutela del consumo del suolo agricolo, soprattutto in territori ove viene svolta attività agricola e pastorale di pregio.

Tuttavia, si pone il problema concernente la (eccessiva) discrezionalità concessa agli Enti pubblici preposti al rilascio delle autorizzazioni nella determinazione della misura di elevazione.

Infine, è ancora dubbio se, in assenza di un regime transitorio, la novità normativa possa incidere sulla definizione della questione di costituzionalità sollevata dal TAR Lazio – Roma nella Sentenza n. 9156/2025 in relazione al divieto di installazione di impianti FV con moduli a terra in area agricola di cui all’art. 20, comma 1-bis, del D.Lgs. n. 199/2021, come visto solo parzialmente riproposto. Sul punto, occorrerà attendere la pronuncia della Corte Costituzionale.

6. La piattaforma digitale per aree idonee e zone di accelerazione.

Viene introdotto l’art. 12-bis del Testo Unico FER, ai sensi del quale entro 60 giorni dalla data di entrata in vigore della disposizione, con Decreto del MASE, previa intesa in sede di Conferenza unificata, sono disciplinate le modalità di funzionamento delle piattaforma istituita con Decreto del MASE del 17.09.2024, allo scopo di includervi ogni informazione e strumento necessario per connettere ed elaborare i dati per la caratterizzazione e la qualificazione del territorio, la stima del potenziale e la classificazione delle superfici, delle aree e delle zone. La piattaforma reca un’apposita sezione dedicata alla consultazione pubblica dei dati in essa presenti, nel rispetto della normativa in materia di protezione dei dati personali e di eventuali esigenze di segretezza delle informazioni commerciali e per la sicurezza nazionale. Inoltre, la piattaforma contiene un contatore delle SAU utilizzate per l’installazione di impianti da fonti rinnovabili, alimentato mediante le informazioni ed i dati forniti dalle Regioni e dalle Province autonome in ordine alle superfici classificate come agricole nei rispettivi territori.

Mercoledì 26 novembre 2025, presso la “Sala Grande” del Circolo dei Lettori di Torino, si è tenuto l’interessante convegno (in presenza ed in webinar) “Coordinamento e armonizzazione dei procedimenti ambientali e urbanistici: problematiche e criticità applicative”, organizzato dallo Studio Legale Dal Piaz e dall’Ordine degli Ingegneri della Provincia di Torino in collaborazione con l’Ordine degli Architetti, Pianificatori, Paesaggisti, Conservatori di Torino e la Fondazione per l’Architettura di Torino.

L’evento ha rappresentato un’importante occasione per riflettere sulle criticità applicative legate ai procedimenti di valutazione ambientale.

Hanno introdotto i temi e condotto il convegno l’Avv. Dal Piaz e l’Ing. Sandrone (Ordine degli Ingegneri della Provincia di Torino e Coordinatore Rete Professioni Tecniche del Piemonte). 

VIA e VAS: la giurisprudenza e le esperienze applicative

L’Avv. Dal Piaz ha ripercorso le principali differenze tra la procedura di Valutazione di Impatto Ambientale (VIA) e la Valutazione Ambientale Strategica (VAS). Brevemente, la VIA è una procedura più “puntuale” legata alla singola opera da realizzare ed è un procedimento di valutazione ex ante. Tuttavia, non si tratta di un mero atto tecnico in quanto rientra nell’alveo degli atti di amministrazione: infatti, l’Amministrazione procedente effettua un bilanciamento tra opera da realizzare e sacrificio ambientale che ne deriva.  L’Avv. Dal Piaz ha poi analizzato casi trattati dallo Studio, tra cui la questione del Rigassificatore “Alto Tirreno”: la particolarità del caso concerneva l’utilizzo di una VIA Statale per grandi opere cd. “fast-track”, in cui è prevista un’istruttoria specifica e termini di conclusione del procedimento dimezzati. 

La VAS concerne, invece, la pianificazione e la programmazione ad un livello più generale, non legato al singolo progetto da realizzare: si tratta di un procedimento autonomo rispetto alla procedura di pianificazione urbanistica. Per fini esemplificativi l’Avv. Dal Piaz ha esposto un caso concernente la realizzazione di una pista ciclabile tra due nodi di interesse pubblico costituiti dal centro abitato di Racconigi e dal Centro Cicogne, lungo il muro di cinta del Castello. In quel caso la disquisizione concerneva la necessità di applicare sia la VAS che la VIA. In particolare, in un giudizio dinanzi al T.A.R. è stata contestata la carenza della verifica di assoggettabilità a VAS della variante al PRGC, nonostante la pista ciclabile fosse già prevista dal PRGC originario e la variante semplificata approvata dal Comune si limitasse a prevederne una lieve modifica localizzativa (art. 17 bis, comma 8, L.R. 56/1977): il Giudice Amministrativo ha accolto le ragioni del Comune, difeso dallo Studio. 

Il ruolo della Regione Piemonte

Le indicazioni fornite dalle Regioni in materia di procedimenti ambientali sono di fondamentale importanza sia per le altre Pubbliche Amministrazioni sia per gli operatori privati che devono interfacciarsi con tali procedure. 

Come ben illustrato dall’ Ing. Scifo (Dirigente Settore Valutazioni ambientali e procedure integrate della Regione Piemonte), la chiave risiede nella capacità di integrare tutte le autorizzazioni ambientali. 

L’art. 7 bis, comma 8, D.lgs. n. 152/2006 consente alle Regioni di disciplinare le modalità di coordinamento tra VAS, VIA, VINCA e AIA.  Inoltre, la L.R. n. 13/2023 all’art. 10 rafforza tale approccio prevedendo regole regionali per semplificazione, partecipazione e coordinamento procedurale. Anche la D.G.R. 2016 n. 25-2977 detta disposizioni per l’integrazione delle procedure di VAS nei procedimenti di pianificazione territoriale ed urbanistica, ai sensi della L.R. n. 56/1977. L’obiettivo è quello di garantire coerenza, trasparenza e semplificazione tra i procedimenti ambientali ed autorizzativi regionali/locali, riducendo tempi e sovrapposizioni e garantendo il non aggravio del procedimento. 

 I criteri principali individuati concernono: 

I)  l’unicità del periodo di pubblicazione ed il coordinamento delle fasi di consultazione pubblica; 

II) lo svolgimento parallelo delle istruttorie per comprimere i tempi e garantire coerenza;

III) l’integrazione documentale tra contenuti ambientali inclusi in SIA, Rapporto Ambientale o Studio Preliminare Ambientale; 

IV) procedimenti integrati per VAS, VER VIA e Varianti urbanistiche (art. 17 bis L.R. n. 56/1977) e integrazione tra PAUR, VAS e Varianti urbanistiche (art. 17 bis L.R. n. 56/77).  

L’Ing. Scifo si è poi soffermato sulla descrizione del Sistema informativo per la presentazione delle istanze di VIA online “SCRIVA VIA” (artt. 8 e 9 L.R. n. 13/2023 e D.G.R n. 15-8403 del 08.04.2023). IL portale è stato pensato per semplificare la presentazione delle istanze online e la pubblicazione delle informazioni, garantire maggior trasparenza e partecipazione procedimentale nonché maggior efficacia ed efficienza per le Amministrazioni competenti, per tutte le tipologie di VIA e VAS, e sarà implementato per la presentazione online delle osservazioni dei cittadini.

Le competenze della Città Metropolitana di Torino

Come ben illustrato dalla Dott.ssa D’Errico (esperto giuridico ambientale in ambito di procedimenti autorizzatori integrati e complessi del Nucleo VAS VIA Dipartimento Ambiente e Vigilanza Ambientale della Città Metropolitana di Torino) le valutazioni ambientali sono uno strumento flessibile in continua evoluzione. Il mutare delle problematiche e delle tensioni sociali di un dato momento storico hanno cambiato l’impostazione normativa, per cui non si parla più di “valutazioni preventive” ma di “valutazioni integrate”. A tal fine è stato elaborato il Procedimento Ambientale Unico Regionale obbligatorio (PAUR) disciplinato all’art. 7 bis, comma 7, D.lgs. n. 152/2006 che si svolge con le modalità di cui all’art. 27 bis D.lgs. n. 152/2006.

È interessante rilevare che la Regione Piemonte ha delegato a Città Metropolitana di Torino, con L.R. n. 12/2023, il compito di espletare il PAUR per quasi tutte le opere rilevanti per il territorio tra cui: discariche di rifiuti pericolosi e non, ponti e infrastrutture connesse, cave, impianti idroelettrici, impianti fotovoltaici, allevamenti di bestiame, ecc.. 

La Dott.ssa D’Errico ha poi illustrato le problematiche che derivano da tali integrazioni con le norme specialistiche di settore, allorquando sono coinvolte delle procedure urbanistiche speciali come, ad esempio, le previsioni per le attività estrattive con Piani sovraordinati o per l’installazione di pannelli fotovoltaici. 

E’ stato poi trattato il delicato tema delle “compensazioni ambientali” quali strumenti di integrazione, con obiettivi di sviluppo sostenibile volto a ridurre gli impatti ambientali significativi e negativi. 

La Dott.ssa D’Errico ha quindi presentato l’Accordo quadro di collaborazione scientifica tra Città Metropolitana di Torino, Politenico di Torino, Università degli Studi di Torino e Dipartimento Interateneo di Scienze Progetto e Politiche del Territorio su “Ricerche applicate sulle compensazioni ambientali nei processi di VIA e Vas nel territorio metropolitano di Torino”. L’obiettivo dell’accordo è quello di fornire un supporto al processo decisionale e progettuale nella selezione delle misure di compensazione o di mitigazione più idonee nonché per la stima dei costi per gli interventi compensativi.  Si tratta di fornire strumenti per la territorializzazione delle compensazioni favorendo l’intervento in aree degradate sensibili o di elevato valore ambientale da tutelare e potenziare. 

Nel PAUR Città Metropolitana di Torino controlla e definisce direttamente le compensazioni condizionando i propri atti; anche nella VAS, quando è soggetto competente, costruisce un proprio piano prevedendo l’applicazione di criteri compensativi.

Le criticità operative nella prospettiva degli operatori privati 

L’Ing. Sara Asunis e l’Ing. Renato Lacroce hanno poi affrontato l’argomento delle criticità operative dei procedimenti ambientali nella prospettiva degli operatori privati, rappresentando i principali problemi che le piccole e medie imprese devono affondare per adempiere alle prescrizioni di un procedimento ambientale, e sottolineando la carenza di un iter amministrativo codificato per gestire le prescrizioni delle “pre-istanza” (verifica di VIA ex art. 19 D.lgs. n. 152/2006). E’ seguito un interessante dibattito tra relatori e pubblico data l’attualità e la concretezza dei casi affrontati. 

Il convegno è stato molto interessante per la qualità delle relazioni e l’alto profilo dei relatori, ed anche per gli interventi del pubblico.

Prossimamente sarà pubblicata la registrazione video del convegno.

Lo Studio Legale Dal Piaz conferma la propria continua crescita con nuove collaborazioni ed offrendo nuovi servizi professionali alla clientela.

Il team di diritto amministrativo si è ulteriormente rinforzato accogliendo infatti l’Avv. Arianna Raimondetto ed i Dott.ri Giorgia Marino ed Eleonora Monti; quello di diritto civile l’Avv. Luisa Bergamino e la Dott. Benedetta Rizzo.

Inoltre, lo Studio d’ora in poi assiste la clientela imprenditoriale anche nelle operazioni commerciali internazionali.

Il diritto del commercio internazionale.

In un contesto economico sempre più globalizzato il diritto del commercio internazionale assume un ruolo strategico nella regolazione delle relazioni giuridiche tra operatori economici appartenenti ad ordinamenti differenti. La crescente propensione delle imprese verso l’internazionalizzazione – sia mediante l’instaurazione di rapporti contrattuali con controparti estere sia attraverso l’espansione diretta in mercati stranieri – impone una conoscenza approfondita delle norme applicabili, delle prassi locali e dei meccanismi di risoluzione delle controversie transnazionali.

Infatti, l’assenza di un’adeguata conoscenza delle normative internazionali, delle regole di conflitto e delle peculiarità giuridiche dei sistemi coinvolti può esporre l’impresa a rischi significativi quali l’invalidità o l’inefficacia del contratto e l’incertezza sull’autorità giudiziaria competente, ed a problemi in ordine alla tutela dei diritti di proprietà intellettuale, all’applicazione di una normativa straniera potenzialmente meno favorevole per l’esportatore nonché alla mancata tutela del credito. 

Quindi, l’assistenza legale qualificata in tale materia, che d’ora in avanti assicura lo Studio, garantisce la predisposizione di adeguate strategie operative per la clientela interessata, capaci di prevenire il contenzioso, tutelare gli interessi patrimoniali e favorire una gestione efficiente delle relazioni economiche transfrontaliere.

Stante la complessità della materia, lo Studio Legale Dal Piaz offre ai clienti una consulenza qualificata avvalendosi della professionalità dell’Avv. Bergamino, che ha completato la formazione conseguendo il Diploma di Alta Formazione in Diritto degli Affari e dei Contratti Internazionali presso l’Unione Internazionale degli Avvocati ed ha maturato una solida esperienza nei processi di internazionalizzazione delle imprese e nelle operazioni commerciali con l’estero, avendo collaborato con la Camera di Commercio Italiana a Nizza e con la Camera di Commercio Francese a Milano; attualmente è anche consulente presso la Camera di Commercio Italiana negli Emirati Arabi Uniti.

Dunque, l’offerta professionale dello Studio viene ulteriormente arricchita in materia di redazione della contrattualistica necessaria per l’export di beni e servizi, e quindi di contratti di vendita, distribuzione ed agenzia, nonché da una rete di rapporti professionali transazionali che consente di fornire servizi accessori di rilievo, quali la traduzione asseverata di documenti, la registrazione di marchi e brevetti ed il recupero del credito all’estero.

Mercoledì 26 novembre 2025, dalle ore 9.30 alle ore 13.00, presso il Circolo dei Lettori di Torino, si terrà il convegno gratuito, in presenza ed online, “COORDINAMENTO E ARMONIZZAZIONE DEI PROCEDIMENTI AMBIENTALI E URBANISTICI: PROBLEMATICHE E CRITICITÀ APPLICATIVE”, organizzato dallo Studio Legale Dal Piaz e dall’Ordine degli Ingegneri della Provincia di Torino in collaborazione con l’Ordine degli Architetti, Pianificatori, Paesaggisti, Conservatori di Torino e la Fondazione per l’Architettura di Torino. Il seminario è in fase di accreditamento presso l’Ordine degli Ingegneri della Provincia di Torino e l’Ordine degli Architetti di Torino.

Il convegno

Il seminario è rivolto ad un pubblico composito (ingegneri, architetti pianificatori, pubblici funzionari, amministratori, imprese e professionisti) e intende indagare, con il coinvolgimento di autorevoli Professionisti, in una prospettiva innovativa, il rapporto tra VAS, VIA e pianificazione urbanistica. Partendo dal procedimento delineato dal Codice dell’Ambiente (D.lgs. n. 152/2006) e dalla legislazione regionale in vigore (con particolare riferimento alla nuova Legge regionale n. 13/2023 nonché ai regolamenti regionali e alle circolari in vigore), verranno analizzate le problematiche derivanti dall’applicazione pratica dei procedimenti ambientali nell’ambito delle scelte di pianificazione urbanistica effettuate dagli enti locali. 

Il programma

A seguito di una breve introduzione curata dall’Avv. Francesco DAL PIAZ e dall’Ing. Giorgio SANDRONE sulle tematiche più attuali che interessano gli interpreti, sia dal punto di vista tecnico che legale, il convegno proseguirà con quattro interventi a cura di:  

• Avv. Francesco DAL PIAZ, con una riflessione su “VIA, VAS: ESPERIENZE APPLICATIVE E PRATICHE GIURISPRUDENZIALI”;
• Ing. Salvatore SCIFO (Responsabile presso la Regione Piemonte del Settore di Copianificazione Urbanistica Area Nord-Ovest) con un intervento su “LE INTEGRAZIONI PROCEDIMENTALI CON LE VALUTAZIONI AMBIENTALI E LA DIGITALIZZAZIONE DELLE PROCEDURE”; 
• Dott.ssa Luciana D’ERRICO (Esperto giuridico ambientale in ambito di procedimenti autorizzatori integrati e complessi del Nucleo VAS VIA Dipartimento Ambiente e Vigilanza Ambientale della Città Metropolitana di Torino) con un intervento in materia di “ESPERIENZE SULLE VALUTAZIONI AMBIENTALI DI CITTÀ METROPOLITANA DI TORINO”;
• Ing. Sara ASUNIS (Ingegnere Ambientale con esperienza in campo valutativo e progettuale per opere di trasformazione territoriale, per impianti di energia rinnovabili e per diversi progetti di riqualificazione ambientale) e Ing. Renato LACROCE (Socio e Partner dello Studio Associato di Ingegneria “Studio Kiwi & Associati”) che intervengono su “LE CRITICITÀ OPERATIVE DEI PROCEDIMENTI AMBIENTALI NELLA PROSPETTIVA DEGLI OPERATORI PRIVATI”. 

Il convegno proseguirà con una tavola rotonda in cui si confronteranno gli operatori del settore per discutere di tematiche di stretta attualità e casi concreti in tema di procedimenti ambientali. La tavola vedrà la partecipazione, tra gli altri, dell’Ing. Paolo MASSA (Consigliere dell’Ordine degli Ingegneri della Provincia di Torino e referente per le commissioni Ambiente e Georisorse del Territorio).

Lo Studio tradizionalmente assicura assistenza su tematiche particolarmente complesse sia nel Diritto Amministrativo che nel Diritto Civile ed in quello Penale collegato: per questo motivo sono stati implementati gruppi di lavoro specializzati (“focus team”: Spazio Ambiente, Spazio Appalti, Spazio Edilizia, Spazio Patrimoni), composti da esperti nei tre principali rami del diritto, che garantiscono la gestione interdisciplinare delle questioni che il cliente pubblico e quello privato propongono.

Di seguito, a titolo esemplificativo, una selezione di casistiche seguite dallo Studio nel primo semestre del 2025 in ambito amministrativo e civile.

Diritto Amministrativo: appalti pubblici

Tra i tanti incarichi prestigiosi in tema di appalti pubblici affidati allo Studio (in cui opera il team specializzato Spazio Appalti) nel 2025 spiccano la preparazione e la gestione di numerose procedure ad evidenza pubblica in favore di Amministrazioni e assegnatarie di ingenti fondi PNRR e, soprattutto, delle attività correlate all’organizzazione ed alla gestione dell’evento di rilevante portata internazionale^[1] “Giochi Mondiali Invernali Special Olympics Torino 2025”. 

La Fondazione “Comitato Organizzatore dei Giochi Mondiali Invernali Special Olympics Torino 2025” ha infatti scelto la comprovata esperienza dello Studio per l’assistenza ed il supporto al RUP finalizzati alla realizzazione delle Special Olympics Torino 2025.

L’incarico allo Studio è partito da “zero” (analogamente a quanto avviene per altre P.A.), e quindi il team di Spazio Appalti ha predisposto l’iscrizione e l’abilitazione della Fondazione agli applicativi ANAC (Portale AUSA, FVOE 2.0., PCP, ecc.) ed alle varie Piattaforme di Approvvigionamento Digitale (come il Portale Acquisti in rete gestito da Consip S.p.A.), nel rispetto della digitalizzazione del ciclo di vita dei contratti pubblici introdotta con il D.Lgs. n. 36/2023; inoltre, ha curato, con una Stazione Appaltante partner, lo svolgimento di tutte le procedure che non potevano essere gestite direttamente dalla Fondazione in quanto soggetto non qualificato.

I Professionisti specializzati di Spazio Appalti hanno predisposto tutti i documenti (Bandi e Disciplinari di gara, ecc.) necessari per l’affidamento dei servizi e delle forniture, assistendo i tecnici nella redazione dei Capitolati speciali e le Commissioni giudicatrici, ed hanno predisposto i contratti curandone la fase esecutiva.

Un altro incarico di rilievo del 2025 ha riguardato la consulenza giuridica di natura tecnico-amministrativa in favore di una primaria Azienda Ospedaliera nella procedura di PPP per la realizzazione di una nuova Città della Salute e della Scienza^[2].

Lo Studio ha supportato il RUP della procedura e la Direzione Generale dell’AOU nella predisposizione e nella revisione di tutta la documentazione necessaria per l’espletamento di una procedura molto complessa, con concessione di grandissimo valore (circa un miliardo e duecento milioni di euro), e nella redazione delle risposte ai numerosi quesiti presentati da primari operatori economici, adiuvando la Direzione Generale nella gestione dei rapporti con le Autorità competenti, tra cui ANAC, Regione ed altri Advisor.

Inoltre, nel 2025 lo Studio ha assistito diversi operatori economici nella predisposizione di proposte di PPP (concessioni di parcheggi multipiano, ristrutturazione spazi pubblici, impianti sportivi di rilevanti dimensioni) mediante redazione delle bozze di convenzioni e revisione di tutta la documentazione necessaria, e supporto nella partecipazione alla gara bandita dall’ente concedente.

Tra i numerosi giudizi seguiti, particolare rilievo assume l’attività svolta in favore di importanti Centrali di Committenza regionali, assistite in varie controversie con riguardo – tra l’altro – all’impugnazione di provvedimenti di esclusione e di aggiudicazione da parte dei concorrenti, nonché tutte le questioni connesse, quali la verifica di anomalia dell’offerta, l’applicazione del soccorso istruttorio, la corretta imputazione dei costi della manodopera ed altri profili di particolare complessità tecnica e giuridica.

Un recente incarico di rilievo per lo Studio è il patrocinio prestato a favore di una primaria agenzia nazionale per il lavoro in un importante contenzioso concernente una gara, indetta da una nota Azienda Sanitaria piemontese, dal valore di quasi cento milioni di euro. La procedura ha assunto carattere di eccezionalità poiché, in ben cinque lotti, quattro operatori economici hanno conseguito lo stesso punteggio tecnico ed economico e, pertanto, l’aggiudicazione di ciascun lotto è stata determinata attraverso il ricorso al sorteggio, sollevando numerosi interrogativi sul legittimo operato della Commissione giudicatrice.

Tra i giudizi di maggiore complessità e rilievo a livello nazionale spicca altresì l’attività svolta in favore di un primario operatore economico del settore della mobilità urbana, regolarmente assistito in tutte le questioni inerenti ai contratti pubblici. Di recente, lo Studio ha conseguito un importante risultato innanzi al T.A.R. Sicilia, ottenendo l’annullamento del provvedimento di esclusione disposto nei confronti della suddetta Società all’esito del sub-procedimento di verifica dell’anomalia dell’offerta.

Infine, lo Studio ha organizzato anche quest’anno seminari formativi (in modalità webinar e/o in presenza) per illustrare la continua evoluzione della disciplina del Codice dei contratti pubblici.

Diritto Amministrativo: la funivia del Mottarone

Tra gli incarichi ricevuti dalle Pubbliche Amministrazioni si distingue per delicatezza e complessità quello concernente la ricostruzione della funivia del Mottarone.

Infatti, a seguito del grave incidente avvenuto nel corso del 2021 che ha determinato la chiusura dell’impianto di risalita, sono state avviate interlocuzioni tra Comune, Ministero del Turismo e Regione Piemonte per stipulare un accordo, ai sensi dell’art. 15 della L. n. 241/1990, al fine di disciplinare le modalità di erogazioni dei fondi per la ricostruzione della funivia e per gli interventi finanziabili, ed individuare la procedura attraverso cui l’Amministrazione comunale dovrà selezionare l’affidatario dei lavori.

Lo Studio, in primo luogo, ha verificato l’effettiva titolarità delle aree su cui sorgeva l’impianto e dell’impianto stesso; quindi, sono stati eseguiti approfondimenti circa i vincoli persistenti sul Mottarone, da cui non è possibile prescindere per la corretta individuazione degli interventi da effettuare, e le tipologie di procedure da seguire per la ricostruzione e la gestione del nuovo impianto.

Ad oggi l’accordo è completo e si attende esclusivamente la sua sottoscrizione.

Diritto Amministrativo: lo sviluppo urbanistico di un campus universitario ed altri esempi

Lo Studio, come sempre, anche nel 2025 ha assistito svariate decine di enti locali per la predisposizione di normative di varianti urbanistiche, titoli edilizi complessi e convenzionati e valutazioni ambientali, nonché nel relativo contenzioso.

Quest’anno spicca in particolare l’assistenza prestata a una prestigiosa Università piemontese in occasione della realizzazione di un nuovo campus.

Il team di Spazio Edilizia ha affiancato i tecnici dell’Ateneo nelle interlocuzioni con il Comune competente e con altre Autorità fornendo supporto specialistico per la predisposizione dei documenti e degli elaborati necessari per eseguire l’intervento. L’incarico rivestiva particolare delicatezza poiché legato a finanziamenti vincolati a scadenze stringenti, finalizzati a potenziare le strutture ed ampliare l’offerta formativa dell’Università.

Un aspetto cruciale dell’attività ha riguardato il supporto nella redazione del PTE (Piano Tecnico Esecutivo) e la gestione delle problematiche connesse alla variante del PRGC, indispensabile per consentire l’esecuzione del progetto in conformità al PTE elaborato dall’Università. Infatti, la realizzazione del nuovo campus necessitava la riprogrammazione urbanistica dell’area interessata dall’intervento da parte del Comune, da attuarsi in sinergia con l’Università, per potenziare i collegamenti con il trasporto pubblico locale e con le piste ciclabili cittadine, al fine di agevolare gli studenti nel raggiungimento dei luoghi di studio con mezzi economici e non inquinanti e disincentivare l’utilizzo di auto per ridurre il traffico nell’area, e per individuare le aree idonee da destinare a parcheggi pubblici al fine di rispettare gli standard urbanistici.

Diritto Amministrativo: il Canone Unico Patrimoniale

Negli ultimi mesi lo Studio ha affiancato numerose Pubbliche Amministrazioni nella gestione strategica dei rapporti contrattuali con gli operatori di telecomunicazioni, un settore profondamente ridefinito dall’introduzione del comma 831-bis all’art. 1 della L. n. 160/2019, relativo al c.d. “Canone Antenne”.

In particolare, a seguito della novella legislativa, diversi operatori economici hanno sostenuto la necessità di un’eterointegrazione del CUP nei contratti di locazione in essere, anche aventi ad oggetto beni appartenenti al patrimonio disponibile degli Enti. Queste prassi, sempre più diffuse nel settore, si sono consolidate negli anni in ragione di una disciplina caratterizzata da ambiguità regolatorie e da un panorama giurisprudenziale non univoco.

Per gli Enti locali la questione si rivela tutt’altro che marginale: gran parte dei contratti coinvolge Comuni di piccole dimensioni, spesso privi di risorse finanziarie adeguate e costretti a interfacciarsi con big players del mercato in una posizione di debolezza negoziale. In aggiunta, le frequenti carenze di organico espongono al rischio di decadenza dei termini prescrizionali per la riscossione coattiva dei canoni, con possibili profili di responsabilità erariale.

In questo contesto, lo Studio è chiamato con sempre maggiore frequenza a gestire situazioni complesse e “highly sensitive”, in cui la professionalità e la competenza rappresentano un asset fondamentale per supportare gli uffici competenti, individuando la strategia più efficace e sostenibile per tutelare gli interessi pubblici e garantire un impatto positivo sui bilanci degli enti.

L’approccio dello Studio va oltre il tradizionale recupero crediti e il contenzioso: in questi casi si rende indispensabile combinare expertise tecnico-giuridica con un approccio pragmatico e orientato ai risultati, trasformando regole astratte in soluzioni operative, trasparenti e replicabili.

Quindi, le Amministrazioni hanno potuto ridurre i margini di conflitto legale, assicurare uniformità applicativa, incrementare la compliance e al contempo valorizzare le proprie entrate patrimoniali, in coerenza con i principi di efficienza, imparzialità e accountability sanciti dagli ordinamenti nazionale ed europeo.

Diritto Amministrativo: assistenza nei procedimenti autorizzatori di impianti FER

Lo sviluppo delle fonti energetiche rinnovabili rappresenta una delle sfide più strategiche per la transizione ecologica e per il raggiungimento degli obiettivi europei e nazionali in materia di sostenibilità. 

In un contesto normativo e giurisprudenziale in continua evoluzione, è essenziale disporre di competenze legali altamente specializzate e costantemente aggiornate, in grado di individuare le procedure più idonee per garantire la realizzazione e l’operatività degli impianti FER.

Pertanto, lo Studio, tramite il team di Spazio Ambiente, assiste sia enti pubblici sia operatori economici in tutte le fasi del lifecycle dei progetti in materia di rinnovabili, mettendo a disposizione un know-how giuridico solido, aggiornato ed orientato ai risultati.

Grazie a una costante attività di monitoring della normativa di settore – dal D.Lgs. n. 199/2021, che ha introdotto criteri e strumenti per l’individuazione delle aree idonee, al più recente D.Lgs. n. 190/2024, che ha semplificato e innovato ulteriormente il quadro procedurale – lo Studio supporta primari operatori nazionali e internazionali nell’individuazione dei titoli abilitativi necessari alla realizzazione degli impianti e nella gestione delle interlocuzioni istituzionali per l’accesso agli incentivi green.

Inoltre, il team di Spazio Ambiente ha maturato un ruolo di primo piano anche nella tutela giudiziale degli interessi dei clienti, promuovendo ricorsi innanzi ai TAR Regionali e al Consiglio di Stato avverso provvedimenti limitativi delle Amministrazioni.

Diritto Amministrativo: Comunità Energetiche Rinnovabili (CER) ed il progetto RECOCER

La transizione energetica non passa soltanto attraverso la realizzazione di grandi impianti da fonti rinnovabili ma anche dal coinvolgimento attivo delle comunità locali.
Le Comunità Energetiche Rinnovabili (CER), disciplinate dagli artt. 31 e 32 del D.Lgs. n. 199/2021, costituiscono oggi uno strumento innovativo di partecipazione e value sharing, che consente a cittadini, enti locali, imprese e altri soggetti di produrre, consumare e gestire energia rinnovabile in modo collaborativo e sostenibile.

Lo Studio ha maturato una solida esperienza nell’assistenza legale, sia a favore di Pubbliche Amministrazioni sia di operatori privati, nella delicata fase di costituzione ed avvio delle CER, mettendo a disposizione competenze specialistiche in ambito amministrativo, contrattuale ed energetico.

In particolare, il team di Spazio Ambiente supporta P.A. ed operatori economici in tutte le fasi di costituzione e messa in funzione della CER: dalla scelta della forma giuridica più idonea, calibrata sulle esigenze specifiche dei partecipanti, alla redazione di statuti, regolamenti interni e patti parasociali, volti a disciplinare governance, diritti e obblighi dei membri; dalla consulenza per la stipulazione di accordi con gestori di rete e altri stakeholder strategici, all’assistenza nelle procedure di accesso agli incentivi.

Tra le attività di maggior interesse, merita menzione il progetto RECOCER, una CER neocostituita, con oltre 40 impianti fotovoltaici, in forma di Fondazione di partecipazione, che coinvolge la Comunità Collinare del Friuli e 16 Comuni del territorio friulano e che si propone quale principale promotore e aggregatore di iniziative volte alla formazione di configurazioni sia all’interno che al di fuori dei confini regionali.

Diritto Civile: il contenzioso nella sanità pubblica 

Tra gli incarichi di maggiore rilievo che hanno impegnato lo Studio nell’anno in corso un posto di primo piano spetta all’assistenza prestata a una nota società pubblica in liquidazione, titolare di un noto Ospedale, in una vicenda che ha dato origine a un articolato contenzioso civile e amministrativo, con impatti rilevanti sul piano reputazionale e sulla continuità dei servizi erogati.

La società, costituita come sperimentazione gestionale ex art. 9-bis del D.Lgs. n. 502/1992 e accreditata a livello regionale per l’attività sanitaria in fascia A, è stata posta in liquidazione nel 2021 dalla Regione Piemonte, continuando però a svolgere un ruolo centrale nella sanità territoriale.

Negli ultimi anni, i servizi socioassistenziali e sanitari sono stati affidati in global service a un operatore esterno con contratti di durata semestrale. La gestione dei rapporti ha però incontrato crescenti criticità, dovute sia alla difficoltà di ottenere documentazione completa e verificabile sui turni e sulle ore del personale, sia alle discontinuità riscontrate nell’erogazione del servizio.

A seguito di indagini penali e di verifiche puntuali, è emerso ad esempio il mancato rispetto da parte dell’appaltatore degli standard quantitativi di personale stabiliti dalla normativa regionale e dai contratti.

Le contestazioni mosse dalla committente hanno portato alla risoluzione anticipata del contratto di appalto, adottata ai sensi dell’art. 122 del Codice dei contratti pubblici, in considerazione della gravità e della reiterazione delle carenze riscontrate.

L’operatore economico ha reagito promuovendo un ampio contenzioso: da un lato ha adito il Tribunale delle Imprese di Torino, chiedendo la declaratoria di illegittimità della risoluzione, la risoluzione per inadempimento della controparte, il risarcimento dei danni e il pagamento di oltre 2,8 milioni di euro; dall’altro, ha presentato ricorsi al T.A.R. Piemonte contro l’esclusione da successive gare per l’affidamento del medesimo servizio, sostenendo l’illegittimità dei provvedimenti fondati sull’accertamento del grave illecito professionale.

Lo Studio (tramite i team di Spazio Patrimoni e Spazio Appalti) ha curato, in tutte le sedi, la difesa della committente attraverso un approccio multidisciplinare, che ha integrato competenze civilistiche, amministrative e penalistiche, garantendo un presidio completo tanto sotto il profilo processuale quanto nella definizione delle strategie di tutela. 

L’attività si è focalizzata su due direttrici principali: da un lato, l’interrelazione tra gli inadempimenti contrattuali e le indagini penali in corso, dirimente ai fini della valutazione di affidabilità dell’operatore; dall’altro, la valutazione delle circostanze relative al mancato rispetto delle prestazioni contrattuali in un preciso arco temporale, che hanno assunto rilievo decisivo nel qualificare la gravità delle condotte contestate. 

Tale esempio riveste un significato strategico per il sistema ospedaliero regionale. 

Diritto Civile ed Amministrativo: la “Variante di Omegna”

Tra gli incarichi seguiti dallo Studio nel 2025 si segnala l’assistenza prestata ad una importante società pubblica regionale nell’ambito del complesso contenzioso relativo all’intervento infrastrutturale denominato “Variante di Omegna”. La vicenda, originata da un procedimento espropriativo avviato oltre quindici anni fa, è attualmente al centro di una causa civile in cui si discute della restituzione di somme corrisposte a titolo di indennità provvisoria, nonché della determinazione definitiva delle indennità spettanti.

A seguito della determinazione definitiva dell’indennità spettante, la società pubblica ha adito il Tribunale competente chiedendo la restituzione delle somme corrisposte in eccedenza rispetto all’importo provvisoriamente versato. L’impresa ha resistito, sollevando un’eccezione di prescrizione e avanzando, in via riconvenzionale, richieste di rideterminazione delle indennità e di riconoscimento di un presunto danno aziendale, sostenendo di avere diritto a maggiori somme rispetto a quanto definito dalla procedura amministrativa.

Lo Studio assiste la società pubblica in questa complessa vicenda, che intreccia profili amministrativi, civilistici ed espropriativi. L’attività si è sviluppata su più direttrici e l’incarico riveste un ruolo strategico, in quanto finalizzato a tutelare il soggetto pubblico nella gestione di risorse finanziarie rilevanti e a garantire la certezza dei procedimenti espropriativi già conclusi da anni. La complessità del caso, che coinvolge valutazioni urbanistiche, titolarità dei terreni, rapporti convenzionali e profili di diritto civile, ha richiesto un approccio multidisciplinare e coordinato da parte dei team di Spazio Edilizia e Spazio Patrimoni, a garanzia della piena tutela degli interessi pubblici coinvolti.

Diritto Civile ed Amministrativo: l’assistenza stragiudiziale alle imprese destinatarie di fondi pubblici 

Nel corso del 2025 lo Studio ha proficuamente assistito una S.r.l. in liquidazione – leader italiana nel settore dell’allevamento di insetti – destinataria di un provvedimento di avvio del procedimento di revoca di un importante finanziamento pubblico.

Infatti, nel 2023 la Società aveva partecipato ad un bando per l’erogazione di fondi del Piano Nazionale di Ripresa e Resilienza (PNRR) presentando un innovativo progetto di ricerca finalizzato all’implementazione di una filiera agro-zootecnica sostenibile basata sull’utilizzo di mangimi alternativi contenenti larve per l’allevamento. 

Tra le disposizioni del menzionato bando era stabilito che, nel caso in cui il beneficiario dei fondi fosse stato posto in liquidazione prima della conclusione del progetto, l’ente erogatore avrebbe potuto procedere alla revoca delle somme corrisposte.

Pertanto, nel momento in cui la Società ha iscritto nel registro delle imprese la delibera di messa liquidazione, ha ricevuto comunicazione di avvio del procedimento di revoca del finanziamento.

Con l’esperienza maturata dallo Studio nell’ambito dei rapporti con gli enti pubblici è stato possibile porre l’attenzione sul legittimo e proficuo utilizzo del denaro pubblico; si tratta di un tema di particolare interesse per i funzionari che erogano finanziamenti dal momento che un errore di valutazione di un beneficiario o della legittimità di una erogazione comporta possibile responsabilità erariale.

L’analisi sistematica della questione ha evidenziato che l’ente finanziatore – in assenza di criteri normativi relativi all’an e al quantum della revoca – non avesse preso in considerazione due aspetti fondamentali: l’imprevedibile contrazione del mercato dell’insect farming e l’effettiva conclusione del progetto di ricerca, che ha creato valore sotto diversi aspetti: ad esempio sotto il profilo scientifico la Società ha contribuito all’avanzamento della conoscenza sull’uso di substrati per l’allevamento degli insetti e sugli effetti dell’integrazione delle larve nei mangimi destinati all’avicoltura; in termini ambientali il progetto ha dimostrato che l’allevamento di insetti è compatibile con l’utilizzo di quantità minime di suolo, acqua ed energia, contribuisce alla riduzione dei rifiuti e genera emissioni di gas serra estremamente ridotte.

Pertanto, la dimostrazione del perseguimento dell’interesse pubblico ha determinato il soggetto pubblico erogatore del finanziamento a concludere il procedimento senza disporre alcuna revoca.

Diritto Civile ed Amministrativo: il supporto agli enti locali

Tra i numerosi incarichi in ambito civile, lo Studio assiste la Città Metropolitana di Torino – in qualità di delegata dell’Ambito Territoriale Minimo (ATEM) Torino 2 – nella fase esecutiva del contratto di gestione della rete di distribuzione del gas, affidato ad Italgas S.p.A. nel 2019 a seguito di una delle prime gare d’appalto a livello nazionale.

In ragione del proprio ruolo e delle relative responsabilità ma soprattutto in assenza di altre esperienze cui far riferimento, la committente ha deciso di affidarsi ad uno Studio di grande esperienza sia in ambito civile che amministrativo; infatti, la multidisciplinarietà è tra i punti di forza dello Studio e rappresenta una caratteristica essenziale per il migliore espletamento dell’attività di assistenza legale richiesta.

L’oggetto di questo incarico consiste nella verifica del corretto adempimento del contratto di servizio e delle attività svolte dal gestore – tra cui anche la realizzazione di estensioni di rete e la sostituzione di impianti di derivazione delle utenze – nonché del rispetto della normativa attuativa emanata dall’Autorità di Regolazione per Energia Reti e Ambiente (ARERA) nel corso della durata del contratto.

Conclusioni

Gli esempi illustrati confermano l’impegno dello Studio nel mettere a disposizione di operatori economici e Pubbliche Amministrazioni competenze specialistiche multidisciplinari e costantemente aggiornate, rafforzando la capacità dei team di affrontare con successo le trasformazioni normative e operative di settori ad alta complessità ed in continua evoluzione.

L’evoluzione normativa e giurisprudenziale dei regimi autorizzatori, generali e speciali, prescritti per l’installazione di impianti di Fonti di Energie Rinnovabili (c.d. “FER”) è stata oggetto di precedente analisi^[1].

Inoltre, sono state già esaminate le più rilevanti pronunce riguardanti il procedimento di valutazione di impatto ambientale (VIA) per la realizzazione di impianti di produzione di energia rinnovabile^[2] e le recenti Sentenze del 13.05.2025 nn. 9155 e 9156 con le quali il TAR per il Lazio – Roma ha, rispettivamente, dichiarato parzialmente illegittimo il D.M. 21.06.2024, recante “Disciplina per l’individuazione di superfici e aree idonee per l’installazione di impianti a fonti rinnovabili” (anche noto come D.M. “Aree idonee”), e rimesso alla Corte costituzionale la decisione circa la legittimità dell’art.  5 del D.L. 15 maggio 2024 n. 63 (c.d. D.L. “Agricoltura”), con il quale è stato introdotto un generale divieto di installazione di impianti con moduli “a terra” in area agricola di cui al comma 1-bis dell’art. 20 del D.Lgs. 199/2021^[3].

Si rende, quindi, opportuna l’analisi dei regimi autorizzatori “ordinari” introdotti con il recente Testo Unico FER e le conseguenze della sua adozione rispetto all’efficacia del D.M. 10.09.2010, recante le “Linee guida per il procedimento di cui all’articolo 12 del Decreto Legislativo 29 dicembre 2003, n. 387 per l’autorizzazione alla costruzione e all’esercizio di impianti di produzione di elettricità da fondi rinnovabili, nonché linee guida tecniche per gli impianti stessi”, ed alle relative norme attuative regionali.

1. I regimi autorizzatori “ordinari” di cui al Testo Unico FER.

La molteplicità di fonti in precedenza volte a normare i regimi autorizzatori per l’installazione di impianti FER (tra le altre: il D.P.R. 380/2001, il D.Lgs. 387/2003, il D.Lgs. 28/2011 e il D.Lgs. 199/2021) è stata recentemente razionalizzata nel citato Testo Unico FER (D.Lgs. 190/2024), con cui è stata recepita la Direttiva (Ue) 2023/2413 (c.d. “Direttiva Red III”), entrato in vigore il 30.12.2024.

Questo intervento normativo si pone l’obiettivo di semplificare tutte le procedure burocratiche legate all’impiego degli impianti alimentati da Fonti di Energie Rinnovabili (FER) mediante un unico testo normativo primario, superando la precedente frammentazione normativa.

Quindi, il Testo Unico FER definisce i regimi amministrativi:

• per la costruzione e l’esercizio degli impianti di produzione e dei sistemi di accumulo di energia da fonti rinnovabili;
• per gli interventi di modifica, potenziamento, rifacimento totale o parziale degli stessi impianti;
• per le opere connesse e le infrastrutture indispensabili alla costruzione ed all’esercizio di tali impianti.

Al fine di assicurare l’effettiva riduzione degli oneri amministrativi e regolatori a carico degli operatori economici, è sancito il principio per cui non possono essere richieste, dalle amministrazioni o dai privati gestori di pubblici servizi, in quanto già in loro possesso, dichiarazioni o attestazioni relative all’idoneità del regime amministrativo per la realizzazione dell’intervento né ulteriori dichiarazioni, segnalazioni, comunicazioni o autorizzazioni.

Inoltre, l’art. 6 stabilisce che “Ai fini della qualificazione dell’intervento e della relativa disciplina amministrativa allo stesso applicabile, rileva l’eventuale cumulo tra le differenti istanze presentate, dovendosi reputare come unica la domanda invece parcellizzata e avente ad oggetto la medesima area, ovvero presentata dal medesimo soggetto identificabile come unico centro di interessi”.

Con il nuovo Testo Unico, poi, il legislatore sembra voler segnare un chiaro e netto discrimine tra la disciplina edilizia strictu sensu e quella, invece, volta a regolamentare la realizzazione di impianti FER, che diviene un’attività autorizzatoria a sé stante, disciplinata da un diverso corpus normativo e soggetta a limiti differenti. Siffatta considerazione è avvalorata dall’art. 14, comma 10, del T.U. FER, che ha introdotto il comma 1-bis all’art. 6 del DPR 380/2001 ai sensi del quale: “Fermo restando quanto previsto al capo VI del titolo IV, per la realizzazione degli interventi relativi alla produzione di energia da fonti rinnovabili si applicano le disposizioni di cui al decreto legislativo di attuazione dell’articolo 26, commi 4 e 5, lettera d), della legge 5 agosto 2022, n. 118 [ndr. Legge delega del Testo Unico]. Ai soli fini dell’acquisizione del titolo edilizio necessario alla realizzazione delle costruzioni e delle opere edilizie costituenti opere connesse o infrastrutture indispensabili alla costruzione e all’esercizio degli impianti resta altresì ferma la normativa tecnica di cui al presente decreto”.

Sotto il profilo dell’applicazione temporale, il Testo Unico offre alle Regioni ed agli Enti locali la possibilità di intervenire per semplificare ulteriormente gli iter, anche con un innalzamento delle soglie di potenza previste per gli impianti, prevedendo un periodo transitorio di 180 giorni per l’adeguamento degli Enti territoriali nel quale continuano ad applicarsi le regole vigenti.

Inoltre, l’art. 15 del citato Testo Unico stabilisce che a far data dalla sua entrata in vigore le disposizioni indicate nell’Allegato D al medesimo T.U. FER “sono abrogate, unitamente a ogni altra disposizione incompatibile” e che a decorrere dalla medesima data “eventuali rinvii ad altre disposizioni concernenti la disciplina dei regimi amministrativi per la produzione di energia da fonti rinnovabili si intendono riferiti al presente decreto”, precisando, altresì, che la disciplina previgente trova applicazione solo alle procedure che, alla data della sua entrata in vigore, siano “in corso”, nel senso ivi esplicitato^[4], ferma restando la facoltà per il proponente di optare per l’applicazione della novella legislativa.

Sotto il profilo autorizzatorio, eliminato l’istituto della DILA, sono previsti solo tre diversi regimi cui si ricollegano i diversi interventi elencati in Allegati ad hoc; in particolare:

• Edilizia libera di cui all’art. 7 (Allegato A);
• Procedura Abilitativa Semplificata (PAS) di cui all’art. 8 (Allegato B);
• Autorizzazione Unica (AU) di cui all’art. 9 (Allegato C).

1.1. Attività libera.

Il regime di attività libera si caratterizza in quanto non richiede l’acquisizione di permessi, autorizzazioni o atti amministrativi di assenso comunque denominati, né la trasmissione di comunicazioni, certificazioni, segnalazioni o dichiarazioni alla P.A., fermo restando il rispetto della disciplina urbanistico-edilizia per la realizzazione di opere edilizie connesse o infrastrutture indispensabili per gli impianti. Gli interventi di cui all’Allegato A devono risultare, comunque, compatibili con gli strumenti urbanistici approvati ed i regolamenti edilizi vigenti e non contrastanti con gli strumenti urbanistici adottati. 

Rientrano nell’attività libera, tra gli altri:

1. impianti solari fotovoltaici, di potenza inferiore a 12 MW, integrati su coperture di strutture o edifici esistenti o sulle relative pertinenze, con la stessa inclinazione e lo stesso orientamento della falda, senza modifiche della sagoma della struttura o dell’edificio e con superficie non superiore a quella della copertura su cui è realizzato;
2. impianti solari fotovoltaici a servizio di edifici collocati al di fuori della zona A) di cui all’art. 2 del D.M. 1444/1968, di potenza:
   1. inferiore a 12 MW, se installati su strutture o edifici esistenti o sulle relative pertinenze o posti su strutture o manufatti fuori terra diversi dagli edifici;
   2. fino a 1 MW, se collocati a terra in adiacenza agli edifici esistenti cui sono asserviti;
3. impianti solari fotovoltaici di potenza inferiore a 5 MW installati a terra ubicati nelle zone e nelle aree a destinazione industriale, artigianale e commerciale, nonché in discariche o lotti di discarica chiusi e ripristinati ovvero in cave o lotti o porzioni di cave non suscettibili di ulteriore sfruttamento;
4. impianti solari fotovoltaici ubicati in aree nella disponibilità di strutture turistiche o termali, finalizzati a utilizzare prioritariamente l’energia autoprodotta per i fabbisogni delle medesime strutture, di potenza:
   1.  inferiore a 10 MW, se installati su strutture o edifici esistenti o sulle relative pertinenze o posti su strutture o manufatti fuori terra diversi dagli edifici;
   2. fino a 1 MW, se collocati a terra in adiacenza agli edifici esistenti cui sono asserviti;
5. impianti agrivoltaici di potenza inferiore a 5 MW che consentono la continuità dell’attività agricola e pastorale.

È particolarmente rilevante l’intervento richiamato al punto 1, lett. e), della Sez. I dell’Allegato A, poiché costituisce l’unico riferimento agli impianti “agrivoltaici” quale categoria a sé rispetto al fotovoltaico. Inoltre, a differenza del precedente regime previsto dall’art. 22-bis del D.Lgs. 199/2021, che riconduceva all’edilizia libera gli impianti fotovoltaici, anche con moduli a terra, installati nelle zone e nelle aree a destinazione industriale, artigianale e commerciale a prescindere dalla potenza dell’impianto, il nuovo corpus normativo prescrive un limite di 5 MW.

1.2. Procedura abilitativa semplificata (PAS).

L’art. 8 disciplina la PAS quale regime autorizzatorio semplificato, ricondotto dalla giurisprudenza al genus della SCIA (ex multis: TAR Puglia – Lecce, Sez. II, Sent. n. 1177 in data 08.07.2025; TAR Lazio – Roma, Sez. III, Sent. n. 6844 in data 04.04.2025). 

In particolare, qualora non venga notificato al soggetto proponente un espresso provvedimento di diniego entro il termine di trenta giorni dalla presentazione del progetto, il titolo abilitativo si intende acquisito senza prescrizioni. Il predetto termine può essere sospeso una sola volta qualora, entro cinque giorni dalla data di ricezione del progetto il Comune rappresenti, con motivazione puntuale, al soggetto proponente la necessità di integrazioni documentali o di approfondimenti istruttori, assegnando per questo un termine non superiore a quindici giorni. In tal caso, il termine per la conclusione della PAS riprende a decorrere dal quindicesimo giorno o, se anteriore, dalla data di presentazione della integrazione o degli approfondimenti richiesti. Il titolo abilitativo decade in caso di mancato avvio degli interventi entro un anno dal perfezionamento della PAS e di non conclusione dei lavori entro tre anni dall’apertura dei cantieri, con la realizzazione della parte non ultimata che dovrà ottenere una nuova PAS.

In ogni caso, la PAS è applicabile agli interventi indicati nell’Allegato B, purché compatibili con gli strumenti urbanistici adottati o approvati e i regolamenti edilizi vigenti; contrariamente, trova applicazione l’Autorizzazione Unica.

Tra gli interventi assentibili con la PAS si richiamano:

1. impianti solari fotovoltaici, di potenza inferiore a 10 MW, diversi da quelli di cui alle lettere a) e b), numero 1, della Sez. I dell’allegato A, i cui moduli sono collocati con qualsiasi modalità su edifici e per i quali la superficie complessiva dei moduli fotovoltaici dell’impianto non sia superiore a quella del tetto dell’edificio sul quale i moduli sono collocati;
2. impianti solari fotovoltaici, diversi da quelli di cui alle lettere a), b), c) e d) della Sez. I dell’allegato A e da quelli di cui alla presente Sezione, di potenza inferiore a 10 MW nelle aree classificate idonee ai sensi dell’art. 20 del D.Lgs. 199/2021, ivi comprese le aree di cui al comma 8 del medesimo articolo;
3. impianti solari fotovoltaici di potenza inferiore a 10 MW i cui moduli sono installati in sostituzione di coperture di edifici su cui è operata la completa rimozione dell’eternit o dell’amianto;
4. impianti solari fotovoltaici di potenza pari a 5 MW e fino a 15 MW installati a terra ubicati nelle zone e nelle aree a destinazione industriale, artigianale e commerciale, nonché in discariche o lotti di discarica chiusi e ripristinati ovvero in cave o lotti o porzioni di cave non suscettibili di ulteriore sfruttamento;
5. impianti fotovoltaici di potenza inferiore a 10 MW collocati in modalità flottante sullo specchio d’acqua di invasi e di bacini idrici su aree pubbliche o demaniali, compresi gli invasi idrici nelle cave dismesse o in esercizio, o installati a copertura dei canali di irrigazione, diversi da quelli di cui all’Allegato C, Sez. I, lettera aa) e Sez. II, lettera z);
6. impianti solari fotovoltaici, diversi da quelli di cui alle lettere a), b), c) e d) della Sez. I dell’allegato A nonché da quelli di cui alla presente Sezione, di potenza fino a 1 MW.

È particolarmente rilevante il punto 1, lett. b), della Sez. I dell’Allegato B, nel quale vengono richiamati gli impianti solari fotovoltaici di potenza inferiore a 10 MW ubicati nelle aree classificate idonee ai sensi dell’art. 20 del D.Lgs. 199/2021, ivi comprese le aree di cui al comma 8 del medesimo articolo.

1.3. Autorizzazione unica (AU).

Gli interventi soggetti al procedimento autorizzatorio unico, comprensivo, ove occorrenti, delle valutazioni ambientali di cui al Titolo III della Parte seconda del D.Lgs. 152/2006, sono indicati nell’Allegato C al Testo Unico, il quale fa espressamente salvi “gli interventi sottoposti al regime di attività libera o di PAS di cui rispettivamente agli allegati A e B”.

Il procedimento autorizzatorio unico, disciplinato dall’art. 9 del Testo Unico, è avviato su istanza di parte, cui devono essere allegati tutta la documentazione e gli elaborati progettuali previsti dalle normative di settore per il rilascio di autorizzazioni, intese, licenze, pareri, concerti, nulla osta e assensi, comunque denominati, inclusi quelli per la valutazione di impatto ambientale, paesaggistica e culturale, e per gli eventuali espropri ove necessari ai fini della realizzazione degli interventi, nonché l’asseverazione di un tecnico abilitato che dia conto, in maniera analitica, della qualificazione dell’area ai sensi dell’articolo 20 del D.Lgs. 199/2021.

Ricevuta la documentazione, la P.A. procedente è tenuta a renderla disponibile entro 10 giorni alle altre amministrazioni interessate e, nei successivi 20 giorni, tutte le amministrazioni coinvolte nel procedimento verificano, per i profili di rispettiva competenza, la completezza della documentazione. Qualora rilevino carenze documentali, le amministrazioni ne danno comunicazione entro 10 giorni alla P.A. procedente, la quale, entro i successivi 10 giorni, assegna un termine al soggetto proponente, per le necessarie integrazioni, comunque non superiore a 30 giorni, prorogabile per una sola volta e per un periodo non superiore a 90 giorni per ragioni connesse alla complessità dell’intervento.

Il procedimento autorizzatorio unico si svolge in conferenza di servizi, avviata entro 10 giorni dalla conclusione della fase di verifica di completezza della documentazione, che deve concludersi entro 120 giorni decorrenti dalla data della prima riunione: tale termine è suscettibile di sospensione per un massimo di 60 giorni nel caso di progetti sottoposti a verifica di assoggettabilità a VIA e per un massimo di 90 giorni per i progetti sottoposti a VIA.

La determinazione motivata favorevole di conclusione della conferenza di servizi costituisce il provvedimento autorizzatorio unico e (recandone indicazione esplicita):

1. comprende il provvedimento di VIA o di verifica di assoggettabilità a VIA, ove occorrente;
2. comprende tutti gli atti di assenso, comunque denominati, di competenza delle amministrazioni e dei gestori di beni o servizi pubblici interessati, necessari alla costruzione e all’esercizio delle opere relative agli interventi;
3. costituisce, ove occorra, variante allo strumento urbanistico;
4. reca l’obbligo al ripristino dello stato dei luoghi a carico del soggetto esercente a seguito della dismissione dell’impianto, con l’analitica stima dei costi di dismissione e di ripristino dello stato dei luoghi e le garanzie finanziarie che il soggetto proponente presta all’atto del rilascio dell’autorizzazione unica, nonché le eventuali compensazioni ambientali a favore dei comuni considerate indispensabili in sede di conferenza di servizi per la realizzazione dell’intervento.

L’autorizzazione unica ha efficacia temporale non inferiore a 4 anni, definita in relazione ai tempi previsti per il tipo di intervento, e decade qualora l’avvio della realizzazione dell’impianto e/o la messa in esercizio del medesimo non avvenga entro i termini stabiliti con il provvedimento motivato favorevole.

È fatta salva la facoltà per il proponente, per cause di forza maggiore, di presentare istanza di proroga dell’efficacia temporale del provvedimento all’autorità procedente, che si esprime entro 60 giorni. Tuttavia, se l’istanza di proroga è presentata almeno 90 giorni prima della scadenza del termine di efficacia definito nel provvedimento di autorizzazione unica, il medesimo provvedimento continua a essere efficace sino all’adozione, da parte dell’amministrazione procedente, delle determinazioni relative alla concessione della proroga.

Infine, l’art. 9 individua una procedura specifica per i progetti sottoposti alle valutazioni ambientali, riconoscendo la facoltà per il soggetto proponente di richiedere che il procedimento di VIA o di verifica di assoggettabilità a VIA sia rilasciato al di fuori del procedimento unico.

2. Aree “idonee” ed aree non idonee”: le sorti del D.M. 10.09.2010 e della disciplina attuativa regionale.

Come noto, l’art. 12, comma 10, del D.Lgs. 387/2003 stabiliva che “In Conferenza unificata, su proposta del Ministro delle attività produttive, di concerto con il Ministro dell’ambiente e della tutela del territorio e del Ministro per i beni e le attività culturali, si approvano le linee guida per lo svolgimento del procedimento di cui al comma 3. Tali linee guida sono volte, in particolare, ad assicurare un corretto inserimento degli impianti, con specifico riguardo agli impianti eolici, nel paesaggio. In attuazione di tali linee guida, le regioni possono procedere alla indicazione di aree e siti non idonei alla installazione di specifiche tipologie di impianti. Le regioni adeguano le rispettive discipline entro novanta giorni dalla data di entrata in vigore delle linee guida. In caso di mancato adeguamento entro il predetto termine, si applicano le linee guida nazionali”. Pertanto, è stato adottato il D.M. 10.09.2010^[5], cui le Regioni hanno nel tempo adeguato la propria regolamentazione interna.

In proposito, però, è dirimente evidenziare come la regolamentazione regionale è stata adottata in attuazione del D.M. 10.09.2010, il quale è stato a sua volta approvato in ossequio all’art. 12, comma 10, del D.Lgs. 387/2003, disposizione indicata alla lett. d) dell’Allegato D al Testo Unico, che individua le norme abrogate in conseguenza dell’entrata in vigore del nuovo corpus normativo. Pertanto, diversi operatori si sono posti il problema della perdurante efficacia delle Linee Guida nazionali e delle relative norme regionali di attuazione, che indicano le aree “non idonee” all’installazione, nonché il connesso problema del coordinamento di tali ultime norme con l’art. 20 del D.Lgs. 199/2021, che individua le “aree idonee”.

In particolare, l’art. 14, comma 5, del T.U. FER dispone che “Entro centoventi 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 della cultura e previa intesa in sede di Conferenza unificata di cui all’articolo 8 del decreto legislativo 28 agosto 1997, n. 281, le linee guida di cui al decreto del Ministro delle attività produttive 10 settembre 2010, pubblicato nella Gazzetta Ufficiale n. 219 del 18 settembre 2010, sono adeguate alle disposizioni del presente decreto”.

Inoltre, l’abrogazione della regolamentazione regionale in conseguenza dell’adozione della normativa nazionale sopravvenuta, che pone principi in contrasto con la prima, è sancita dall’art. 9 della L. n. 62/1953, ai sensi del quale “L’emanazione di norme legislative da parte delle Regioni nelle materie stabilite dall’articolo 117 della Costituzione si svolge nei limiti dei principi fondamentali quali risultano da leggi che espressamente li stabiliscono per le singole materie o quali si desumono dalle leggi vigenti” e dall’art. 10 della medesima Legge, ai sensi del quale “Le leggi della Repubblica che modificano i principi fondamentali di cui al primo comma dell’articolo precedente abrogano le norme regionali che siano in contrasto con esse. I Consigli regionali dovranno portare alle leggi regionali le conseguenti necessarie modificazioni entro novanta giorni”.

Sul punto, si è espresso il Consiglio di Stato con Parere n. 1848 in data 17.11.2020 (in materia di SCIA) statuendo che “Alla luce delle richiamate disposizioni, pertanto, la sopravvenienza di una norma statale di principio in materia di legislazione concorrente (qual è quella del governo del territorio) determina l’automatica abrogazione della preesistente norma regionale in contrasto con essa (cfr. Corte Cost., 25-6-2015, n. 117; 21-6-2007, n. 223; 31-12-1993, n. 498), derivando l’obbligo della Regione di adeguare la propria legislazione in modo che la norma statale di principio venga rispettata”.

Quindi, i limiti imposti dalle disposizioni attuative regionali possono ritenersi già parzialmente e tacitamente abrogati a seguito dell’entrata in vigore dell’art. 20 del D.Lgs. 199/2021, che individua le aree ex lege idonee alla realizzazione di impianti fotovoltaici.

Infatti, l’art. 18 del D.Lgs. n. 199/2021 (novellato dal Testo Unico) stabiliva che “A seguito dell’entrata in vigore della disciplina statale e regionale per l’individuazione di superfici e aree idonee ai sensi dell’articolo 20, con decreto del Ministero della transizione ecologica, di concerto con il Ministero della cultura, previa intesa in sede di Conferenza unificata di cui all’articolo 8 del decreto legislativo 28 agosto 1997, n. 281, sono aggiornate le linee guida per l’autorizzazione degli impianti a fonti rinnovabili di cui al decreto del Ministro delle attività produttive 10 settembre 2010, pubblicato nella Gazzetta Ufficiale n. 219 del 18 settembre 2010”.

In proposito, la Regione Piemonte aveva adottato le DGR n. 58-7356/2023 e n. 267599/2023, recanti “Indicazioni sull’installazione di impianti fotovoltaici nelle aree agricole di elevato interesse agronomico, in coerenza con il decreto legislativo 199/2021”.

Senonché, anche tali ultime DGR sono state ritenute illegittime dal Consiglio di Stato, Sez. IV, con la recente Sentenza n. 6160 in data 14.07.2025, nella parte in cui vietano la collocazione di impianti fotovoltaici nelle “aree agricole piemontesi di elevato interesse agronomico” (indicate nelle citate DGR), in quanto violano l’art. 20, commi 1, 6 e 8, del D.Lgs. 199/2021 “nella misura in cui predispone un regime differenziale ed escludente per gli impianti fotovoltaici ‘a terra’, impedendone la collocazione anche nelle aree dichiarate idonee dal legislatore a mente del citato art. 20, comma 8”.

Peraltro, con la medesima Sentenza è stato chiarito che “nel rispetto del principio di competenza, nella prospettiva della leale collaborazione fra i differenti livelli di governo e dovendosi evitare le antinomie fra le diverse discipline, il loro legittimo esercizio potrà avvenire soltanto nel rispetto e nella cornice dei principi e delle norme della disciplina vigente in materia, contenuta nel d.lgs. n. 199/2021 e, in particolare, nell’art. 20, e, dunque, in linea generale, facendo in modo che le decisioni di regolazione regionale siano «motivate dall’» e «tengano conto dell’»esigenza di governo del territorio regionale, non abbiano un effetto espulsivo e costituiscano una disciplina cedevole una volta che siano stati determinati ai sensi dell’art. 20, comma 1, i principi e i criteri omogenei per l’individuazione delle superfici e delle aree idonee e non idonee, qualora quanto stabilito in sede di pianificazione possa porsi, ipoteticamente, in contrasti con essi”.

Ne consegue che la riconducibilità del sito oggetto di potenziale intervento tra le aree indicate come “non idonee” dalle Linee Guida e/o dalle disposizioni regionali non è circostanza idonea a legittimare il rifiuto della Pubblica Amministrazione all’installazione dell’Impianto FER, poiché l’idoneità della stessa è disposta dalla fonte primaria prevalente di derivazione statale.

L’aumento della contaminazione del suolo e delle acque sotterranee da sostanze PFAS rappresenta una sfida ambientale significativa, a causa della loro persistenza, mobilità e degli effetti nocivi associati. Attualmente la tematica dell’inquinamento da PFAS, di rilievo mondiale, è al centro dell’attenzione del legislatore europeo e di quello nazionale, con normative finalizzate ad individuare valori limite all’emissione di queste sostanze, nonché della giurisprudenza, che in campo ambientale sta giungendo ad esiti inediti^[1].

I PFAS: cosa sono.

I PFAS (acronimo di Per Fluorinated Alkylated Substances) individuano le sostanze poli- e per-fluoroalchiliche, ossia una famiglia di composti chimici molto eterogenea prodotti a livello industriale sin dagli anni ’40 del secolo scorso per le loro proprietà idrorepellenti e oleorepellenti. Queste caratteristiche da un lato ne hanno determinato l’ampio utilizzo in moltissimi prodotti di uso quotidiano (materiali a contatto con gli alimenti, abiti, cosmetici, tessuti, rivestimenti, ecc.), dall’altro sono la causa della loro estrema resistenza alla degradazione e della loro capacità di accumularsi nell’ambiente e nel corpo umano (di qui l’espressione “inquinanti eterni” o “forever chemicals”). Numerosi studi epidemiologici internazionali, benché limitati ad alcune specifiche sostanze, ne segnalano la potenziale interferenza con il metabolismo e la sfera riproduttiva degli organismi, uomo compreso, nonché la potenziale cancerogenicità.

In particolare, le acque rappresentano una matrice cruciale per la diffusione di queste sostanze quali contaminanti dell’ambiente e degli organismi viventi. Per questo, a livello europeo e nazionale, sono stati imposti limiti normativi alla presenza di PFAS nelle acque destinate al consumo umano, disciplinati dal D.Lgs. n. 18/2023 (entrata in vigore dei limiti PFAS nelle acque potabili: gennaio 2026) e dal Regolamento (UE) 915/2023 (in vigore).

La normativa di riferimento a livello nazionale per le acque destinate al consumo umano è rappresentata dal D.Lgs. n. 18/2023 (“Attuazione della direttiva (UE) 2020/2184 concernente la qualità delle acque destinate al consumo umano”) che inserisce, tra i requisiti minimi per valutare la qualità delle acque, i parametri “PFAS totale” e “Somma di PFAS”. 

In questa materia l’orientamento più recente dell’Unione Europea^[2] per l’espressione di soglie di accettabilità delle sostanze PFAS nelle acque consiste infatti nel parametrizzare tali sostanze come “famiglia” o “gruppo”, esprimendo soglie quantitative di tipo sommatorio^[3] (“Somma di PFAS”) o, al più di tipo cumulativo (“PFAS totale”), al fine di considerare un ventaglio ampio di sostanze ed i loro effetti cumulativi. 

Considerate le rilevanti implicazioni sanitarie associate a tali composti chimici, le soglie quantitative ed i requisiti minimi vincolanti previsti per i PFAS nelle acque destinate al consumo umano costituiscono il riferimento più avanzato anche per la tutela in ambito ambientale^[4].

Il controllo dei PFAS nelle acque destinate al consumo umano.

Il D.L.gs. 19 giugno 2025 n. 102 recante “Disposizioni integrative e correttive del decreto legislativo 23 febbraio 2023, n. 18, di attuazione della direttiva (UE) 2020/2184 del Parlamento europeo e del Consiglio, del 16 dicembre 2020, concernente la qualità delle acque destinate al consumo umano”, in vigore dal 19 luglio 2025, aggiorna e corregge il precedente D.Lgs. n. 18/2023, definendo nuovi obblighi a carico dei soggetti della filiera idro-potabile per garantire la sicurezza dell’acqua e la salute delle persone, in uno scenario caratterizzato da progressi in avanzato corso a livello europeo e di OMS (Organizzazione Mondiale della Sanità) volti a rivalutare i criteri di sicurezza per le acque interne e per le acque destinate al consumo umano.

In particolare, il D.L.gs. n. 102/2025 introduce^[5] nuovi parametri di sicurezza per la salute dei consumatori quali, ad esempio, i parametri “Somma di 4 PFAS”^[6] e “acido trifluoroacetico (TFA)” per i controlli obbligatori da eseguire a decorrere, rispettivamente, dal 13 gennaio 2026 e dal 12 gennaio 2027.

Il livello di controllo sui PFAS nelle acque destinate al consumo umano è quindi oggetto di rafforzamento, in quanto il provvedimento mira a garantire una verifica più rigorosa e specifica in relazione all’impatto di sostanze considerate pericolose^[7].

Con il nuovo parametro “Somma di 4 PFAS” si è inteso garantire il livello di protezione necessario per i composti definiti come più pericolosi dall’EFSA (Autorità europea per la sicurezza alimentare), con specifici valori soglia sanitari, i quali richiedono monitoraggi specifici e distinti. A livello europeo è infatti attualmente in corso un processo di rivalutazione indirizzato a comprendere se il livello di protezione stabilito dalla Direttiva (UE) 2020/2184 sia adeguato a tutelare la salute della popolazione, in particolare per 4 composti PFAS, e segnatamente: acido perfluoroottanoico (PFOA), acido perfluoroottansolfonico (PFOS), acido perfluorononanoico (PFNA) e acido perfluoroesano sulfonico (PFHxS). 

Al fine di potenziare la prevenzione sanitaria e il controllo sui PFAS nelle acque destinate al consumo umano, si è inoltre posta l’attenzione sull’acido trifluoroacetico (TFA), un contaminante emergente in molti paesi, che richiede particolare attenzione e monitoraggio in ragione della sua elevata capacità di dispersione e di diffusione in acqua, e per il quale per la prima volta la Legge impone ora un limite (fissato in 10 µg/L ).

Per effetto delle modifiche apportate dall’art. 21 del D.Lgs. n. 102/2025, le Regioni e le Province autonome, individuate quali autorità ambientali, sono chiamate ad adottare con tempestività, e comunque non oltre il 12 gennaio 2026, le misure necessarie a garantire che le acque destinate al consumo umano soddisfino i valori individuati dal Decreto per quanto riguarda, in particolare, il parametro “Somma di 4 PFAS”, mentre per l’acido trifluoroacetico (TFA) il termine per l’adozione delle predette misure è differito al 12 gennaio 2027. 

Le norme regionali per la contaminazione da PFAS nelle acque degli scarichi industriali

La Regione Piemonte è stata l’unica in Italia ad aver disciplinato con proprio provvedimento legislativo l’emissione dei PFAS in ambiente.

L’articolo 74 della Legge Regionale 19 ottobre 2021 n. 25 (“Legge annuale di riordino dell’ordinamento regionale anno 2021”) ha introdotto Valori Limite all’Emissione (VLE) delle più diffuse sostanze poli e per-fluoroalchiliche (PFAS) negli scarichi in acque superficiali (fiumi, torrenti, canali, ecc.), che costituiscono la principale fonte nota di questi contaminanti, da conseguire entro specifici limiti temporali, calibrati per ciascuna sostanza a partire dalla data di entrata in vigore della Legge (avvenuta il 21.10.2021). La norma regionale prevede (Allegato A) valori limite VLE in acque superficiali specifici per singole sostanze (specie-specifici) che ricalcano i pochi valori quantitativi (sei sostanze) formalmente definiti e vigenti in ambito ambientale come Standard di qualità o Valori Soglia, rispettivamente per i corpi idrici superficiali e sotterranei, dalle normative unionali^[8].

Il medesimo articolo 74, al comma 3, della L.R. n. 25/2021 ha inoltre previsto che, per gli scarichi di acque reflue industriali recapitanti in reti fognarie e contenenti sostanze PFAS, l’Ente di governo dell’Ambito Territoriale Ottimale, di concerto con i gestori competenti, sia chiamato ad adottare norme tecniche, regolamentari e valori limite ritenuti più idonei per ogni impianto di competenza ai fini del rispetto dei VLE nelle acque superficiali. 

Le prime applicazioni pratiche della disciplina regionale, emerse con l’aggiornamento delle autorizzazioni ambientali rilasciate agli operatori economici^[9], hanno posto questioni di rilievo dal punto di vista legale, concernenti ad esempio la difficoltà di individuare le reali fonti di contaminazione di tali sostanze, stante la pervasività dei PFAS in tutti i settori produttivi, nonché la loro diffusione su una scala più ampia di quella regionale (trattandosi di sostanze ubiquitarie, la reale portata dell’inquinamento è ancora sconosciuta). Di conseguenza, anche al fine di garantire il rispetto del principio “chi inquina paga”, è emersa l’esigenza di individuare soluzioni che consentano di ripartire i costi necessari al conseguimento degli obiettivi regionali di riduzione di queste sostanze su tutti i soggetti responsabili, da ricercarsi lungo le intere filiere di produzione.

Con il dichiarato fine di conseguire gli ambiziosi obiettivi regionali, assicurando al contempo la continuità di esercizio delle infrastrutture aventi rilevante interesse pubblico^[10], la Legge annuale di riordino dell’ordinamento regionale per l’anno 2025 (art. 37 della L.R. 8 luglio 2025 n. 9) ha posticipato i termini temporali per il conseguimento dei valori limite di emissione per i PFAS (di cui all’Allegato A dell’art. 74 della L.R. 25/2021) con decorrenza dalla data di entrata in vigore della nuova Legge (25.07.2025)^[11].

Anche in ambito regionale, la tematica dei PFAS rimane comunque al centro dell’attenzione del legislatore anche per le problematiche legate all’esteso caso di inquinamento da PFAS nell’area del polo industriale di Spinetta Marengo (Alessandria), destinate a divenire ancora più pressanti a seguito della recente “Sentenza Miteni” (v. nota 1), nell’ambito di quello che è già annoverato tra i più grandi processi per inquinamento ambientale in Italia, destinato a diventare un precedente importante per tutti i casi futuri di contaminazione industriale.

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Gli interventi del legislatore nazionale e regionale, ispirati ad una logica di precauzione, possono considerarsi particolarmente significativi nella misura in cui adattano il quadro normativo in vigore alle più recenti acquisizioni normative e scientifiche a livello europeo e internazionale. Lo sforzo di adattare le norme in vigore alle esigenze di tutela della salute e dell’ambiente trova al contempo un limite negli adeguamenti tecnologici necessari ad intercettare e smaltire i PFAS, pervasive e pericolose sostanze inquinanti, da parte degli operatori economici destinatari dei provvedimenti^[12]. Ciononostante, la direzione tracciata dal legislatore e, in maniera sempre più decisiva, dalla giurisprudenza è ormai chiara nel riconoscere e contrastare l’inquinamento da PFAS, incentivando il coinvolgimento di autorità pubbliche ed operatori privati nelle strategie di riduzione di queste sostanze nell’ambiente.

Venerdì 11 luglio 2025, presso la “Sala Grande” del Circolo dei Lettori di Torino, si è tenuto l’interessante convegno (in presenza ed in webinar) “Il patrimonio ambientale e culturale tra tutela e valorizzazione: servizi ecosistemici e conservazione”, organizzato dallo Studio Legale Dal Piaz e dall’Ordine degli Ingegneri della Provincia di Torino in collaborazione con l’Ordine degli Architetti, Pianificatori, Paesaggisti, Conservatori di Torino e la Fondazione per l’Architettura Torino.

L’evento ha rappresentato un’importante occasione per riflettere sulle tematiche legate alla protezione ed alla valorizzazione del patrimonio naturale e culturale ed alle tematiche delle opere compensative mediante il ricorso ai servizi ecosistemici.

Hanno introdotto i temi e condotto il convegno l’Avv. Dal Piaz e l’Ing. Sandrone (Ordine degli Ingegneri della Provincia di Torino e Coordinatore Rete Professioni Tecniche del Piemonte).

Il raccordo della tutela del patrimonio culturale e paesaggistico con altri interessi costituzionalmente rilevanti.

Le esigenze connesse alla tutela del patrimonio culturale e del paesaggio vengono attualmente poste in contrapposizione con altre esigenze, parimenti tutelate dalla Costituzione, rendendo necessaria un’attenta analisi e la ponderazione degli interessi contrapposti.

In merito a tale ultimo aspetto sono stati illustrati le principali norme vigenti ed alcuni casi pratici che hanno coinvolto diverse figure professionali esperte in materie legali, architettoniche, ingegneristiche ed ambientali, unitamente ad un lavoro di coordinamento con le Soprintendenze: tale approccio multidisciplinare ha consentito di prendere in considerazione diversi aspetti quali, ad esempio, la compatibilità degli interventi proposti con la conservazione delle caratteristiche monumentali, architettoniche, storico-culturali o ambientali degli edifici e delle aree interessate, al fine di individuare soluzioni idonee a contemperare le esigenze di recupero o sviluppo con quelle di tutela del patrimonio monumentale, culturale e ambientale.

Il ruolo della Soprintendenza nella tutela del patrimonio culturale e paesaggistico.

Come ben illustrato dalla Dott.ssa Gazzola (Soprintendenza Archeologia, Belle Arti e Paesaggio per la Città Metropolitana di Torino) la Soprintendenza svolge un’importante attività nella tutela dei beni culturali, definiti dal Codice dei beni culturali (D.Lgs. n. 42/2004) come “le cose immobili e mobili che presentano interesse artistico, storico, archeologico, etnoantropologico, archivistico e bibliografico e le altre cose individuate dalla legge o in base alla legge quali testimonianze aventi valore di civiltà”, ed i beni paesaggistici quali gli “immobili e aree di notevole interesse pubblico”, “le aree tutelate per legge” e, in generale, il paesaggio ossia il territorio espressivo di identità, il cui carattere deriva dall’azione di fattori naturali, umani e dalle loro interrelazioni.

Con riferimento ai beni culturali, la Soprintendenza procede alla verifica della sussistenza dell’interesse culturale, al fine di valutare l’assoggettamento di un bene a specifica tutela, nonché a far rispettare i limiti normativi ed i procedimenti autorizzativi per l’esecuzione di interventi sui beni tutelati.

Quanto ai beni paesaggistici, la perimetrazione e le modalità attuative della loro conservazione e valorizzazione vengono concertate dal Ministero, dalle Regione e dagli Enti territoriali.

Di particolare rilevanza, poi, è il parere vincolante rilasciato dalla Soprintendenza ai fini del rilascio dell’autorizzazione paesaggistica per gli interventi modificativi dello stato dei luoghi su aree e immobili considerati beni paesaggistici: a seconda della tipologia di intervento il provvedimento autorizzativo può essere rilasciato dalla Regione o dal Comune, singolo o associato, il quale può esercitare le funzioni paesaggistiche solo se dotato della Commissione locale per il paesaggio.

L’acquisizione del parere vincolante della Soprintendenza non è obbligatorio nei casi di interventi di lieve entità per i quali sono previste procedure autorizzative semplificate.

Il D.Lgs. n. 42/2004 ed il D.P.R. n. 31/2017 delineano diversi procedimenti autorizzativi, anche postumi, tra i quali assume particolare rilevanza la nuova sanatoria introdotta all’art. 36 bis D.P.R. n. 380/2001 con il D.L. n. 69/2024 (Decreto “Salva casa” convertito con L. n. 105/2024).

Infatti, nell’ottica di semplificare e regolarizzare le lievi difformità edilizie, oltre al superamento del requisito della “doppia conformità”, l’art. 36 bis, comma 4, del T.U.E. consente di procedere all’accertamento della compatibilità paesaggistica per gli interventi parzialmente difformi dai titoli edilizi che abbiano determinato la creazione di superfici utili o volumi ovvero l’aumento di quelli legittimamente realizzati.

La portata applicativa della disposizione è stata ampiamente discussa, posto che l’art. 167 del D.Lgs. n. 42/2004 nega la “sanatoria” paesaggistica per i lavori eseguiti su beni vincolati determinanti l’aumento di superficie utile o volume: tuttavia, come chiarito da Circolari ministeriali rilasciate successivamente alla conversione del Decreto “Salva casa”, non sussiste alcun contrasto tra la disposizione del Codice dei beni culturali e la novella normativa del Testo Unico Edilizia, la quale prevale in virtù del criterio cronologico della successione delle leggi nel tempo e, in ogni caso, prevede ugualmente l’intervento della Soprintendenza che deve fornire il proprio parere vincolante.

Peraltro, l’art. 167 del D.Lgs. n. 42/2004 continua a trovare piena applicazione non solo in tutte le ipotesi abusive non menzionate dall’art. 36 bis del T.U.E., ma anche in tutti i casi in cui, nell’ambito del procedimento di sanatoria “semplificata”, l’Ente di tutela ha rilasciato parere negativo e per i quali si applicano le misure sanzionatorie previste dal Codice dei beni culturali.

Il restauro del giardino storico della Palazzina di caccia di Stupinigi.

L’Arch. Valdemarin (Direttore tecnico della Fondazione Ordine Mauriziano) ha illustrato il progetto di restauro del giardino della Palazzina di caccia di Stupinigi, che prevedeva in origine il ripristino di antichi percorsi di caccia, di disegni arborei e di un labirinto, intrapreso dalla Fondazione Ordine Mauriziano nell’ambito delle Proposte di intervento per il restauro e la valorizzazione di parchi e giardini storici da finanziare nell’ambito del P.N.R.R.. L’intervento, in corso di realizzazione, ha reso necessaria un’importante attività di armonizzazione delle esigenze di tutela del paesaggio, della biodiversità e degli habitat presenti nel sito di alto valore storico e monumentale.

Una prima complessità è stata la molteplicità dei vincoli sussistenti sul sito, con la conseguente necessità di acquisire un numero elevato di autorizzazioni e di eseguire diverse e peculiari analisi dei luoghi.

Inoltre, la porzione di giardino storico scelta inizialmente dai progettisti per le opere di riqualificazione era quella maggiormente interessata dalla presenza di specie vegetali ed animali tutelate: pertanto, era stato proposto di creare aree naturalizzate, protette da alte siepi, all’interno delle quali si possono mantenere le condizioni ideali per il mantenimento degli habitat e per la preservazione delle specie.

L’intervento proposto, tuttavia, non è stato inizialmente accolto dall’Ente Parco in quanto ritenuto inidoneo ad eliminare completamente l’incidenza delle opere di restauro del giardino sulla fauna/flora della porzione del giardino.

Pertanto, sempre in un’ottica di tutela e rispetto dei luoghi naturali, è stato deciso di intervenire sulle porzioni di giardino più prossime alla Palazzina, che conservano maggiormente i tratti di uno spazio disegnato dall’uomo e possiedono i caratteri più significativi dal punto di vista della rappresentatività storica del sito.

La variante del progetto, dunque, è stata sottoposta alla valutazione dell’Ente di Gestione delle Aree Protette dei Parchi Reali, evidenziandone i notevoli benefici rispetto al progetto precedente, quali: minore impatto sull’ambiente; eliminazione delle vegetazioni affetti da fitopatologie contagiose; scelta di specie vegetali più resistenti ai cambiamenti climatici e meno idrovore per i reimpianti; ideazione di strategie alternative per la fruizione da parte del pubblico delle aree più naturalizzate; riproposizione di una delle caratteristiche più interessanti del giardino storico (“stanze di verzura”); valorizzazione di una porzione di giardino immediatamente fruibile da parte del pubblico in prossimità dell’accesso; realizzazione di un impianto di irrigazione automatizzato, in grado di dosare l’apporto idrico in relazione alle condizioni meteorologiche e alle condizioni di umidità del terreno; studio di un sistema per il superamento delle barriere

architettoniche per i disabili motori e per gli altri tipi di disabilità.

Il nuovo progetto è stato favorevolmente accolto dagli Enti di tutela interessati, ed ha ulteriormente manifestato la necessità, per interventi su beni soggetti a diversi e spesso confliggenti dispositivi di tutela, della ricerca di una soluzione mediata tra le diverse esigenze, restando indispensabile per tutti i soggetti coinvolti la predisposizione a recepire le diverse e rispettive esigenze.

Il patrimonio ambientale e culturale tra tutela e valorizzazione: Piano d’area e criteri per la definizione dei servizi ecosistemici.

Il Piano d’area rappresenta lo strumento di pianificazione territoriale attraverso cui l’Ente di gestione disciplina l’uso del territorio compreso all’interno dei confini dell’area protetta, il cui obiettivo principale è la definizione di un rapporto di equilibrio tra la conservazione della natura e la valorizzazione socio-economica, dando forte rilevanza alle relazioni ecosistemiche, socioeconomiche, paesistiche, culturali e turistiche che legano l’area al contesto territoriale.

Nell’ambito dell’attività pianificatoria svolta dagli Enti interessati assume particolare rilievo la conservazione e la valorizzazione dei servizi ecosistemici, ossia la serie di servizi che i sistemi naturali generano a favore dell’uomo e che sono di assoluto rilievo in quanto, direttamente o indirettamente, influenzano e sostengono la vita ed il benessere umano in termini di salute, accesso alle risorse primarie, sostentamento.

Come ben spiegato dall’Ing. Ferrato e dal Pian. Mijno, il Millenium Ecosystem Assessment 2005 (M.E.A.) definisce i servizi ecosistemici come i molteplici “benefici forniti dagli ecosistemi al genere umano”, e che li distingue in quattro categorie: i) di supporto, ossia i servizi necessari a mantenere altri servizi (ad esempio la formazione del suolo, la fotosintesi e il ciclo dei nutrienti alla base della crescita e della produzione); ii) di fornitura/approvvigionamento, che sono i beni ritraibili dall’ecosistema (cibo, acqua, legname, fibre, combustibili, materie prime, sostanze biochimiche e farmaceutiche ecc); iii) di regolazione di processi ecosistemici, i quali rappresentano i benefici ottenuti dalla regolazione dei processi ecologici (ad esempio la regolazione del clima e del ciclo dell’acqua, il naturale riciclaggio dei rifiuti e degli inquinanti, il controllo delle malattie, l’impollinazione); iv) culturali, ossia i benefici immateriali ottenuti dagli ecosistemi da un punto di vista educativo, estetico, turistico, spirituale, di eredità culturale e senso di appartenenza.

L’approccio ecosistemico, quindi, considera fondamentale l’integrazione del concetto di funzioni e di servizi ecosistemici nelle scelte relative alla pianificazione urbanistica ed alla gestione del territorio, per fornire agli amministratori un modello di governance che permette di controllare le pressioni che minacciano gli ecosistemi e la loro funzionalità.

Quindi, obiettivo della gestione ecosistemica è quello di mantenere un ecosistema sano, produttivo e resiliente, in grado di fornire agli esseri umani i beni e i servizi che desiderano e di cui hanno bisogno. 

Per l’analisi dei servizi ecosistemici vengono attualmente sperimentati tre metodi diversi, in attesa che venga adottata una regolamentazione sul tema.

i) Making good natura (MGN): è uno strumento operativo utile agli Enti gestori per la pianificazione territoriale e la tutela degli ecosistemi, che consente un approccio qualitativo e geografico di agevole interpretazione e applicazione.

L’analisi consiste nello studio delle relazioni che intercorrono tra gli aspetti strettamente ecologici e ambientali con quelli socio-economici.

ii) “Life SAM4CP Simul Soil”: sviluppata in particolare da Città Metropolitana di Torino nell’ambito del progetto “Life SAM4CP Soil administration model for community profit”, è una metodologia che si pone l’obiettivo di fornire un supporto analitico territoriale alla mappatura e valutazione dei servizi ecosistemici forniti dal suolo.

In particolare, “Simul Soil” è un applicativo che consente di eseguire bilanci delle funzioni ecosistemiche del territorio, e di giungere ad una valutazione biofisica ed economica dei servizi ecosistemici erogati dal suolo, associando ad ogni servizio ecosistemico un “costo” parametrico, con risultati molto sensibili al tipo input dato all’applicativo e che necessitano di validazione tecnico-scientifica prima di essere utilizzati per fini regolativi o normativi.

iii) “LOS DAMA!” e “Blue Green City”: è una metodologia sviluppata da Regione Piemonte che adotta un approccio ecosistemico e multiscalare alla pianificazione, basato sui principi dell’ecologia del paesaggio, per la progettazione delle Infrastrutture verdi e blu (GBI) che possono erogare i servizi ecosistemici e raggiungere gli obiettivi prefissati attraverso l’attuazione delle “Nature Based Solutions” (NBS); in particolare, le NBS sono interventi ispirati e supportati dalla natura che risultano efficaci sotto il profilo dei costi, e forniscono simultaneamente benefici ambientali, sociali ed economici, oltre a contribuire a rafforzarne la resilienza. Tali soluzioni integrano una maggiore e più diversificata presenza di natura, di elementi naturali e di processi ecologici all’interno di città, paesaggi e ambienti marini, mediante interventi sistemici adattati ai contesti locali e attenti all’uso efficiente delle risorse

Tale metodologia si articola in 5 fasi: i) analisi su vasta scala della struttura del paesaggio (mosaico ambientale); ii) definizione di subsistemi più piccoli chiamati “Unità Paesistico Ambientali” (UPA); iii) mappatura e valutazione dei sistemi economici erogati da ogni UPA; iv) stima delle vulnerabilità e resilienze di ogni Unità Paesistico Ambientale; v) individuazione dei servizi ecosistemici prioritari e quindi degli obiettivi di pianificazione.

Lo sviluppo, la regolamentazione e l’utilizzo dei servizi ecosistemici risultano fondamentali per individuare correttamente le opere di compensazione ambientale da inserire nella pianificazione urbanistica ed edilizia, onde consentire l’individuazione della corretta opera compensativa da porre in essere per permettere la realizzazione di qualsivoglia intervento edilizio.

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Il convegno è stato molto interessante per la qualità delle relazioni e l’alto profilo dei relatori, ed anche degli interventi del pubblico.

Prossimamente sarà pubblicata la registrazione video del convegno.

Il quadro normativo inerente l’individuazione delle aree idonee all’installazione di impianti di energia rinnovabili è stato recentemente oggetto di scrutinio da parte del T.A.R. Lazio, con alcune Sentenze^[1] destinate ad avere effetti dirompenti sulla regolamentazione delle aree idonee e non idonee per gli impianti che utilizzano fonti di energia rinnovabili (FER).

In particolare, il Giudice Amministrativo ha vagliato la legittimità delle disposizioni contenute nel D.M. 21 giugno 2024 “Disciplina per l’individuazione di superfici e aree idonee per l’installazione di impianti a fonti rinnovabili” (anche noto come D.M. “Aree idonee”), e nell’art. 5 del D.L. 15 maggio 2024 n. 63^[2] (c.d. D.L. “Agricoltura”) che hanno introdotto criteri per la localizzazione degli impianti di energia rinnovabili sul territorio nazionale.

Di seguito si propone una breve analisi dei principali contenuti delle decisioni.

Le aree “non idonee”

Il fulcro delle censure proposte in entrambi i giudizi ruota intorno alla prospettata lesività del nuovo assetto regolamentare per effetto della rivisitazione del previgente sistema e del ruolo che l’istituto delle “aree non idonee” è destinato a giocare, anche per ciò che concerne gli aspetti inerenti alle modalità della loro determinazione. 

In merito il T.A.R. ha chiarito la portata normativa ed effettuale del concetto giuridico di “aree non idonee” nel nuovo assetto normativo (delineato dal D.Lgs. n. 199/2021 e dal D.M. del 21 giugno 2024), osservando come la localizzazione dell’impianto all’interno di un sito ritenuto non idoneo non costituisca mai ragione di per sé sufficiente a precludere in radice la realizzazione del progetto proposto dall’operatore economico istante, potendosi giungere a tale esito procedimentale solo nel caso in cui il progetto venga in concreto reputato incompatibile, dall’amministrazione procedente, con gli altri obiettivi di tutela rilevanti nelle singole fattispecie.

Di conseguenza, è stato radicalmente escluso che le aree non idonee possano essere del tutto interdette alla installazione di impianti FER, poiché opinando diversamente potrebbe essere seriamente pregiudicato il conseguimento degli obiettivi energetici strumentali al rispetto degli impegni assunti dall’Italia a livello sovranazionale.

La classificazione delle aree contenuta nel D.M. 21 giugno 2024, riferita rispettivamente alle aree idonee, alle aree non idonee, alle aree ordinarie ed alle aree vietate, è invero funzionale all’individuazione del regime autorizzatorio applicabile e non ad individuare preclusioni generalizzate.

Pertanto, la localizzazione di un impianto FER in un’area non idonea non osta a che gli operatori economici proponenti possano in ogni caso dimostrare, nell’ambito dei singoli procedimenti autorizzatori, che il progetto da realizzare sia compatibile con il complessivo assetto dei valori in gioco, ovverosia, da un lato, con la tutela dei beni sottoposti a tutela ai sensi del D.Lgs. n. 42/2004 e, dall’altro, con il raggiungimento degli obiettivi di potenza complessiva da traguardare al 2030 in base a quanto previsto dalla Tabella A dell’articolo 2 del D.M. del 21 giugno 2024. 

L’amministrazione procedente, all’esito dell’iter di autorizzazione, non potrà giustificare l’eventuale ritenuta incompatibilità del progetto solo in virtù del fatto che l’impianto sia localizzato in un’area classificata come non idonea, ma dovrà necessariamente fondare il proprio diniego dando conto in maniera adeguata, ancorché sintetica, delle intrinseche caratteristiche del progetto e delle aree interessate, alla luce della comparazione dei contrapposti interessi in gioco.

La Sentenza del T.A.R. Lazio sul Decreto “Aree Idonee”

Con riguardo al D.M. “Aree Idonee” il T.A.R. Lazio, con la Sentenza n. 9155/2025, ha ritenuto fondati, in particolare, tre profili di illegittimità del Decreto.

I. Illegittimità dell’articolo 7, comma 3, del D.M. 21 giugno 2024 nella misura in cui consente alle Regioni di prevedere una fascia di rispetto dal perimetro dei beni sottoposti a tutela di ampiezza differenziata a seconda della tipologia di impianto, proporzionata al bene oggetto di tutela, fino ad un massimo di 7 km.

Tale previsione consente alle Regioni a prevedere fasce di rispetto più ampie, in relazione all’installazione di impianti eolici e fotovoltaici, rispetto a quelle previste dal legislatore ai sensi dell’articolo 20, comma 8, lett. c-quater), del D.Lgs. n. 199/2021 (rispettivamente di 3 km per gli impianti eolici e di 500 mt per gli impianti fotovoltaici).

Più in generale è stato ricordato come, secondo quanto affermato dalla giurisprudenza costituzionale, le Regioni non possono di per sé introdurre limiti generali, valevoli sull’intero territorio regionale, specie nella forma delle distanze minime (cfr. Corte Cost. n. 13/2014), sicché risulta indispensabile che il legislatore statale individui ex ante, in maniera ragionevole e proporzionata, i limiti entro cui le Regioni possono introdurre vincoli quantitativi suscettibili di incidere sugli itinera procedimentali di autorizzazione degli impianti FER.

Inoltre, secondo il T.A.R., la scelta amministrativa operata con il contestato articolo 7, comma 3, del D.M. del 21 giugno 2024 è illegittima in quanto comporta una integrale devoluzione alle Regioni del compito (di competenza statale) di individuare specifiche misure di rafforzamento della protezione dei beni culturali e paesaggistici per ciascuna tipologia di impianto FER individuato dal D.Lgs. n. 190/2024.

II. Illegittimità del D.M. 21 giugno 2024 per assenza di una normativa transitoria di salvaguardia dei procedimenti di autorizzazione degli impianti FER in corso di svolgimento.

A giudizio del Collegio, il gravato Decreto Ministeriale non prevede infatti alcuna misura di salvaguardia per le iniziative localizzate nelle aree idonee individuate per legge, ancorché in maniera transeunte, dall’articolo 20, comma 8, del D.Lgs. n. 199/2021.

III. Illegittimità del D.M. del 21 giugno 2024 (in particolare, dell’art. 7, commi 2 e 3) nella parte in cui non avrebbe previsto principi e criteri omogenei per la individuazione delle aree idonee e non idonee alla installazione degli impianti FER.

Secondo il T.A.R. Lazio, i criteri per la individuazione delle aree idonee contenuti nel D.M. “Aree Idonee” difettano di quel grado di specificità necessario per attuare la delega legislativa (contenuta nell’art. 5, comma 1, lett. a) della Legge n. 53/2021).

In particolare, è risultata mancante l’individuazione di criteri tecnici di tipo oggettivo, correlati ad aspetti strettamente inerenti alla tutela dell’ambiente, del paesaggio e del patrimonio artistico-culturale, idonei a guidare le Regioni nell’esercizio delle attribuzioni ad esse spettanti in materia.

Così, ad esempio, non sono stati previsti criteri di valutazione tarati sulla tipologia di fonte rinnovabile e/o sulla taglia dell’impianto, non sono stati previsti criteri per valutare le situazioni di concentrazione di impianti FER nella medesima area ovvero di interazione con altri progetti o programmi, né sono stati previsti criteri per apprezzare adeguatamente specifiche aree, quali i siti Rete Natura 2000, le aree naturali protette, quelle caratterizzate da dissesto e/o rischio idrogeologico, ecc..

La carente specificità dei criteri di individuazione si traduce anche nel difetto di omogeneità sia dei criteri di individuazione delle aree idonee sia di quelli che presiedono alla perimetrazione delle aree non idonee. La richiesta omogeneità applicativa dei principi e criteri in questione, pertanto, risponde anche all’esigenza che la disciplina dell’individuazione delle aree idonee e non idonee non ostacoli il mantenimento di standard uniformi di tutela paesaggistico-ambientale sull’intero territorio nazionale, tenuto conto delle implicazioni che da essa discendono su tale versante ordinamentale.

Il T.A.R. ha pertanto annullato l’articolo 7, commi 2 e 3, del D.M. 21 giugno 2024 con obbligo, per le amministrazioni ministeriali resistenti, di rieditare i criteri per la individuazione delle aree idonee e non idonee all’installazione di impianti a fonti rinnovabili entro il termine di 60 (sessanta) giorni dalla notifica della Sentenza o dalla sua comunicazione in via amministrativa.

La Sentenza sul D.L. “Agricoltura”

Con Sentenza n. 9156 del 13.05.2025 il T.A.R. Lazio ha accolto le questioni di legittimità costituzionale sollevate con riferimento all’art. 5, comma 1, del D.L. n. 63/2024 (c.d. D.L. “Agricoltura”), norma che ha precluso su tutto il territorio nazionale l’installazione di impianti fotovoltaici con moduli collocati a terra in zone classificate agricole.

Infatti, il citato art. 5, comma 1, del D.L. n. 63/2024 ha introdotto il comma 1-bis dell’art. 20 del D.Lgs. n. 199/2021 che, in combinato disposto con le previsioni di attuazione contenute nel D.M. 21 giugno 2024, ha previsto uno specifico divieto di installazione di impianti fotovoltaici con moduli collocati a terra in zone classificate agricole dai piani urbanistici vigenti. Le aree agricole così individuate non sono “non idonee”, ma assolutamente vietate, con la conseguenza che è preclusa la valutazione, nel singolo procedimento, della compatibilità dell’intervento con i valori confliggenti. Inoltre, il T.A.R. ha sottolineato come, ai sensi della disciplina censurata, venga dato rilievo alla mera classificazione agricola dell’area secondo i piani urbanistici, senza dare rilevanza al concreto utilizzo del suolo o alla sua utilizzabilità a fini agricoli.

Sulla base di tale assetto normativo è stato osservato come, in sostanza, la generalità dei terreni classificati agricoli (circa la metà della superficie del Paese) risulti preclusa a qualsiasi intervento di installazione di impianti fotovoltaici con moduli collocati a terra che non consista in mero rifacimento/modifica/ricostruzione, con conseguente preclusione all’utilizzo di nuovo terreno agricolo. Un divieto di tale portata, che massimizza le zone di esclusione, mette seriamente a rischio il conseguimento degli obiettivi di politica energetica e di neutralità climatica dell’Unione Europea. 

A giudizio del T.A.R. Lazio, l’imposizione di un divieto generalizzato si pone in contrasto con gli artt. 11 e 117, comma 1, Cost., sotto il profilo del mancato rispetto “dei vincoli derivanti dall’ordinamento comunitario” e, in particolare, del principio di massima diffusione delle fonti di energia rinnovabili, derivante dalla normativa europea.

Inoltre, la disciplina censurata confligge con i principi costituzionali di proporzionalità violando l’art. 3 Cost., nonché con l’art. 9 Cost. che tutela l’ambiente, la biodiversità e gli ecosistemi “anche nell’interesse delle future generazioni”, con ciò incorporando il principio di sviluppo sostenibile nell’ambito dei principi fondamentali in materia di tutela ambientale.

Infine, i rilievi di incostituzionalità sono stati riferiti anche all’art. 2, comma 2, del D.Lgs. 25.11.2024 n. 190 (cd. Testo Unico sulle Rinnovabili), nella misura in cui richiama il divieto di cui al citato art. 20, comma 1-bis del D.Lgs. n. 199/2021.

Il T.A.R. Lazio ha pertanto dichiarato rilevanti e non manifestatamente infondate le questioni di costituzionalità dell’art. 5, commi 1 e 2, del D.L. “Agricoltura” nonché dell’art. 2, comma 2, del D.Lgs. n. 190/2024, sospendendo il giudizio e trasmettendo gli atti alla Corte Costituzionale per il controllo incidentale.

*

Per effetto delle decisioni del T.A.R., il Ministero dell’Ambiente e della Sicurezza Energetica dovrà ora introdurre criteri tecnici, oggettivi e specifici per l’installazione degli impianti di energia rinnovabile che garantiscano maggiore uniformità e proporzionalità nelle misure di tutela dell’ambiente, del paesaggio e del patrimonio culturale.

Sul versante della localizzazione degli impianti fotovoltaici con moduli a terra nelle aree agricole, la Corte Costituzionale sarà chiamata a pronunciarsi sulle questioni di legittimità sollevate, fornendo indicazioni che potranno influenzare significativamente il quadro normativo (anche a livello regionale) sulle energie rinnovabili.

Le Sentenze del T.A.R. Lazio in commento, per l’analisi sistematica in esse contenuta, rispondono a numerosi dubbi interpretativi che effettivamente erano emersi nell’applicazione pratica della normativa vigente in materia di energie rinnovabili. Particolarmente significativo (anche se considerato dal Giudice Amministrativo come un dato invariato anche nel previgente assetto normativo) è il chiarimento sulla nozione di aree “non idonee” che, se dal lato degli operatori economici del settore può creare un contesto più favorevole per gli investimenti in zone considerate prima precluse all’installazione di impianti FER, dal lato delle amministrazioni locali introduce oneri motivazionali e limiti più stringenti nel bilanciamento con le molteplici esigenze di tutela del territorio.

Alcune recenti sentenze hanno analizzato il procedimento di valutazione di impatto ambientale (sia di competenza statale sia di competenza regionale) concernente la realizzazione di impianti di produzione di energia rinnovabili, giungendo ad esiti interpretativi di grande rilievo in considerazione della diffusività che hanno assunto sul territorio nazionale tali impianti.

I. Il procedimento di VIA di competenza statale

La Sentenza del Consiglio di Stato, Sez. IV, 04.02.2025, n. 867 si è soffermata sul rilievo da attribuire al parere negativo della Soprintendenza nell’ambito del procedimento di valutazione di impatto ambientale.

Nel caso in esame costituiva oggetto di impugnazione il giudizio negativo di compatibilità ambientale espresso dal Ministero dell’Ambiente e della Sicurezza Energetica di concerto con il Ministero della Cultura per un progetto di impianto agro-fotovoltaico.

L’istanza per l’avvio del procedimento di VIA, ai sensi dell’art. 23 del D.Lgs. n. 152/2006 (“Codice ambiente”), era stata dapprima oggetto di un giudizio favorevole di compatibilità ambientale del progetto da parte della Commissione tecnica del Ministero dell’Ambiente e della Sicurezza Energetica. In seguito, la Soprintendenza Archeologia, Belle Arti e Paesaggio e la Soprintendenza Speciale-PNRR comunicavano il proprio parere negativo circa la compatibilità del progetto con le esigenze di protezione dei beni culturali sui quali esso era destinato ad incidere.

Il TAR accoglieva in primo grado il ricorso proposto dalla società proponente il progetto sulla base di tre rationes decidendi: I) la tardività del parere negativo della Soprintendenza competente e l’avvenuta formazione del silenzio sulla compatibilità paesaggistica ai sensi dell’art. 17 bis della Legge n. 241/1990; II) il mancato deferimento della questione al Consiglio dei Ministri per la composizione del contrasto fra il Ministero della Cultura e il Ministero dell’Ambiente e della Sicurezza Energetica; III) la mancata comunicazione del preavviso di rigetto ex art. 10-bis Legge n. 241/1990.

Sull’appello proposto dai Ministeri il Consiglio di Stato svolge alcune interessanti considerazioni sul procedimento di VIA nazionale.

Invero, l’ipotesi dell’inerzia della Soprintendenza nel rilascio del parere di sua competenza costituisce un’ipotesi disciplinata, in via generale, dall’articolo 25, comma 1, D.Lgs. n. 152/2006 secondo cui nel procedimento di VIA anche in caso di “parere negativo” o “elementi di dissenso sul progetto” è attribuito all’amministrazione competente il potere-dovere di valutare l’impatto dell’opera, senza che si debba attendere il titolare del potere sostitutivo (ai sensi dell’art. 2 L. n. 241/1990).

Nel giudizio in esame, i Ministeri appellanti deducevano inoltre la violazione dell’art. 26 del D.Lgs. n. 42/2004 evidenziando che, nell’ambito del procedimento di VIA, se il Ministero della Cultura si pronuncia negativamente, il procedimento di valutazione di impatto ambientale si conclude negativamente. Senza l’obbligo, dunque, di deferire la questione al Consiglio dei Ministri in sede di risoluzione dei conflitti.

Ciononostante, attraverso un’interpretazione sistematica delle disposizioni contenute nel Codice dei beni culturali (avvalorata da un precedente giurisprudenziale conforme, cfr. Sentenza della Sezione n. 28 marzo 2024 n. 2930) il Consiglio di Stato ha evidenziato come l’eventuale parere negativo della Soprintendenza in merito all’aspetto paesaggistico dell’intervento soggiaccia alle specifiche norme che regolano i lavori della Conferenza medesima, costituendo non già l’espressione di un potere di veto bensì un “dissenso” qualificato che in base alla disciplina recata dagli articoli 14-ter e 14-quinquies della L. n. 241 del 1990 forma unicamente oggetto della valutazione ponderale delle posizioni prevalenti espresse dalle Amministrazioni partecipanti, tramite i rispettivi rappresentanti, preordinata all’adozione della determinazione conclusiva. La medesima interpretazione è avvalorata dalla giurisprudenza delle Sezioni Unite della Corte di Cassazione (Cass. Civ., Sez. Unite, Ordinanza 14 aprile 2023 n. 10054), secondo cui “il complessivo quadro normativo conduce a ritenere che anche il parere negativo del MIBAC, pur se espresso D.Lgs. n. 42 del 2004, ex art. 26, comma 2 cit., in quanto confluente nell’ambito procedurale della conferenza di servizi, debba ritenersi superabile o, comunque, non direttamente ostativo, non precludendo, di per sé, il successivo sviluppo del procedimento“.

In considerazione del quadro normativo di riferimento, il Consiglio di Stato ha ritenuto che la conclusione negativa motivata puramente e semplicemente sul diniego del Ministero della Cultura risulti illegittima, dovendosi ritenere che anche il parere negativo del MIBAC sia superabile o comunque non direttamente ostativo.

I.I. L’ordine di trattazione dei progetti prioritari ai sensi dell’art. 8, comma 1-ter, D.Lgs. 152/2006

L’evoluzione giurisprudenziale della disciplina sulla Valutazione di Impatto Ambientale degli impianti di energia rinnovabili di competenza statale deve tenere conto altresì delle novità apportate dalla previsione di una disciplina specifica e accelerata per i progetti compresi nel Piano nazionale di ripresa e resilienza (PNRR), di quelli finanziati a valere sul fondo complementare nonché dei progetti attuativi del Piano nazionale integrato per l’energia e il clima, di competenza della Commissione tecnica PNRR-PNIEC (art. 8, comma 2-bis, del D.Lgs. n. 152/2006).

In un’interessante Sentenza (Sez. I, 17.01.2025 n. 25) il TAR Emilia-Romagna (Bologna) è stato chiamato a pronunciarsi sul ricorso proposto da una società specializzata nella realizzazione di impianti fotovoltaici per l’accertamento dell’illegittimità del silenzio serbato dal MASE sull’istanza volta al rilascio del provvedimento di Valutazione di Impatto Ambientale di un impianto fotovoltaico (ricompreso tra le “Opere, impianti e infrastrutture necessarie al raggiungimento degli obiettivi fissati dal Piano Nazionale Integrato Energia e Clima (PNIEC)”, di cui Allegato I-bis alla Parte seconda del D.Lgs. n. 152 del 2006). Nel caso di specie, la ricorrente lamentava come il termine di conclusione del procedimento dovesse ritenersi inutilmente decorso, sia riguardo all’adozione dello schema di provvedimento di VIA da parte della Commissione tecnica PNRR-PNIEC sia con riguardo al provvedimento di VIA da parte del MASE.

Nell’accertare i presupposti per l’effettiva formazione del silenzio inadempimento alla stregua della scansione procedimentale di cui all’art. 25 del D.Lgs. n. 152/2006, il TAR ha analizzato l’incidenza del nuovo comma 1-ter dell’art. 8 del D.Lgs. n. 152/2006 (inserito dall’art. 1 del D.L. n. 153 del 2024), che disciplina l’ordine di priorità da seguire, nell’esame dei progetti, sul rispetto dei termini dei procedimenti di valutazione ambientale.

Sulla base di plurimi argomenti di ordine interpretativo-letterale, logico-sistematico, finalistico, storico-contestuale, il Collegio giunge a sostenere che la nuova disposizione di cui al nuovo comma 1-ter abbia inciso sui termini di esame dei progetti non prioritari, nel senso di aver autorizzato (in ragione del rispetto del nuovo ordine di priorità) la deroga ai termini ordinari della VIA proprio per fare fronte alle migliaia di progetti presentati.

Ciononostante, a fronte di tale complessa ricostruzione normativa, il TAR aderisce ad un’interpretazione giurisprudenziale più tutelante sotto il profilo dell’affidamento del privato e della certezza dei rapporti giuridici, ritenendo comunque necessaria la previsione di un termine di conclusione del procedimento autorizzatorio, desumibile dal sistema e dalla Legge 241/1990,  anche per i procedimenti “minori” (non prioritari e non PNRR) che, diversamente, rischierebbero di rimanere del tutto privi di un termine finale di conclusione.

Pertanto, il Collegio, in considerazione, da un lato, dell’orientamento maggioritario formatosi nella giurisprudenza amministrativa e, dall’altro lato, dei dubbi di completezza, di razionalità e di conformità alla Costituzione di un’interpretazione che lasci senza termine conclusivo alcuno le procedure dei progetti “minori”, si è conclusivamente adeguato all’orientamento prevalente ritenendo comunque non derogati i termini perentori di cui all’art. 25 del “Codice ambiente”.

Di conseguenza, il TAR ha dichiarato l’illegittimità del silenzio serbato dall’Amministrazione e ha accertato l’obbligo, per quest’ultima, di provvedere al rilascio del provvedimento conclusivo della VIA.

II. Il procedimento di VIA di competenza regionale

Con la recente Sentenza del 14.01.2025 n. 57, il TAR per la Calabria (Catanzaro) ha annullato la determinazione conclusiva del procedimento di P.A.U.R. (Provvedimento Autorizzatorio Unico Regionale) ai sensi dell’art. 27-bis del D.Lgs. n. 152/2006 relativo ad un progetto di parco eolico.

In particolare, la società ricorrente lamentava l’illegittimità del parere negativo reso dal Settore Infrastrutture Energetiche, Fonti rinnovabili e non rinnovabili per tardività della richiesta di integrazione documentale ivi contenuta.

Sul punto il Collegio ha tuttavia richiamato quanto a più riprese osservato dalla giurisprudenza amministrativa con specifico riferimento al procedimento di P.A.U.R., chiarendo che «il principio generale secondo cui l’inosservanza dei termini procedimentali, ancorché qualificati come perentori, non comporta la decadenza dal potere di provvedere in capo all’Autorità competente, né determina l’illegittimità del provvedimento finale che si sia attenuto ai pareri endoprocedimentali tardivamente resi dagli Enti partecipanti, ponendoli a fondamento delle proprie valutazioni. Dalla violazione della tempistica procedimentale, infatti, discende unicamente la facoltà per il privato di attivare gli strumenti di tutela normativamente previsti avverso il comportamento inerte della P.A., ovvero di agire per il risarcimento del danno eventualmente prodottosi in conseguenza del ritardo» (TAR Puglia, Bari, Sez. I, nn. 674/2019, 1202/2018 e 435/2019).

Ne consegue che la richiesta documentale trasmessa oltre il termine se, da un lato, può eventualmente essere valutata ai fini della responsabilità risarcitoria della P.A., non inficia, tuttavia, la legittimità dell’iter procedurale del P.A.U.R. e, quindi, della statuizione finale assunta dal settore procedente.

Nell’esaminare le censure proposte dalla ricorrente, il TAR si sofferma, inoltre, sul modulo procedimentale di cui al combinato disposto degli artt. 27 bis del D.Lgs. 152/2006 e 14-ter L. 241/1990, atteso che nella fattispecie il parere del Settore Infrastrutture Energetiche, Fonti rinnovabili e non rinnovabili era stato reso fuori dalla conferenza di servizi, sicché l’amministrazione procedente avrebbe dovuto considerarlo acquisito stante la mancata partecipazione del rappresentante alle riunioni.

In relazione a tale aspetto, il Collegio evidenzia che l’acquisizione, al di fuori della conferenza di servizi, di taluni pareri non può considerarsi violativa delle disposizioni in tema di conferenza di servizi contenute nella Legge n. 241/1990 considerato che, come rilevato da costante giurisprudenza amministrativa (cfr. TAR Bari, Sez. I, 26 agosto 2013 n. 1247; TAR Puglia, Lecce, Sez. I, 10 maggio 2012 n. 827; TAR Puglia, Lecce, Sez. I, 10 ottobre 2012 n. 1657) deve ritenersi ammissibile la trasmissione di note scritte alla conferenza di servizi quando sia comunque rispettato il principio del contraddittorio.

Secondo la giurisprudenza menzionata dal Collegio, non può considerarsi “tamquam non esset” una manifestazione di dissenso espressa in forma irrituale (e cioè fuori dalla sede conferenziale) da parte di un’autorità preposta alla tutela di un interesse sensibile (come è, ad esempio, quello al paesaggio). In tale caso, la Regione non può omettere di dare rilievo a tale dissenso espresso rilasciando (illegittimamente) l’autorizzazione unica.

Nel merito, il Giudice amministrativo si è soffermato sul valore da assegnare, in seno al procedimento di P.A.U.R., al parere reso dalle amministrazioni portatrici di interessi sensibili che è mutato nel tempo, anche in considerazione del rinnovato favor riconosciuto a livello europeo verso forme di produzione di energie innovabili.

Invero, è stato sottolineato come, secondo la giurisprudenza più recente, il parere negativo opposto da una delle amministrazioni partecipanti, ancorché tenuta a manifestare un parere vincolante, non può produrre l’effetto di impedire la prosecuzione del procedimento, svolgendo semplicemente la funzione di rappresentazione degli interessi di cui detta amministrazione è portatrice, comunque rimessi alla valutazione discrezionale finale dell’autorità decidente, la quale rimane libera di recepire o meno quanto osservato nel parere. 

Con specifico riferimento al valore da assegnare al parere della Soprintendenza nei procedimenti di autorizzazione di impianti di produzione di energia elettrica alimentati da fonti rinnovabili su aree idonee, è stato richiamato l’art. 22 del D.Lgs. n. 199/2021 in base al quale l’autorità competente in materia paesaggistica si esprime con parere obbligatorio non vincolante.

Pertanto, è stato applicato il principio di diritto secondo cui “il contestato parere negativo della Soprintendenza non può essere qualificato di tipo vincolante e pertanto non risulta ostativo al rilascio della VIA e dell’autorizzazione ex art. 12 D.Lg.vo n. 387/2003, anche se consente alla stessa Soprintendenza di esprimere nell’ambito della Conferenza di servizi la propria valutazione sulla compatibilità dell’impianto in questione con i suindicati valori archeologici e/o paesaggistici, che, se negativa, può essere disattesa dal provvedimento regionale, conclusivo del procedimento, con adeguata e congrua motivazione” (TAR Basilicata, Sez. I, n. 11/2021).

Sulla base del quadro normativo e giurisprudenziale di riferimento, il TAR Calabria (Catanzaro) ha dunque annullato la determinazione conclusiva del procedimento di P.A.U.R. unitamente agli ulteriori provvedimenti impugnati dalla ricorrente.

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Le pronunce analizzate dimostrano un’evoluzione giurisprudenziale (oltre che normativa) in atto che interessa il procedimento di VIA degli impianti di energia rinnovabili.

In particolare, è interessante constatare come la giurisprudenza sia sempre più orientata nella direzione di circoscrivere la portata dei pareri negativi espressi dalle amministrazioni, sia pur portatrici di interessi sensibili, all’interno del procedimento di valutazione di impatto ambientale, sottolineando (per contro) la discrezionalità che caratterizza la decisione finale dell’autorità decidente. In questa logica, la VIA di un impianto a fonte rinnovabile può essere rilasciata anche a fronte del parere negativo della Soprintendenza (il cui “potere di veto” è stato generalmente considerato tra i maggiori ostacoli per la diffusione degli impianti di energia rinnovabili in Italia), ove il provvedimento finale di VIA risulti adeguatamente motivato.

Al tempo stesso, l’analisi delle più recenti novità normative conduce a soffermarsi attentamente sulle accelerazioni impresse alla disciplina della VIA per i progetti ritenuti prioritari e strategici per il Paese, cui consegue, sul piano procedimentale, la possibilità per l’autorità decidente di adottare il provvedimento finale anche a fronte dell’inerzia delle amministrazioni competenti a rilasciare i pareri e, sul piano processuale, una particolare attenzione da riservare alla disciplina dei termini perentori del procedimento di VIA ed alla possibilità di esperire il rito del silenzio per l’accertamento dell’inerzia dell’amministrazione.

Come noto, le energie rinnovabili sono forme di energia che rispettano l’ambiente, promuovendo lo sviluppo sostenibile di ogni attività sociale e produttiva. In seguito al conflitto russo-ucraino, gli organi politici europei e nazionali hanno avviato una serie di iniziative dirette a facilitare l’installazione e potenziare lo sfruttamento di impianti di Fonti di Energie Rinnovabili (c.d. “FER”), al fine di mitigare la dipendenza energetica degli Stati membri Ue dai combustibili fossili della Russia e di affrontare la crisi climatica. In realtà, però, il percorso normativo di transizione “verde” è ben più risalente nel tempo ed ha subito importanti modifiche, alcune delle quali ancora in corso.

Nel prosieguo sarà posta l’attenzione ai regimi autorizzativi introdotti nel corso degli anni, con particolare riguardo all’installazione di impianti fotovoltaici, rimandando ai diversi contenuti già presenti^[1] per le questioni connesse alla disciplina, anche di incentivazione, prevista per le Configurazioni di Autoconsumo per la Condivisione dell’Energia Rinnovabili (c.d. “CACER”).

I primi interventi di transizione normativa “verde”

L’esigenza di promuovere gli impianti ad energia rinnovabile è stata espressa a livello eurounitario già con la Direttiva 2001/77/CE, il cui considerando 2 dispone che “la promozione dell’elettricità prodotta da fonti energetiche rinnovabili è un obiettivo altamente prioritario a livello della Comunità, come illustrato nel Libro bianco sulle fonti energetiche rinnovabili (in prosieguo: «il Libro bianco»), per motivi di sicurezza e diversificazione dell’approvvigionamento energetico, protezione dell’ambiente e coesione economica e sociale”. In particolare, l’art. 6 della Direttiva citata impone agli Stati membri di mutare il quadro normativo vigente al fine di “ridurre gli ostacoli normativi e di altro tipo all’aumento della produzione di elettricità da fonti energetiche rinnovabili; razionalizzare e accelerare le procedure all’opportuno livello amministrativo; garantire che le norme siano oggettive, trasparenti e non discriminatorie e tengano pienamente conto delle particolarità delle varie tecnologie per le fonti energetiche rinnovabili”.

Tale Direttiva ha trovato attuazione nell’ordinamento interno con l’adozione del D.Lgs. n. 387/2003, il cui art. 12 dispone che le opere per la realizzazione degli impianti alimentati da fonti rinnovabili, nonché le opere connesse e le infrastrutture indispensabili alla costruzione ed all’esercizio degli stessi impianti, sono di pubblica utilità ed indifferibili ed urgenti. Inoltre, coerentemente con gli obiettivi acceleratori perseguiti dalla norma, il comma 3 dell’art. 12 del D.Lgs. 387/2003 introduce il regime di Autorizzazione Unica, affidato alle Regioni e mediante conferenza di servizi, per la costruzione degli impianti di produzione di energia elettrica alimentati da fonti rinnovabili, per gli interventi di modifica, potenziamento, rifacimento totale o parziale e riattivazione, nonché per le opere connesse e le infrastrutture indispensabili alla costruzione ed all’esercizio degli impianti stessi.  La caratteristica di maggior pregio è senz’altro l’introduzione di una procedura unitaria, cui partecipano tutti gli Enti a vario titolo coinvolti, all’esito della quale viene rilasciato un provvedimento unico che consente la realizzazione dell’intera infrastruttura. 

Successivamente, l’art. 2, comma 158, della L. 244/2007 ha introdotto la Denuncia di Inizio Attività (breviter “DIA”) per gli impianti con potenza inferiore alle soglie individuate dalla Tabella A del D.Lgs. 387/2021 ed ha demandato ad un Decreto del Ministero dello Sviluppo economico, adottato di concerto con il Ministero dell’Ambiente, d’intesa con la Conferenza unificata, l’individuazione di maggiori soglie di capacità di generazione e le caratteristiche dei siti per i quali l’installazione di impianti FER potesse considerarsi subordinata a DIA. Quindi, è stato adottato il D.M. 10.09.2010, recante “Linee guida per l’autorizzazione degli impianti alimentati da fonti rinnovabili”, il cui art. 17 conferisce a Regioni e Province autonome l’individuazione di aree e siti non idonei all’installazione di specifiche tipologie di impianti^[2]. 

Nelle more, l’Unione Europea ha adottato la Direttiva 2009/28/CE, con la quale ha abrogato la precedente del 2001 ed ha rinnovato l’esigenza di agevolare i regimi autorizzativi di realizzazione di impianti ad energia rinnovabile, fissando gli obiettivi specifici per gli Stati membri al 2020. L’Italia ha recepito tale Direttiva con il D.Lgs. 28/2011, il cui art. 1 dispone che “il presente decreto, in attuazione della direttiva 2009/28/CE e nel rispetto dei criteri stabiliti dalla legge 4 giugno 2010 n. 96, definisce gli strumenti, i meccanismi, gli incentivi e il quadro istituzionale, finanziario e giuridico, necessari per il raggiungimento degli obiettivi fino al 2020 in materia di quota complessiva di energia da fonti rinnovabili sul consumo finale lordo di energia e di quota di energia da fonti rinnovabili nei trasporti”. Inoltre, l’art. 4 del citato Decreto sancisce che “al fine di favorire lo sviluppo delle fonti rinnovabili e il conseguimento, nel rispetto del principio di leale collaborazione fra Stato e Regioni, degli obiettivi di cui all’articolo 3, la costruzione e l’esercizio di impianti di produzione di energia da fonti rinnovabili sono disciplinati secondo speciali procedure amministrative semplificate, accelerate, proporzionate e adeguate, sulla base delle specifiche caratteristiche di ogni singola applicazione”. In particolare, in seguito alla presente riforma, sono stati individuati tre diversi regimi autorizzativi:

1. l’Autorizzazione Unica (“AU”) di cui all’articolo 12 del D.Lgs. 387/2003;
2. la Procedura Abilitativa Semplificata (“PAS”) di cui all’art. 6 del Decreto;
3. la comunicazione relativa alle attività in edilizia libera (“CIL-CAL”) di cui all’articolo 6, comma 11, del Decreto.

La disciplina richiamata è rimasta sostanzialmente immutata, salvo modifiche a livello regionale e l’introduzione, con il D.L. n. 76/2020, della Dichiarazione di Inizio Lavori Asseverata (“DILA”) di cui all’art. 6-bis del D.Lgs. 28/2011, prevista per gli interventi su impianti esistenti e per le modifiche di progetti autorizzati che, senza incremento di area occupata dagli impianti e dalle opere connesse e a prescindere dalla potenza elettrica risultante a seguito dell’intervento, ricadono nelle categorie a terra espressamente indicate^[3].

La Direttiva Red II ed il D.Lgs. 199/2021

Le esigenze manifestate già un ventennio fa si sono sviluppate nel 2019 con il Green Deal europeo, ossia un pacchetto di iniziative strategiche che mira ad avviare l’UE sulla strada della transizione verde, con l’obiettivo di raggiungere la neutralità climatiche entro il 2050. In questo contesto si inserisce la Direttiva UE 2018/2001 (Direttiva c.d. Red II), recepita dal legislatore nazionale con il D.Lgs. 199/2021, che prevede un articolato sistema di fonti (ministeriali e regionali) per l’individuazione delle c.d. aree idonee, in relazione alle quali è prevista una disciplina di favore per l’installazione di impianti di produzione di energia da fonti rinnovabili.

In particolare, l’art. 20 del D.Lgs. 199/2021 introduce una disciplina in cui i regimi autorizzativi sono differenziati per aree di intervento. In particolare, si rimanda, ancora una volta, ad un Decreto del Ministero della Cultura, di concerto con il Ministero delle Politiche Agricole, previa intesa in sede di Conferenza unificata, l’individuazione delle superfici e delle aree idonee e non idonee all’installazione di impianti a fonti rinnovabili. Inoltre, sulla base dei criteri stabiliti dal Decreto ministeriale, spetta alle Regioni individuare con Legge, sulla base delle caratteristiche di ciascun territorio, le aree idonee all’installazione. Infine, durante il regime transitorio di promulgazione delle Leggi Regionali, le aree idonee sono individuate dal comma 8 del citato art. 20.

In attuazione del medesimo art. 20 i Ministeri hanno già adottato il D.M. entrato in vigore in data 03.07.2024, con il quale vengono individuate 4 tipologie di aree:

• superfici e aree idonee: nelle quali è previsto un iter accelerato ed agevolato per la costruzione ed esercizio degli impianti a fonti rinnovabili e delle infrastrutture connesse secondo le disposizioni vigenti di cui all’articolo 22 del D.Lgs. 199/2021 (espressione del parere obbligatorio ma non vincolante dell’autorità competente in materia ambientale; dimidiazione di un terzo dei termini di conclusione dei procedimenti autorizzativi, utilizzo della procedura abitativa semplificata – PAS – fino a 12 MW di potenza, innalzamento delle soglie screening e VIA rispettivamente a 12 MW e 25 MW);
• superfici e aree non idonee: sono le aree ed i siti le cui caratteristiche sono incompatibili con l’installazione di specifiche tipologie di impianti secondo le modalità stabilite dal paragrafo 17 e dall’Allegato 3 delle linee guida emanate con decreto del Ministero dello Sviluppo Economico del 10 settembre 2010;
• superfici e aree ordinarie: sono le superfici e le aree diverse da quelle delle lettere a) e b) e nelle quali si applicano i regimi autorizzativi ordinari di cui al D.Lgs. 28/2011 e successive modifiche e integrazioni;
• aree in cui è vietata l’installazione di impianti fotovoltaici con moduli collocati a terra ai sensi dell’articolo 20, comma 1-bis, del D.Lgs. 199/2021 (si tratta della disposizione introdotta dall’art. 5 D.L. 63/2024, – di recente convertito in legge – (“D.L. Agricoltura”), il quale vieta la realizzazione di nuovi impianti nelle aree ricadenti in zone classificate come agricole dai piani urbanistici).

Infine, l’art. 22-bis del D.Lgs. 199/2021 individua un regime ancora più agevolato per “l’installazione, con qualunque modalità, di impianti fotovoltaici su terra e delle relative opere connesse e infrastrutture necessarie, ubicati nelle zone e nelle aree a destinazione industriale, artigianale e commerciale, nonché in discariche o lotti di discarica chiusi e ripristinati ovvero in cave o lotti o porzioni di cave non suscettibili di ulteriore sfruttamento”, disponendo che le richiamate attività edificatorie in tali aree è “considerata attività di manutenzione ordinaria e non è subordinata all’acquisizione di permessi, autorizzazioni o atti di assenso comunque denominati, fatte salve le valutazioni ambientali di cui al titolo III della parte seconda del decreto legislativo 3 aprile 2006, n. 152, ove previste”. Sul punto, per completezza, si richiama l’art. 47, comma 11-bis, del D.L. n. 13/2023, che ha innalzato a 12MW il limite relativo agli impianti fotovoltaici per la produzione di energia elettrica di cui alla lettera b), del punto 2, dell’allegato IV della parte seconda del D.Lgs. 152/2006, purché:

1. l’impianto si trovi nelle aree classificate idonee ai sensi dell’articolo 20 del D.Lgs. 199/2021, ivi comprese le aree di cui al comma 8 del medesimo articolo 20;
2. l’impianto si trovi nelle aree di cui all’articolo 22-bis del D.Lgs. 199/2021;
3. fuori dei casi di cui alle lettere a) e b), l’impianto non sia situato all’interno di aree comprese tra quelle specificamente elencate e individuate ai sensi della lettera f) dell’allegato 3 annesso al decreto del Ministro dello Sviluppo Economico del 10 settembre 2010, pubblicato nella Gazzetta Ufficiale n. 219 del 18 settembre 2010.

La giurisprudenza più recente

La giurisprudenza si è occupata del tema sotto diversi aspetti.

Ad esempio, sotto il profilo della programmazione e della pianificazione urbanistica e, in particolare, dei limiti di esercizio del potere discrezionale della P.A. nella ponderazione degli interessi concorrenti con quello all’installazione di impianti FER, la giurisprudenza amministrativa ha già avuto modo di sottolineare che “se è vero che il quadro normativo, anche europeo, sopra sommariamente richiamato non impone alcun automatismo decisionale in favore degli impianti per la produzione di energia da fonti rinnovabili, è altrettanto innegabile che le norme sovranazionali direttamente applicabili e produttive di effetti diretti negli ordinamenti interni, come il citato art. 3 del regolamento UE n. 2022/2577, stabiliscono che sia in sede di pianificazione, sia in sede di autorizzazione, deve essere accordata priorità, nella ponderazione degli interessi in gioco, alla costruzione e all’esercizio degli impianti di produzione di energia da fonti rinnovabili. Ciò non significa che non debbano essere considerati altri interessi, ma che, come questo Tribunale ha ritenuto in recenti pronunciamenti, tali interessi possono in concreto assumere rilevanza, in chiave limitativa dell’iniziativa dell’operatore economico, allorché siano presidiati da specifiche disposizioni che ad essi attribuiscano un rilievo equiordinato a quello della diffusione delle fonti energetiche rinnovabili” (T.A.R. Umbria, Sez. I, Sent. n. 592 in data 06.08.2024). 

Tale impostazione è suffragata anche dalle recenti pronunce del Consiglio di Stato, che pongono l’accento sul favor per la massima diffusione delle fonti energetiche rinnovabili del diritto eurounitario e nazionale, e sull’inesistenza di una primazia dell’interesse a protezione degli interessi paesaggistici. In particolare, il D.Lgs. 199/2021 attua “la direttiva UE 2018/2001 del Parlamento europeo e del Consiglio, del 11 dicembre 2018, sulla promozione dell’uso dell’energia da fonti rinnovabili, che, all’art. 3, rubricato ‘Obiettivo vincolante complessivo dell’Unione per il 2030’, impone uno specifico obbligo di risultato in capo agli Stati membri, prescrivendo, al comma 1, che ‘Gli Stati membri provvedono collettivamente a far sì che la quota di energia da fonti rinnovabili nel consumo finale lordo di energia dell’Unione nel 2030 sia almeno pari al 32 %…’ e precisando, al comma 4, che ‘A decorrere dal 1 gennaio 2021, la quota di energia da fonti rinnovabili nel consumo finale lordo di energia di ciascuno Stato membro non è inferiore alla quota base di riferimento indicata nella terza colonna della tabella riportata nell’allegato I, parte A, della presente direttiva. Gli Stati membri adottano le misure necessarie a garantire il rispetto di tale quota base di riferimento. Se uno Stato membro non mantiene la sua quota base di riferimento misurata su un periodo di un anno, si applica l’articolo 32, paragrafo 4, primo e secondo comma, del regolamento 2018/1999’”. (Consiglio di Stato, Sez. IV, Sent. n. 11320 in data 29.12.2023). 

La giurisprudenza amministrativa ha altresì chiarito che “alla luce della richiamata giurisprudenza costituzionale, deve convenirsi con il T.a.r. che non ha adeguato fondamento la tesi dell’appellante incentrata sulla primazia dell’interesse alla tutela dei valori paesaggistici e per converso sulla subvalenza degli altri interessi pubblici potenzialmente antagonistici, ivi compreso quello ambientale alla produzione energetica in termini ecosostenibili, essendo la produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili un’attività di interesse pubblico che contribuisce anch’essa non solo alla salvaguardia degli interessi ambientali, ma, sia pure indirettamente, anche a quella dei valori paesaggistici (cfr., da ultimo, Cons. Stato, Sez. IV, Sent. n. 2983 del 2021)” (Consiglio di Stato, Sez. IV, Sent. n. 2930 in data 28.03.2024).

Infine, il particolare favor per l’installazione di impianti di energia rinnovabile è altresì dimostrato dalla recente Ordinanza n. 4298 in data 14.11.2024 con la quale il Consiglio di Stato ha sospeso l’efficacia dell’art. 7, comma 2, lett. c) del D.M. 21.06.2024 (c.d. “D.M. aree idonee”), nella parte in cui attribuisce alle Regioni la facoltà di modificare in senso restrittivo il novero delle aree idonee individuate dal richiamato art. 20, comma 8, del D.Lgs. 199/2021.

La giurisprudenza amministrativa ha avuto modo di trattare anche degli artt. 20 e 22-bis del D.Lgs. 199/2021 richiamati in precedenza. 

In relazione al primo, è intervenuta per chiarire che “l’art. 20 comma 8 lett. c-quater del D. Lgs. 199/2021 definisce le aree “idonee” richiamando il parametro dei 500 metri dalle aree vincolate, senza per questo introdurre previsioni automaticamente ostative per le aree “non idonee”, per le quali viceversa il comma 7 espressamente statuisce che ‘Le aree non incluse tra le aree idonee non possono essere dichiarate non idonee all’installazione di impianti di produzione di energia rinnovabile, in sede di pianificazione territoriale ovvero nell’ambito di singoli procedimenti, in ragione della sola mancata inclusione nel novero delle aree idonee’: nel caso di specie, al contrario, la Soprintendenza fonda il proprio parere condizionato sul rilievo che l’area interessata dalla realizzazione dell’impianto non rientra per l’intera estensione tra le aree idonee all’istallazione di impianti fotovoltaici, essendo ricompresa nella fascia dei 500 metri di un’area tutelata, operando così una lettura non appropriata della disposizione sopra evocata (cfr. sentenza sez. V – 23/5/2024 n. 1730). Quest’ultima è invero chiara nello stabilire che la mancata inclusione tra le aree idonee non implica l’automatica qualificazione dell’area di sedime dell’impianto quale non idonea, occorrendo a tal fine una specifica motivazione per la salvaguardia di interessi opposti all’installazione dell’impianto FER. Ciò, del resto, è coerente con la considerazione per cui in materia di autorizzazione alla installazione di impianti solo la riserva di procedimento amministrativo consente di operare un bilanciamento in concreto degli interessi, strettamente aderente alla specificità dei luoghi, in modo tale da garantire la migliore valorizzazione di tutti gli interessi pubblici implicati pur nel rispetto del principio, conforme alla normativa dell’Unione europea, della massima diffusione degli impianti da fonti di energia rinnovabili”.  (T.A.R. Sicilia – Palermo, Sez. V., Sent. n. 2282 in data 19.07.2024; cfr. anche T.A.R. Sicilia, Sez. V, Sent. n. 2472 in data 22.08.2024). 

In relazione alla disciplina speciale prevista dall’art. 22-bis del D.Lgs. 199/2021 si richiama un’Ordinanza recentemente emessa in un giudizio promosso dallo Studio contro il diniego opposto da un Comune piemontese avverso la realizzazione di un parco fotovoltaico; in particolare, il Collegio accoglie l’istanza cautelare poiché “l’art. 22 bis del D. Lgs. 199/2021 sembra aver comunque liberalizzato l’installazione di impianti fotovoltaici a terra in aree a destinazione commerciale (cfr. TAR Sardegna, Sez. I, 11.11.2024, n. 790; TAR Veneto, Sez. IV, 18.07.2024, n. 1922), quale risultava pacificamente essere quella di cui qui si discute prima della variante al PRGC adottata dal Consiglio Comunale con deliberazione n. 40 del 29.7.2024 (di cui è ignota la data di pubblicazione), successiva alla presentazione della PAS e al preavviso di diniego” (T.A.R. Piemonte, Sez. II, Ord. 441 in data 14.11.2024).

Il Testo Unico sulle Rinnovabili

Il complesso corpus normativo richiamato è destinato ad essere sostituito da un Testo Unico sulle Rinnovabili (FER), di recepimento della Direttiva (Ue) 2023/2413 (c.d. “Direttiva Red III”), il cui testo definitivo è stata approvato dal Consiglio dei Ministri nella seduta del 25 novembre 2024.

L’obiettivo del provvedimento è semplificare tutte le procedure burocratiche legate all’impiego degli impianti alimentati da Fonti di Energie Rinnovabili (FER) mediante un unico testo normativo primario, superando la frammentazione normativa attuale.

Il Testo Unico sulle Rinnovabili definisce i regimi amministrativi:

• per la costruzione e l’esercizio degli impianti di produzione e dei sistemi di accumulo di energia da fonti rinnovabili;
• per gli interventi di modifica, potenziamento, rifacimento totale o parziale degli stessi impianti;
• per le opere connesse e le infrastrutture indispensabili alla costruzione e all’esercizio dei medesimi impianti.

Al fine di assicurare l’effettiva riduzione degli oneri amministrativi e regolatori a carico degli operatori economici, si stabilisce il principio per cui non possono essere richieste, dalle amministrazioni o dai privati gestori di pubblici servizi, in quanto già in loro possesso, dichiarazioni o attestazioni relative all’idoneità del regime amministrativo per la realizzazione dell’intervento né ulteriori dichiarazioni, segnalazioni, comunicazioni o autorizzazioni.

Inoltre, il Testo Unico offre alle Regioni e agli Enti locali la possibilità di intervenire per semplificare ulteriormente gli iter, anche con un innalzamento delle soglie di potenza previste per gli interventi. Durante il periodo di 180 giorni previsto per l’adeguamento degli Enti territoriali è stabilito un regime transitorio nel quale continuano ad applicarsi le regole attuali.

Sono previsti tre diversi regimi di autorizzazione:

• attività libera;
• Procedura Abilitativa Semplificata (PAS);
• Autorizzazione Unica (AU).

Il Testo Unico individua gli interventi realizzabili rispettivamente secondo i tre regimi prospettati in appositi allegati non ancora disponibili.

In particolare, rientrano nell’attività libera, tra gli altri:

• gli impianti fotovoltaici sotto i 12 MW integrati su coperture di strutture ed edifici esistenti;
• gli impianti agrivoltaici sotto i 5 MW che consentono la continuità dell’attività agricola e pastorale;
• gli impianti solari termici sotto i 10 MW a servizio di edifici, con potenza nominale utile fino a 10 MW, installati su strutture o edifici esistenti o sulle loro pertinenze o posti su strutture o manufatti fuori terra diversi dagli edifici o collocati a terra in adiacenza agli edifici esistenti cui sono asserviti, purché al di fuori della zona A);
• gli interventi su impianti esistenti.

La realizzazione degli interventi in attività libera non è subordinata all’acquisizione di permessi, autorizzazioni o atti amministrativi di assenso comunque denominati e il soggetto proponente non è tenuto alla presentazione di alcuna comunicazione, certificazione, segnalazione o dichiarazione alle amministrazioni pubbliche.

Per la realizzazione degli interventi previsti nell’Allegato B si applica la Procedura Abilitativa Semplificata (PAS), che è preclusa nel caso in cui non si disponga delle superfici per installare l’impianto o se gli interventi non sono compatibili con gli strumenti urbanistici approvati. Per la PAS vige il silenzio-assenso. Infatti, qualora non venga notificato al soggetto proponente un espresso provvedimento di diniego entro il termine di venti giorni dalla presentazione del progetto, il titolo abilitativo si intende acquisito senza prescrizioni. Il predetto termine può essere sospeso una sola volta qualora, entro cinque giorni dalla data di ricezione del progetto il Comune rappresenti, con motivazione puntuale, al soggetto proponente la necessità di integrazioni documentali o di approfondimenti istruttori, assegnando per questo un termine non superiore a quindici giorni. In tal caso, il termine per la conclusione della PAS riprende a decorrere dal quindicesimo giorno o, se anteriore, dalla data di presentazione della integrazione o degli approfondimenti richiesti. Il titolo abilitativo decade in caso di mancato avvio degli interventi entro un anno dal perfezionamento della PAS e di non conclusione dei lavori entro tre anni dall’apertura dei cantieri, con la realizzazione della parte non ultimata che dovrà incassare una nuova PAS.

Gli interventi di cui all’Allegato C sono invece soggetti al procedimento autorizzatorio unico, comprensivo, ove occorrenti, delle valutazioni ambientali di cui al titolo III della parte seconda del D.Lgs. 152/2006.

Obiettivo del Convegno è illustrare lo stato dell’arte, i vantaggi possibili, gli errori rischiosi, le prospettive prevedibili, insieme a una panoramica di quanto sin qui realizzato e in corso di realizzazione, in materia di Comunità Energetiche: la transizione energetica si arricchisce infatti di nuovi approcci grazie ai progressi nell’intelligenza artificiale, nel cloud computing e in IoT (Internet of Things), ed i sistemi energetici (elettrico, termico, idrico) diventano sempre più complicati e con sempre più numerosi protagonisti attivi.

Un nuovo appuntamento dell’Energy Community Lab di Confindustria Cuneo diretto ad amministratori pubblici, aziende ed enti per conoscere e approfondire l’energia condivisa.

Il workshop si pone l’obiettivo di spiegare gli strumenti progettuali, le necessità concrete ed il potenziale sviluppo energetico del Progetto C.E.R. Chiamo Energia.

Il 24 gennaio 2024 è entrato in vigore il Decreto C.E.R. definitivo^[1] con gli incentivi previsti per le Comunità Energetiche Rinnovabili e l’autoconsumo diffuso (vedi articoli in News ed in Spazio Energia del 19.12.2023 e del 28.03.2023), a seguito della registrazione della Corte dei Conti e, in precedenza, dell’approvazione della Commissione europea. Insieme al Decreto sono state, inoltre, pubblicate le FAQ del Ministero dell’Ambiente per iniziare ad orientare cittadini, piccole e medie imprese, enti, cooperative e tutti gli altri destinatari del provvedimento.

Come previsto dal provvedimento stesso, entro i successivi 30 giorni saranno approvate dal Ministero, previa verifica da parte dell’ARERA e su proposta del Gestore dei Servizi Energetici (GSE), le regole operative che dovranno disciplinare le modalità e le tempistiche di riconoscimento degli incentivi. Il GSE, soggetto gestore della misura, metterà in esercizio i portali attraverso i quali sarà possibile presentare le richieste, entro 45 giorni dall’approvazione delle regole.

Gli incentivi statali previsti per la costituzione delle C.E.R.

Per tutte le C.E.R. sono previsti incentivi sull’energia autoconsumata sotto due diverse forme.

1) Una tariffa incentivante sull’energia prodotta da FER e autoconsumata virtualmente dai membri della C.E.R.. Tale tariffa è riconosciuta dal GSE – che si occupa anche del calcolo dell’energia autoconsumata virtualmente – per un periodo di 20 anni dalla data di entrata in esercizio di ciascun impianto FER. La tariffa è compresa tra 60 €/MWh e 120€/MWh, in funzione della taglia dell’impianto e del valore di mercato dell’energia. Per gli impianti fotovoltaici è prevista una ulteriore maggiorazione fino a 10 €/MWh in funzione della localizzazione geografica.

2) Un corrispettivo di valorizzazione per l’energia autoconsumata, definito dall’ARERA (Autorità di Regolazione per Energia, Reti e Ambiente). Tale corrispettivo vale circa 8 €/MWh.

La tariffa incentivante ed il contributo ARERA sono riconosciuti esclusivamente sull’energia elettrica autoconsumata dalla C.E.R.. Tale quantità di energia è pari a quella virtualmente condivisa, in ciascuna ora, tra i produttori ed i consumatori membri della C.E.R., ubicati nella porzione della rete di distribuzione sottesa ad una stessa cabina primaria.

Inoltre, tutta l’energia elettrica rinnovabile prodotta ma non autoconsumata resta nella disponibilità dei produttori ed è valorizzata alle condizioni di mercato. Per tale energia è possibile richiedere al GSE l’accesso alle condizioni economiche del ritiro dedicato.

Infine, per le sole C.E.R. i cui impianti di produzione sono ubicati in Comuni con una popolazione inferiore a 5.000 abitanti, è previsto un contributo in conto capitale, pari al 40% del costo dell’investimento, a valere sulle risorse del PNRR.

Per quanto concerne il contributo in conto capitale l’articolo 7, comma 1, del Decreto C.E.R. specifica che “i beneficiari della misura PNRR di cui all’articolo 14, comma 1, lettera e) del decreto legislativo n. 199 del 2021 sono le comunità energetiche rinnovabili e i sistemi di autoconsumo collettivo da fonti rinnovabili ubicati in Comuni con popolazione inferiore a 5.000 abitanti”.

Più nel dettaglio le FAQ riportano che “Il soggetto beneficiario del contributo PNRR è colui che sostiene l’investimento per la realizzazione dell’impianto di produzione a fonte rinnovabile di potenza fino a 1 MW ubicato in Comuni con popolazione inferiore a 5.000 abitanti e inserito in CER o in configurazioni di autoconsumo collettivo”.

La tariffa incentivante è cumulabile con il contributo PNRR o altri contributi in conto capitale, nella misura massima del 40%, a fronte di una decurtazione della tariffa incentivante del 50%. Pertanto, le FAQ specificano che se un produttore ottenesse un contributo in conto capitale di qualunque tipologia superiore al 40% del costo dell’investimento (calcolato sulla base dei massimali indicati dal Decreto), non sarebbe possibile ottenere la tariffa incentivante per l’energia elettrica prodotta dall’impianto in questione.

Costituzione legale della C.E.R. ed entrata in esercizio degli impianti

L’articolo 3 del Decreto C.E.R., tra i requisiti per l’accesso agli incentivi, prevede al comma 2, lett. c), che “le Comunità energetiche rinnovabili risultano già regolarmente costituite alla data di entrata in esercizio degli impianti che accedono al beneficio, e prevedono, nel caso di imprese, che la loro partecipazione in qualità di soci o membri sia consentita esclusivamente per le PMI”.

In aggiunta, il punto 9 delle FAQ specifica, con riferimento ai requisiti che devono possedere gli impianti di produzione per accedere alle C.E.R., che “Tali impianti sono generalmente di nuova costruzione, anche se possono far parte di una C.E.R. impianti già realizzati, purché entrati in esercizio successivamente alla data del 16 dicembre 2021 (data di entrata in vigore del D.lgs. 199/2021) e comunque successivamente alla regolare costituzione della CER. Inoltre, ai fini dell’accesso ai benefici previsti dal Decreto di incentivazione, gli impianti non devono beneficiare di altri incentivi sulla produzione di energia elettrica”.

Tale requisito di accesso agli incentivi, in effetti, non era previsto nella precedente proposta di Decreto approvata in cui, sia pure in via informale, si affermava che le Comunità Energetiche Rinnovabili dovevano risultare regolarmente costituite alla data di presentazione della domanda di accesso agli incentivi, senza pertanto individuare un rapporto di necessaria consequenzialità tra costituzione dell’entità legale della C.E.R. ed entrata in esercizio degli impianti, ma solo di possibile successione temporale.

Analogamente, le precedenti Regole Tecniche adottate dal GSE in data 04.04.2022, applicabili agli impianti soggetti alla disciplina transitoria di cui all’art. 42-bis del D.L. 162/2019, definivano la “data di costituzione della configurazione di comunità di energia rinnovabile” come “la data dalla quale la configurazione ha i requisiti per essere qualificata come comunità di energia rinnovabile ed è la data più recente tra la prima tra le date di entrata in esercizio degli impianti di produzione o dei potenziamenti la cui energia elettrica rileva per la configurazione e la data di creazione dell’associazione tra i soggetti facenti parte della configurazione”. A sua volta, la data di creazione dell’associazione in caso di configurazione di una C.E.R. era intesa come la prima data in cui l’atto costitutivo e/o lo Statuto della Comunità rispettano tutti i requisiti previsti dall’articolo 42-bis del D.L. 169/2019 (oggi confluiti nell’art. 31 del D.Lgs. 199/2021) e dalla Delibera.

Pertanto, sotto il vigore della disciplina transitoria, le Regole Tecniche del GSE prendevano in considerazione la data di costituzione della configurazione ai fini dell’accesso al servizio di valorizzazione e di incentivazione dell’energia autoconsumata e condivisa, limitandosi a precisare che la data di decorrenza del servizio dell’energia elettrica condivisa non potesse essere antecedente alla data di costituzione della configurazione di gruppo di autoconsumatori o di Comunità Energetica Rinnovabile (par. 3.3. delle Regole del 04.04.2022).

In relazione ai requisiti di accesso agli incentivi, il D.Lgs. 199/2021 (cfr. artt. 8, 31, 32) ha previsto in linea generale che “possono accedere all’incentivo gli impianti a fonti rinnovabili che hanno singolarmente una potenza non superiore a 1 MW e che entrano in esercizio in data successiva a quella di entrata in vigore del presente decreto”. Ai fini dell’accesso agli incentivi sembrava dunque sufficiente che la data di entrata in esercizio degli impianti fosse successiva a quella di entrata in vigore del Decreto (ossia dal 16.12.2021) e che gli impianti risultassero nella disponibilità e sotto il controllo della Comunità Energetica.

Alla luce delle novità apportate dal Decreto MASE pubblicato ufficialmente in Gazzetta Ufficiale risulterà ora indispensabile attendere le indicazioni operative del GSE per trovare una soluzione ermeneutica al problema esistente per quei soggetti che hanno già realizzato e allacciato gli impianti alla rete, attendendo l’entrata in vigore del Decreto stesso per costituire legalmente la C.E.R. quale soggetto giuridico in un momento successivo.

La partecipazione alle C.E.R. delle grandi imprese

Un altro punto importante chiarito nel Decreto e nelle FAQ consiste nella possibilità per le grandi imprese di fare parte di una C.E.R.. In merito era infatti sorto un importante dubbio interpretativo in ragione di una discrasia esistente tra quanto disposto dalla normativa europea e da quella nazionale.

In base all’art. 31 del D.Lgs. 199/2021, che ha recepito la direttiva 2018/2001/UE, la partecipazione alla comunità energetica è volontaria e aperta a tutti i consumatori e “l’esercizio dei poteri di controllo fa capo esclusivamente a persone fisiche, PMI, ((associazioni)) con personalità giuridica di diritto privato, enti territoriali e autorità locali, ivi incluse le amministrazioni comunali, gli enti di riC.E.R.ca e formazione, gli enti religiosi, quelli del terzo settore e di protezione ambientale nonché le amministrazioni locali contenute nell’elenco delle amministrazioni pubbliche divulgato dall’Istituto Nazionale di Statistica (di seguito: ISTAT) (…), che sono situate nel territorio degli stessi Comuni in cui sono ubicati gli impianti per la condivisione (…)”.

Per quanto riguarda le imprese l’unica espressa preclusione normativa discendeva dal fatto che “la partecipazione alla comunità di energia rinnovabile non può costituire l’attività commerciale e industriale principale”, come confermato anche dal par. 3.4. del TIAD con riferimento ai requisiti per l’accesso al servizio per l’autoconsumo diffuso.

Tale assetto normativo consentiva dunque di ritenere che la partecipazione alle C.E.R. costituisse un diritto di tutti i clienti finali (comprese le grandi imprese) e che solo i soggetti elencati dalla legge potessero esercitare i poteri di controllo della Comunità.

Ciononostante, alcuni interpreti, dal raffronto tra la normativa italiana e quella europea, avevano notato una possibile incongruenza derivante dal fatto che l’articolo 2, punto 16), della Direttiva Europea 2018/2001/UE definisce la C.E.R. come soggetto giuridico “i cui azionisti o membri sono persone fisiche, PMI o autorità locali, comprese le amministrazioni comunali”, indicando in maniera esplicita e più restrittiva i soggetti che possono partecipare alla Comunità Energetica e senza operare, al riguardo, nessun riferimento all’esercizio dei poteri di controllo, diversamente dalla normativa italiana.

Seguendo questa interpretazione, fondata sull’integrazione della legislazione nazionale con il diritto europeo, dunque, le grandi imprese non potrebbero partecipare alle C.E.R. in quanto nella direttiva RED II richiamata è fatto esplicito riferimento alle PMI, nozione di diritto europeo che ha una connotazione precisa.

L’articolo 3, comma 2, lett. c) del Decreto relativo ai soggetti beneficiari e ai requisiti di accesso agli incentivi, facendo seguito alla decisione della Commissione europea C 8086 final del 22 novembre 2023^[2], dispone ora che le Comunità Energetiche Rinnovabili prevedono, nel caso di imprese, che la loro partecipazione in qualità di soci o membri sia consentita esclusivamente per le PMI.

Le FAQ del Ministero dell’Ambiente, al punto 5, chiariscono definitivamente che le grandi imprese non possono essere membri di una C.E.R. ma possono far parte di un gruppo di autoconsumatori rinnovabili, ossia di un insieme di almeno due autoconsumatori che si associano per condividere l’energia elettrica prodotta dall’impianto di produzione da fonte rinnovabile e che si trovano nello stesso edificio.

*

Il GSE renderà disponibili sul proprio sito istituzionale (www.gse.it) documenti e guide informative, oltre a canali di supporto dedicati, per accompagnare gli utenti nella costituzione delle C.E.R. e, in raccordo con il MASE, lancerà una campagna informativa per rendere consapevoli i consumatori dei benefici legati al nuovo meccanismo. Il Ministero dell’Ambiente e della Sicurezza Energetica ha inoltre comunicato che sarà presto online sul sito del GSE anche un simulatore per la valutazione energetica ed economica delle iniziative, mentre è già disponibile la mappa interattiva delle cabine primarie presenti sul territorio nazionale.

Nel frattempo, le indicazioni contenute nel Decreto MASE pubblicato e nelle relative FAQ dimostrano come sia indispensabile risolvere le incertezze interpretative che tuttora caratterizzano alcuni aspetti cruciali per consentire una vera diffusione delle Comunità Energetiche su tutto il territorio nazionale.

Un incontro dell’Energy Community Lab di Confindustria Cuneo diretto ad amministratori pubblici, aziende ed enti per conoscere e approfondire l’energia condivisa.

A seguito del via libera della Commissione europea^[1], il Ministro dell’Ambiente e della Sicurezza Energetica ha recentemente firmato e trasmesso alla Corte dei Conti il Decreto di incentivazione alla diffusione dell’autoconsumo di energia da fonti rinnovabili^[2] (cd. Decreto M.A.S.E.), che quindi è di imminente pubblicazione.

Come noto (cfr. articolo in News del 28.03.2023), il Decreto disciplina le modalità di incentivazione per sostenere l’energia elettrica prodotta da impianti a fonti rinnovabili inseriti in configurazioni di autoconsumo per la condivisione dell’energia rinnovabile.

Si tratta di un provvedimento molto atteso e pensato per promuovere la diffusione sull’intero territorio nazionale delle Comunità di Energia Rinnovabile (C.E.R.)ponendole al centro di una strategia finalizzata a raggiungere gli obiettivi di decarbonizzazione e di incremento della quota di energia da fonti rinnovabili, recentemente ribaditi con impellenza nelle politiche ambientali europee (Direttiva RED III) e internazionali.

Contestualmente alla definizione dei contenuti del Decreto M.A.S.E. sugli incentivi per la condivisione dell’energia rinnovabile, è in via di progressiva puntualizzazione il trattamento fiscale applicabile alle somme erogate dal GSE ad una Comunità Energetica Rinnovabile, attraverso i chiarimenti forniti dall’Agenzia delle Entrate (da ultimo, con il parere del 28.11.2023 in risposta all’interpello n. 956-1284/2023).

LE AGEVOLAZIONI DEL DECRETO C.E.R.

Il Decreto è incentrato su due misure: una tariffa incentivante sulla quota di energia condivisa da impianti a fonti rinnovabili (con potenza massima agevolabile di 5GW entro il 31 dicembre 2027) ed un contributo in conto capitale fino al 40% dei costi ammissibili per lo sviluppo delle Comunità Energetiche, attraverso la realizzazione di impianti a fonti rinnovabili nei Comuni con popolazione inferiore a 5.000 abitanti (potenza agevolabile almeno pari a 2GW fino al 30 giugno 2026).

I benefici previsti riguardano tutte le tecnologie rinnovabili, quali ad esempio il fotovoltaico, l’eolico, l’idroelettrico e le biomasse.

I soggetti beneficiari della tariffa incentivante sono le configurazioni di autoconsumo per la condivisione dell’energia rinnovabile^[3], tra cui rientrano le Comunità Energetiche Rinnovabili che risultano regolarmente costituite alla data di presentazione della domanda di accesso agli incentivi. Gli impianti a fonti rinnovabili, inclusi i potenziamenti, inseriti nelle predette configurazioni devono possedere una potenza nominale massima del singolo impianto o dell’intervento di potenziamento non superiore a 1 MW. Inoltre, gli impianti di produzione ed i punti di prelievo inclusi nelle configurazioni devono essere connessi alla rete di distribuzione tramite punti di connessione facenti parte dell’area sottesa alla medesima cabina primaria.

Significativamente, nella proposta approvata si specifica che le C.E.R. o le altre configurazioni di condivisione dell’energia devono assicurare, oltre ad una completa, adeguata e preventiva informazione a tutti i consumatori finali sui benefici loro derivanti dall’accesso alla tariffa incentivante, che l’eventuale importo della tariffa premio eccedentario^[4] sia destinato ai soli consumatori diversi dalle imprese e/o utilizzato per finalità sociali aventi ricadute sui territori ove sono ubicati gli impianti per la condivisione.

Invero, i beneficiari degli incentivi previsti dal Decreto sono tenuti ora a fornire una rendicontazione dettagliata su base annuale dei benefici conseguenti alle incentivazioni e delle modalità della loro ripartizione tra i membri o soci delle CER e/o dell’utilizzo per finalità sociali aventi ricadute sui territori ove sono ubicati gli impianti per la condivisione, pena la sospensione dell’erogazione degli incentivi fino alla trasmissione completa dei dati richiesti.

La tariffa incentivante è fissa per 20 anni ed è riconosciuta sulla quota parte di energia elettrica condivisa. Il Decreto prevede tre fasce di incentivi:

a) per impianti di potenza> 600 kW la tariffa è composta da un importo fisso di 60 €/MWh più una parte variabile che non può eccedere il valore di 100 €/MWh;

b) per impianti di potenza > 200 kW e ≤ 600 kW l’importo fisso è di 70 €/MWh più un premio che non può eccedere il valore di 110 €/MWh;

c) per impianti di potenza ≤ 200 kW l’importo fisso è di 80€/MWh più un premio che non può eccedere il valore di 120 €/MWh.

La tariffa incentivante si compone, dunque, di una parte fissa (che varia in funzione della taglia dell’impianto) e di una parte variabile (determinata in funzione del prezzo zonale orario dell’energia elettrica, Pz). In particolare, la tariffa incentivante aumenta al diminuire della potenza degli impianti e al diminuire del prezzo di mercato dell’energia (Pz).

Inoltre, è previsto un fattore di correzione della tariffa per impianti fotovoltaici per tenere conto dei diversi livelli di insolazione, in base all’area geografica: + 4€/MWh per le Regioni del Centro (Lazio, Marche, Toscana, Umbria e Abruzzo) e + 10€/MWh  per quelle del Nord (Emilia-Romagna, Friuli-Venezia Giulia, Liguria, Lombardia, Piemonte, Trentino-Alto Adige, Valle d’Aosta e Veneto).

Gli incentivi in tariffa sono cumulabili con contributi in conto capitale nella misura massima del 40%. Nei casi in cui è prevista l’erogazione di un contributo in conto capitale, la tariffa spettante subirà una decurtazione, con applicazione di uno specifico fattore di riduzione^[5].

La domanda di accesso alle tariffe incentivanti è presentata entro i 120 giorni successivi alla data di entrata in esercizio degli impianti esclusivamente tramite il sito del GSE (Gestore dei Servizi Energetici).

I beneficiari del contributo in conto capitale del PNRR sono le Comunità Energetiche Rinnovabili ed i sistemi di autoconsumo collettivo da fonti rinnovabili ubicati in Comuni con popolazione inferiore a 5.000 abitanti.

Condizione per beneficiare del contributo in conto capitale è che l’avvio dei lavori per gli impianti a fonti rinnovabili, inclusi i potenziamenti, inseriti all’interno delle configurazioni sia successivo alla data di presentazione della domanda di contributo da parte del soggetto beneficiario. Gli impianti ammessi al contributo devono entrare in esercizio entro 18 mesi dalla data di ammissione al contributo e comunque non oltre il 30 giugno 2026.

Sono ammissibili le seguenti spese:

• realizzazione di impianti a fonti rinnovabili;
• fornitura e posa in opera dei sistemi di accumulo;
• acquisto e installazione macchinari, impianti e attrezzature hardware e software;
• opere edili strettamente necessarie alla realizzazione dell’intervento;
• connessione alla rete elettrica nazionale;
• studi di prefattibilità e spese necessarie per attività preliminari;
• progettazioni, indagini geologiche e geotecniche;
• direzione lavori, sicurezza;
• collaudi tecnici e/o tecnico-amministrativi, consulenze e/o supporto tecnico-amministrativo essenziali all’attuazione del progetto.

Le ultime quattro voci di spese di cui sopra sono finanziabili in misura non superiore al 10% dell’importo ammesso a finanziamento. Il costo di investimento massimo di riferimento per l’erogazione del finanziamento è posto pari: a 1.500 €/kW per impianti fino a 20 kW; a 1.200 €/kW per impianti di potenza superiore a 20 kW e fino a 200 kW; a 1.100 €/kW per potenza superiore a 200 kW e fino a 600 kW; e 1.050 €/kW per impianti di potenza superiore a 600 kW e fino a 1.000 kW.Le spese devono essere sostenute successivamente all’avvio dei lavori pena la loro inammissibilità.

L’accesso ai contributi avviene attraverso la presentazione delle domande tramite il sito del GSE. Secondo quanto indicato nella proposta di Decreto approvata, il GSE aprirà lo sportello ai fondi per la presentazione delle richieste entro 45 giorni dall’entrata in vigore del Decreto. Il termine ultimo per la presentazione delle richieste è fissato al 31 marzo 2025, fatto salvo il previo esaurimento delle risorse disponibili.

Inoltre, è prevista la possibilità di richiedere al GSE una verifica preliminare di ammissibilità dei progetti alle disposizioni del Decreto; si tratta di una verifica richiesta su base volontaria e che, pertanto, non costituisce condizione necessaria per l’accesso agli incentivi per la condivisione di energia e/o ai contributi PNRR. All’esito, il GSE può esprimere un parere preliminare positivo per l’ammissibilità del progetto ai benefici ovvero suggerire le prescrizioni da seguire per pervenire alla predetta ammissibilità.

A seguito dell’avvenuta trasmissione del Decreto alla Corte dei Conti, si attende ora la sua pubblicazione definitiva in Gazzetta Ufficiale e, soprattutto, la successiva approvazione delle Regole Operative per l’accesso ai benefici del GSE.

INTERPELLO N. 956-1284/2023: L’AGENZIA DELLE ENTRATE CHIARISCE IL REGIME FISCALE DELLE C.E.R. COSTITUITE IN FORMA DI ENTI NON COMMERCIALI.

In data 28.11.2023, in riscontro ad un interpello, l’Agenzia delle Entrate ha fornito importanti indicazioni sul regime fiscale applicabile alle somme corrisposte dal GSE ad una Comunità Energetica Rinnovabile costituita in forma di ente non commerciale.

Tramite l’interpello in esame, la CER Istante, ente non commerciale iscritto al RUNTS, chiedeva chiarimenti in ordine alla corretta interpretazione ed alla qualificazione del regime fiscale dei proventi derivanti dalla vendita dell’energia e della detrazione prevista dall’art. 16-bis del TUIR applicabili alle Comunità Energetiche ex art. 42-bis strutturatesi sotto forma di enti non commerciali che svolgono esclusivamente attività istituzionale.

In particolare, l’Istante domandava quale fosse “il trattamento da riservare alla restituzione delle somme corrisposte dal GSE alla CER ente non commerciale a titolo di “tariffa premio”, “restituzione di componenti tariffarie” e “corrispettivo per la vendita dell’energia”, sia nel caso si tratti di persone fisiche al di fuori dell’attività d’impresa, arti e professioni, sia nel caso di membri della CER svolgenti attività d’impresa […] in assolvimento ai propri obblighi statutari di perseguire benefici ambientali, economici e sociali per i propri partecipanti”. In aggiunta, il quesito proposto dalla Comunità Energetica Rinnovabile richiedente era finalizzato a comprendere se la restituzione delle predette somme ai membri della CER violi il divieto posto in capo agli enti del terzo settore di distribuire utili e avanzi di gestione, fondi e riserve, comunque denominati, ai sensi dell’articolo 8, comma 2, del Codice del Terzo Settore.

Ai fini della risoluzione del quesito, il parere dell’Agenzia delle Entrate ha richiamato i chiarimenti forniti con la risoluzione 12 marzo 2021, n. 18/E, con la risposta all’istanza di interpello n. 37/2022 nonché con la circolare n. 23/E del 2022 sul regime fiscale applicabile ai fini delle imposte dirette alle somme corrisposte dal GSE alle configurazioni sperimentali di “autoconsumo collettivo da fonti rinnovabili” e di “comunità energetiche rinnovabili”.

Con la risoluzione n. 18/E del 2021, riferita all’ipotesi di un gruppo di autoconsumo collettivo da fonti rinnovabili costituito da condomini composti da sole persone fisiche non esercenti attività d’impresa arti e professioni, è stato precisato che è fiscalmente rilevante il solo corrispettivo per la vendita dell’energia immessa in rete, che si configura come reddito diverso ai sensi dell’art. 67, comma 1, lett. i) del TUIR.

Per il tramite della risposta n. 37 del 2022 si è pervenuti alle medesime conclusioni con riferimento, tra l’altro, alle “comunità energetiche strutturatesi come enti non commerciali” affermando che i proventi derivanti dalla vendita di energia concorrono a formare la base imponibile ai fini IRES, essendo gli stessi riconducibili allo svolgimento di attività commerciale, sebbene effettuata in forma non abituale in forza dell’art. 119, comma 16-bis, del DL 34/2020. Per l’effetto, i proventi derivanti dalla vendita di energia sono riconducibili alla categoria dei redditi diversi ai sensi dell’art. 67, comma 1, lett. i) TUIR ovvero tra i “redditi derivanti da attività commerciali non esercitate abitualmente”.

Infine, con la citata circolare n. 23/E del 2022 è stato affermato che “per quanto riguarda i soggetti diversi da quelli che producono reddito d’impresa, quanto affermato nella risoluzione n. 18/E del 2021, relativamente alla rilevanza fiscale del corrispettivo per la vendita di energia, attiene necessariamente alla energia eccedente l’autoconsumo istantaneo”.

L’Agenzia delle Entrate, in risposta all’interpello, ha affermato che nel caso di Comunità Energetica Rinnovabile costituita nella forma di ente non commerciale assuma rilevanza fiscale solo il corrispettivo per la vendita di energia relativo alla quota di energia stessa eccedente l’autoconsumo istantaneo.

In merito al trattamento da riservare ai proventi corrisposti dal GSE alla CER e, da quest’ultima ai propri membri, è stato osservato che, in presenza di un rapporto di mandato senza rappresentanza tra la CER e i suoi membri, tali somme assumano rilevanza reddituale in capo ai singoli membri con l’applicazione del trattamento fiscale in base alla natura propria del soggetto, come delineato nella citata risoluzione n. 18/E del 2021 e nella risposta n. 37 del 2022.

Inoltre, trattandosi di “restituzione” di somme che la CER istante riceve dal GSE per conto dei propri associati, non si configura un aggiramento del divieto di distribuzione degli utili stabilito dall’art. 8, comma 2, del Codice del Terzo Settore (D.Lgs. 117/2017) per gli Enti del Terzo Settore.

Un incontro dell’Energy Community Lab di Confindustria Cuneo diretto ad amministratori pubblici, aziende ed enti per conoscere e approfondire l’energia condivisa.

L’Avv. Dal Piaz è relatore al convegno organizzato dal CNPI in collaborazione con l’Energy Center del Politecnico di Torino, Ener.bit, Ancitel Energia & Ambiente.

L’Avv. Francesco Dal Piaz è relatore all’evento realizzato da Comitato Torino Finanza, Ordine Ingegneri della Provincia di Torino e Ordine dei Dottori Commercialisti ed Esperti Contabili di Torino.

La nuova normativa sulle Comunità Energetiche Rinnovabili, che dà un forte impulso alla generazione distribuita, favorirà lo sviluppo di energia a chilometro zero e di reti intelligenti o smart grid: chi può far parte della Comunità? Quali sono i passi da seguire per costituirla? Quali sono i vantaggi? Il seminario mira a dare una risposta pratica a queste domande.

L’incontro è inserito nel programma formativo per gli iscritti all’Ordine degli Ingegneri di Torino ed all’Ordine dei Dottori Commercialisti ed Esperti Contabili di Torino al fine del riconoscimento dei crediti formativi.

Lo Studio legale Dal Piaz, specializzato in materia, segue i Comuni di Savona e di Quilianonell’ambito Conferenza di Servizi per la realizzazione del nuovo rigassificatore “Alto Tirreno”.

Il Comune di Savona, non essendo stato coinvolto nella Conferenza, si avvale dell’assistenza dello Studio per valutare le azioni da intraprendere a tutela dei propri interessi. Il Comune di Quiliano, con l’aiuto dello Studio e di Terra S.r.l., ha presentato richiesta di chiarimenti ed osservazioni per richiedere una modificazione della proposta progettuale.

Il progetto

La Società SNAM FSRU Italia S.r.l. ha presentato in data 26.06.2023, ai sensi dell’art. 46, comma 1, del D.L. 159/2007,istanza di autorizzazione al Commissario Straordinario di Governo, in persona del Presidente della Regione Liguria, per la realizzazione del progetto di ricollocazione nell’Alto Tirreno della nave rigassificatrice FSRU (Floating Storage & Regasification Unit) Golar Tundra (attualmente operante nel porto di Piombino) e del nuovo collegamento alla rete nazionale di trasporto del gas naturale.

Con Ordinanza n. 2 del 01.08.2023 il Commissario ha dato avvio al procedimento per il rilascio dell’autorizzazione unica, ex art. 5 D.L. 50/2022, al progetto finalizzato ad incrementare la capacità di rigassificazione nazionale per un periodo di 22 anni a far data dalla entrata in esercizio e, per tale ragione, qualificato agli atti come “intervento strategico di pubblica utilità, indifferibile e urgente”.

In data 21.08.2023 è stato pubblicato l’Avviso denominato “Avviso al pubblico di avvio del procedimento unico ai sensi dell’art. 5 del d.l. 50/2022 e dell’art. 46 del d.l. 159/2007 per il progetto denominato “Emergenza gas – Incremento della capacità di rigassificazione: progetto di ricollocazione nell’alto Tirreno della FSRU Golar Tundra e del nuovo collegamento alla rete nazionale di trasporto del gas naturale”.

Secondo quanto indicato nell’Avviso pubblico e rappresentato da SNAM il progetto prevede: la realizzazione di un sistema di ormeggio a torretta a circa 2 miglia nautiche (circa 4 km) dalla costa ligure di ponente di fronte a Vado Ligure (SV); l’ormeggio di un mezzo navale tipo FSRU in corrispondenza del sistema a torretta; la realizzazione delle connesse infrastrutture per l’allacciamento, dell’impianto PDE (sito nel territorio di Quiliano) contenente le apparecchiature di filtraggio e di misura del gas naturale e del relativo collegamento con l’approdo costiero, del collegamento dall’impianto PDE alla esistente Rete Nazionale Gasdotti (RNG) tramite una nuova condotta. La lunghezza complessiva delle condotte è di circa 32,8 km di cui 4,2 km a mare. Inoltre, la nave rigassificatrice FSRU assicurerà un flusso annuo di almeno 5 miliardi di standard metri cubi di gas naturale nella rete nazionale.

Il procedimento autorizzatorio oggetto dell’Avviso pubblico è regolato dal combinato disposto dell’46 D.L. 159/2007 (conv. in L. n. 222/2007), che delinea le procedure di autorizzazione per la costruzione e l’esercizio di terminali di rigassificazione di gas naturale liquefatto, secondo il modulo del procedimento unico, e dell’art. 5 D.L. n. 50/2022 (conv. in L. n. 91/2022), che detta le disposizioni per la realizzazione di nuove capacità di rigassificazione. Concorre a delineare il procedimento autorizzatorio l’art. 3 D.L. 57/2023 (conv. in L. n. 95/2023) che dispone ulteriori integrazioni alla disciplina in materia.

Secondo la nuova disciplina, l’autorizzazione per la costruzione o per l’esercizio, anche a seguito di ricollocazione, delle opere e delle infrastrutture di cui all’art. 5, comma 1, del D.L. 50/2022, è rilasciata dal Commissario straordinario di Governo competente a seguito di svolgimento di un procedimento unico, comprensivo delle valutazioni ambientali di cui al D.L.152/2006, della durata massima di duecento giorni dalla data di ricezione dell’istanza di SNAM, svolto ai sensi del medesimo art. 5D.L. 50 del 2022.

Il termine per la conclusione del procedimento è, quindi, fissato in data 12.01.2024 (salvo sospensione dei termini secondo le disposizioni di legge), data entro la quale il Commissario dovrebbe sottoscrivere il provvedimento autorizzatorio per il trasferimento della nave. Tale termine è stato appositamente esteso da 120 giorni (come in precedenza previsto dall’art. 5 D.L. n. 50/2022) a 200 giorni proprio per tenere conto di tale adempimento, in quanto la disciplina precedente aveva previsto l’esenzione dalla V.I.A. mentre il progetto in corso è soggetto a V.I.A. nazionale in quanto ricadente nella categoria “1) Raffinerie di petrolio greggio (escluse le imprese che producono soltanto lubrificanti dal  petrolio  greggio),  nonche’ impianti di gassificazione e di liquefazione di almeno 500 tonnellate  al  giorno di  carbone  o   di   scisti   bituminosi, nonche’ terminali di rigassificazione di gas naturale liquefatto” (di cui all’Allegato II della Parte II del D.Lgs. 152/2006).

Inoltre, il progetto rientra tra quelli indicati all’Allegato I-bis della Parte II del D.Lgs. 152/2006 (“Opere e infrastrutture finalizzate all’incremento della capacità di rigassificazione nazionale mediante unità galleggianti di stoccaggio e rigassificazione”) per i quali è prevista una V.I.A. cd. “fast track”, con termini dimezzati stimati in circa 175 giorni invece che un anno (cfr. art. 25, comma 2-bis, D.Lgs. 152/2006).Pertanto, in base a tale procedura “accelerata”, l’istruttoria è di competenza di una Commissione istituita ad hoc(Commissione Tecnica PNRR-PNIEC– cfr. art. 8, comma 2-bis, D.Lgs. 152/2006), che predisporrà lo schema di provvedimento di V.I.A., di successiva adozione da parte del Direttore Generale del Ministero della Transizione Ecologica. Il Ministero dell’Ambiente ha di recente pubblicato la documentazione inerente il procedimento di V.I.A., che dovrà ora essere soggetta al vaglio delle Amministrazioni e di chiunque abbia interesse a presentare proprie osservazioni.

In applicazione di tali disposizioni, al fine di acquisire i pareri necessari per il rilascio dell’autorizzazione unica, in data 11.08.2023 è stata indetta la Conferenza di Servizi ai sensi dell’art. 14 bis L. 241/1990 (in forma semplificata ed in modalità asincrona), nell’ambito della quale le Amministrazioni comunali interessate dalle opere hanno presentato richieste di chiarimenti ed osservazioni.

Le valutazioni degli impatti ambientali e sanitari guideranno ora l’evolversi dell’iter ed è, comprensibilmente, su questi aspetti che si focalizzerà la massima attenzione degli Enti coinvolti.

Nel frattempo, risulterà fondamentale per i Comuni del comprensorio savonese operare in sinergia, con reciproca collaborazione, al fine di analizzare puntualmente i riflessi che il progetto avrà sui territori sia della fascia costiera che dell’entroterra.

Nelle giornate del 15-16-17 giugno 2023 l’evento organizzato dal Comune di Sangano (TO) dal titolo “DESTINAZIONE TERRA 2100 – IL FESTIVAL DEI FUTURI POSSIBILI” ha avuto al centro una importante riflessione sulle tematiche giuridiche, tecniche ed economiche che interessano le Comunità Energetiche, in una prospettiva volta alla condivisione delle conoscenze più avanzate in materia.

Le tematiche saranno oggetto di ulteriore approfondimento nel convegno cui prenderà parte l’Avv. Francesco DAL PIAZ dedicato al “Progetto RECOCER” della Comunità Collinare del Friuli, che avrà luogo il 1 luglio 2023presso il castello di Colloredo di Monte Albano alla presenza del Viceministro del MASE Vannia GAVA, di importanti autorità e di RSE, GSE ed ENEA.

Presso il FESTIVAL DEI FUTURI POSSIBILI di Sangano, in cui è stata costituita, appunto con la forma di società cooperativa, la prima “Comunità Energetica Cooperativa” del Piemonte, l’Avv. Francesco DAL PIAZ ha evidenziato alcune criticità proprie del contesto normativo attuale, soprattutto alla luce della recente Deliberazione della Corte dei Conti, Sezione Regionale di Controllo per la Toscana, n. 77/2023/PASP. E’ stato rilevato come le disposizioni contenute nel TUSP – Testo unico in materia di società a partecipazione pubblica (articolo 4, comma 7, D.Lgs. n. 175/2016) debbano essere necessariamente lette in chiave coordinata con le norme del D.Lgs. n. 199/2021 (di attuazione della Direttiva cd. “RED II”), nonchè l’importanza di individuare un quadro regolatorio chiaro, che consenta, da un lato, di preservare la finalità sociale ed ambientale delle Comunità di Energia Rinnovabile, valorizzando al tempo stesso la C.E.R come “utility” cui la Legge (art. 31 D.Lgs. n. 199/2021) consente di svolgere attività che vanno oltre la produzione di energia (interventi di domotica, efficientamento energetico, servizi di ricarica dei veicoli elettrici, vendita di energia, ecc.).

Inoltre, è stata approfondita la “visione” degli amministratori locali (in particolare, attraverso gli interventi dell’Avv. Alessia CERCHIA, responsabile del team di Spazio Energia dello Studio Legale Dal Piaz ed assessore del Comune di Sangano)secondo cui le C.E.R. costituiscono un modello nuovo che deve essere configurato, anche sotto il profilo delle regole di governance, per rispondere alle esigenze della comunità territoriale di riferimento. Nelle C.E.R. caratterizzate dalla partecipazione degli Enti locali il controllo della Corte dei Conti (i cui aspetti tecnici sono stati chiariti, nel dettaglio, dalla relazione della Dott.ssa Laura ALESIANI, Magistrato referendario della Corte dei Conti del Piemonte) si rivela, del resto, essenziale proprio per garantire il perseguimento della mission pubblica, anche attraverso l’incisivo strumento del controllo di legalità finanziaria.

Di qui il ruolo fondamentale della forma giuridica della cooperativa quale strumento per promuovere processi di aggregazione di area vasta (si pensi al PAESC, Piano d’Azione per l’Energia Sostenibile ed il Clima) che possono rispondere agli ambiziosi obiettivi di decarbonizzazione previsti dall’Unione Europea ed agire per il contrasto alla crisi climatica. Proprio l’esigenza impellente di individuare un modello di sviluppo alternativo porta ad indicare i Comuni come risorsa da cui può partire un cambio di visione, attraverso una classe dirigente locale in grado di cambiare i paradigmi senza “attendere” interventi legislativi provenienti dall’alto, secondo un approccio cd. “ bottom up” (grande interesse, in questa chiave, ha rivestito la prospettiva del cd. “localismo strategico”, approfondito negli interventi del Sindaco di Sangano, Alessandro MERLETTI, del Dott. Giancarlo BUFFO, Amministratore delegato di C.I.S.L.A. S.r.l., del Dott. Roberto COLOMBERO, Presidente UNCEM PIEMONTE, del Dott. Rocco BALLACCHINO, Direttore tecnico Zona Ovest di Torino).

Nel corso del convegno è stato inoltre analizzato lo studio della regolazione economica e finanziaria delle C.E.R.; in particolare, sono stati trattati gli aspetti contabili, fiscali e attinenti gli incentivi attualmente previsti dalla normativa per le Comunità di Energia Rinnovabile (illustrati dai relatori Dott. Filippo RAITERI e Dott. Davide di RUSSO), anche alla luce dei recenti interventi del Testo Integrato sull’Autoconsumo Diffuso e del Decreto del Ministero dell’Ambiente (finora ancora in bozza).

Nel quadro della regolazione economica di tali iniziative è stato approfondito il ruolo del sistema bancario nella transizione energetica (come chiarito dall’Ing. Perla GIANNOTTI dell’Istituto Banco Azzoaglio); le banche e gli intermediari finanziari sono infatti chiamati ad una gestione dei rischi climatici e ambientali, nonché ad una verifica della rispondenza dei finanziamenti erogati alle imprese ai criteri di sostenibilità fissati dalla Tassonomia europea.

Infine, grande interesse ha rivestito l’approfondimento degli aspetti più tecnici e innovativi delle C.E.R., con un tavolo di confronto interamente dedicato alle diverse fonti di energia che possono alimentare una Comunità Energetica, con riguardo al solare termico (Ing. Riccardo BATTISTI, Senior Project Manager di Ambiente Italia S.r.l., Ing. Stefano PERASSI, Energy Manager), alle biomasse ed alle possibilità offerte dall’utilizzo dell’idrogeno in ambito civile (Dott. Marco CHIAPPERO), anche attraverso l’esempio rappresentato da progetti pilota avviati in alcuni Paesi europei.

Le strategie di decarbonizzazione devono essere progettate a livello locale e fondarsi su un approccio integrato dal basso, in grado di creare sinergie tra tutti i soggetti interessati ed integrare le fonti energetiche sul territorio, anche attraverso interventi ispirati alla valorizzazione del patrimonio storico esistente (come sottolineato dalle Professoresse e ricercatrici del Politecnico di Torino Diana ROLANDO, Alice BARRECA, Giorgia MALAVASI) unitamente alle potenzialità che possono essere tratte dalla decarbonizzazione del settore edilizio.

“DESTINAZIONE TERRA 2100 – IL FESTIVAL DEI FUTURI POSSIBILI” ha quindi rappresentato un importante momento di riflessione sull’evoluzione giuridica e tecnica delle Comunità Energetiche in una prospettiva di lungo periodo, che continuerà nel convegno dedicato al “Progetto RECOCER” della Comunità Collinare del Friuli il 1 luglio 2023. Le relazioni degli esperti dimostrano infatti che contrastare la povertà energetica ed i cambiamenti climatici, creando valore aggiunto per il territorio attraverso l’innovazione nel modo di produrre e consumare energia, è possibile solo in presenza di “visione” da parte delle istituzioni locali e delle imprese, unite nel desiderio di realizzare un cambiamento davvero rivoluzionario.

Da tempo lo Studio Legale Dal Piaz si occupa, con attenzione e vivo interesse, di tematiche sempre più attuali e rilevanti per il futuro del Pianeta quali: le fonti di energia rinnovabile, le Comunità Energetiche, la tutela dell’ambiente.

In tale prospettiva “DESTINAZIONE TERRA 2100 – IL FESTIVAL DEI FUTURI POSSIBILI” rappresenta uno degli appuntamenti più importanti in cui lo Studio sarà impegnato: il Festival si svolgerà nelle giornate del 15-16-17 giugno2023 ed avrà l’obiettivo di condividere le conoscenze e le esperienze che le amministrazioni comunali, i professionisti e gli appassionati hanno maturato al fine di facilitare la realizzazione delle Comunità di Energia Rinnovabile (CER).

L’iniziativa nasce dall’esperienza del Comune di Sangano, il quale, insieme al Presidente dell’AGCI Piemonte, agli imprenditori e dai cittadini, ha costituito la prima “Comunità Energetica Cooperativa” in Piemonte.

Le CER, come ormai noto ai lettori dei contributi scientifici dello Studio, sono un modello locale di Comunità finalizzate alla produzione ed all’autoconsumo di energia prodotta da fonti rinnovabili, e per questo sono poste al centro di una strategia finalizzata a raggiungere gli obiettivi europei di decarbonizzazione (entro il 2030) e di autonomia energetica.

La scelta del Comune di Sangano di ricorrere alla forma giuridica “Cooperativa” per la costituzione della CER non è casuale: la Cooperativa può infatti rappresentare il modello ideale per dare slancio alle Comunità di Energia Rinnovabile di iniziativa pubblica e di futura costituzione, valorizzando l’aspetto della cooperazione e della responsabilizzazione dei cittadini.

Il Comune di Sangano, quindi, ha scelto di farsi esempio virtuoso di una nuova forma di Comunità di Energia Rinnovabile, puntando sulla collaborazione attiva dei propri cittadini.

Nel corso del Festival interverranno numerosi relatori, portavoce di realtà e problematiche diverse che interessano la realizzazione di una CER, tra i quali: il Sindaco del Comune di Sangano Alessandro MERLETTI, l’Assessore del Comune di Sangano e responsabile del team Spazio Energia dello Studio Legale Dal Piaz Avv. Alessia CERCHIA, il Magistrato referendario della Corte dei Conti Piemonte Dott.ssa Laura ALESIANI, l’Head of Business&FinanceInnovation dell’Energy Center del Politecnico di Torino Prof. Sergio OLIVERO, il Presidente di CIDIU Servizi Avv. Stefano TIZZANI, e molti Sindaci del territorio e specialisti del settore.

L’Avv. Francesco DAL PIAZ approfondirà in particolare il tema riguardante il rapporto tra il soggetto pubblico e quello privato nei grandi distretti produttivi che intendono costituire una Comunità di Energia Rinnovabile da cabina primaria.

Con la Deliberazione n. 77/2023/PASP, la Corte dei Conti, Sezione Regionale di Controllo per la Toscana, traccia una prima “road map” per i Comuni che intendono costituire una Comunità di Energia Rinnovabile (C.E.R.) sotto forma di società pubblica o partecipata, ovvero acquistare quote di società già costituite.

La pronuncia prende in esame, nello specifico, la Deliberazione n. 5 in data 26.01.2023 avente ad oggetto la costituzione della nuova società consortile a responsabilità limitata denominata “COMUNITÀ ENERGETICA DI MONTEVARCHI – VALDARNO SCARL”, adottata dal Consiglio comunale di Montevarchi e trasmessa alla Corte nel rispetto di quanto disposto dall’art. 5, comma 3, D. Lgs. n. 175/2016 (T.U.S.P.), unitamente alla bozza di Statuto e dell’Atto costitutivo.

In dettaglio, l’Ente ha deliberato: “… 1) DI COSTITUIRE, nel Comune di Montevarchi, la nuova società consortile a responsabilità limitata denominata “COMUNITÀ ENERGETICA DI MONTEVARCHI – VALDARNO Scarl”, ai sensi dell’articolo 2615-ter e dell’articolo 2462 c.c., per le finalità di cui all’art. 31 del decreto legislativo 8 novembre 2021, n. 199 ed in particolare per raggiungere l’obiettivo principale di fornire benefici ambientali, economici o sociali a livello di comunità ai suoi soci o membri o alle aree locali in cui opera la comunità e non quello di realizzare profitti finanziari; 2) DI APPROVARE lo Statuto e l’Atto costitutivo della “COMUNITÀ ENERGETICA DI MONTEVARCHI – VALDARNO Scarl (omissis). 3) di PRENDERE ATTO che soci fondatori della società consortile a responsabilità limitata denominata “COMUNITÀ ENERGETICA DI MONTEVARCHI – VALDARNO Scarl” risultano essere l’Amministrazione comunale di Montevarchi e la Società Concessionaria – come risultante dall’aggiudicazione definitiva efficace della procedura di gara di evidenza pubblica – che sottoscriveranno l’atto costitutivo ed avranno la proprietà dell’impianto di produzione di energia rinnovabile messo nella disponibilità della Comunità Energetica. 4) DI DEMANDARE al Sindaco del Comune di Montevarchi, quale socio fondatore la sottoscrizione dell’Atto costitutivo della Società consortile “COMUNITÀ ENERGETICA DI MONTEVARCHI – VALDARNO Scarl. 5) DI PRENDERE ATTO che il capitale sociale della Società consortile “COMUNITÀ ENERGETICA DI MONTEVARCHI – VALDARNO Scarl è di euro 10.000 (diecimila) integralmente versato all’atto della costituzione dai Soci Fondatori (omissis)” (così Deliberazione del Consiglio comunale n. 5/2023).

L’esito della disamina, di ben quaranta pagine, è risultato “parzialmente negativo” rispetto all’adeguatezza delle motivazioni offerte dalla Deliberazione al vaglio dei magistrati contabili, pur assumendo particolare valore quale riferimento da seguire per future iniziative con le medesime finalità.

In particolare, la Corte, pur riconoscendo l’indiscutibile meritevolezza delle finalità generali cui le Comunità Energetiche sono volte, ha ritenuto che le stesse non possono essere considerate di per sé sufficienti “a suffragare le ragioni fondanti la costituzione della società in esame; difatti, nell’esercizio della funzione di controllo sull’atto deliberativo de quo viene in rilievo non la scelta in sé dell’Ente di partecipare ad una comunità energetica rinnovabile, quanto la decisione di conseguire tale obiettivo mediante il ricorso ad un modulo organizzativo di tipo societario”.

I rilievi sollevati nei confronti della Deliberazione del Comune di Montevarchi si sono concentrati, in particolare, sui seguenti punti:

1. non essendo rinvenibile, nella legislazione europea e nazionale, alcuna disposizione che imponga l’adozione della forma societaria per le Comunità Energetiche, ovvero che esoneri l’Amministrazione procedente dall’onere motivazionale rafforzato di cui agli artt. 5, comma 1 e 4,T.U.S.P.,l’Ente avrebbe dovuto fondare la propria scelta di costituire una Comunità Energetica in forma di società consortile a r.l. “su un analitico scrutinio di coerenza della partecipazione con le proprie finalità istituzionali e sulla necessità del ricorso al modulo societario per il loro perseguimento”, evidenziando, altresì, le ragioni giustificative anche sul piano della convenienza economica e della sostenibilità finanziaria;
2. l’atto deliberativo avrebbe dovuto offrire idonee motivazioni per ciascuno dei parametri giuridici ed economico-finanziari ex art. 5, comma 1, T.U.S.P. ed in relazione alle caratteristiche proprie delle Comunità Energetiche rinnovabili (es.: natura di soggetto autonomo, libertà delle forme, partecipazione aperta e volontaria, ecc.);
3. l’oggetto sociale della costituenda società contempla “lo svolgimento anche di attività non immediatamente riconducibili alle finalità istituzionali di un ente comunale” (ad esempio, attività di ricerca); conseguentemente solo alcune attività della C.E.R. sono state ritenute ricollegabili alle funzioni comunali;
4. è stata rilevata l’assenza integrale di un business plan(o di altra documentazione similare) sulla specifica vicenda di costituzione della C.E.R., con conseguente impossibilità della Corte di compiere qualsiasi valutazione circa la ragionevolezza, la completezza e l’attendibilità dell’operazione, sotto il profilo della sostenibilità finanziaria oggettiva e soggettiva dell’operazione.

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Pertanto, è opportuno ripercorrere le diverse fasi normative e procedimentali previste dal T.U.S.P., e richiamate dalla Corte, per la costituzione di nuovi soggetti societari da parte delle Amministrazioni Pubbliche, da applicarsi anche in caso di istituzione e gestione delle Comunità Energetiche Rinnovabili.

Il procedimento innanzi alla Corte dei Conti trova la propria disciplina nell’art. 5 del D. Lgs. n. 175/2016, come recentemente modificato dall’art. 11, comma 1, lett. a), L. n. 118/2022 (Legge annuale per il mercato e la concorrenza), secondo cui l’atto deliberativo di costituzione di una società o di acquisizione di una partecipazione (diretta o indiretta) in una società già costituita deve essere trasmesso dall’Amministrazione Pubblica all’Autorità Garante della Concorrenza e del Mercato, che può esercitare i poteri attribuiti dall’articolo 21-bis della Legge 10 ottobre 1990 n. 287, ed alla Corte dei Conti, che deve deliberare, entro il termine di sessanta giorni dal ricevimento, in ordine alla conformità dell’atto a quanto disposto dai commi 1 e 2 del medesimo art. 5, nonché dagli artt. 4, 7 e 8, con particolare riguardo alla sostenibilità finanziaria ed alla compatibilità della scelta pubblica con i principi di efficienza, di efficacia e di economicità dell’azione amministrativa.

Il vaglio della magistratura contabile è stato introdotto, in particolare, per soddisfare l’esigenza di “sottoporre a scrutinio i presupposti giuridici ed economici della scelta dell’amministrazione, prima che la stessa venga attuata mediante gli strumenti del diritto privato; ciò in ragione delle rilevanti conseguenze che la nascita di un nuovo soggetto societario o l’intervento pubblico in una realtà già esistente determina sotto molteplici profili” (Deliberazione n. 16/SSRRCO/QMIG/22).

Ai sensi dell’art. 5, commi 1 e 2, T.U.S.P., in particolare, la Corte dei Conti è tenuta a verificare che il provvedimento adottato dall’Amministrazione contenga un’analitica motivazione con riferimento ai seguenti presupposti:

1. la necessità della società per il perseguimento delle finalità istituzionali (cfr. art. 4 T.U.S.P.);
2. le ragioni e le finalità che giustificano la scelta, anche sul piano della convenienza economica e della sostenibilità finanziaria, nonché della gestione diretta o esternalizzata del servizio affidato;
3. la compatibilità con i principi di efficienza, di efficacia e di economicità dell’azione amministrativa;
4. l’assenza di contrasto con le norme dei Trattati europei e, in particolare, con la disciplina europea in materia di aiuti di Stato alle imprese.

Inoltre, la magistratura contabile deve valutare che l’atto deliberativo sia stato adottato con le modalità e i contenuti prescritti dagli artt. 7 e 8 del T.U.S.P.

Trattandosi di un parere obbligatorio ma non vincolante, in caso di mancato pronunciamento della Corte entro sessanta giorni l’Amministrazione può procedere alla costituzione o all’acquisizione della società, mentre, in caso di parere in tutto o in parte negativo, ove scelga comunque di procedere, l’Amministrazione è tenuta a rispettare l’onere di motivare analiticamente le ragioni per le quali intende discostarsi dal parere negativo della magistratura contabile e di dare pubblicità, nel proprio sito internet istituzionale, a tali motivazioni.

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1.L’approvazione della deliberazione consiliare. Accertamenti preliminari.

1.1. La consultazione pubblica sullo schema di atto deliberativo e la compatibilità dell’intervento con le norme dei Trattati europei (art. 5, commi 1 e 2, T.U.S.P.).

Nel caso di specie, il vaglio della Corte dei Conti si è concentrato, in via preliminare, sulla valutazione delle modalità seguite dal comune per l’approvazione della Deliberazione consiliare di costituzione della nuova Società, con particolare riferimento a quanto previsto dall’art. 5, comma 2, seconda parte, del T.U.S.P. secondo cui “Gli enti locali sottopongono lo schema di atto deliberativo a forme di consultazione pubblica, secondo modalità da essi stessi disciplinate”.

Sul punto, la Corte ha precisato che oggetto di valutazione non può essere la semplice “conoscibilità” da parte della cittadinanza del progetto di costituzione di una Comunità Energetica sul territorio comunale (che il Comune ha realizzato mediante la pubblicazione di articoli sulla stampa locale e nazionale e la condivisione sui canali social), quanto l’espletamento della consultazione pubblica su uno specifico atto individuato dal legislatore, ossia lo schema di atto deliberativo di costituzione della società.

Tale previsione è in linea, secondo i magistrati toscani, con la tendenza legislativa (anche europea) di introdurre – per progetti aventi un potenziale impatto sulle comunità amministrate – momenti istituzionalizzati di confronto, dando maggiore effettività al coinvolgimento dei cittadini e dei portatori di interessi rispetto alla realizzazione dello specifico intervento pubblico.

Le modalità attraverso le quali la consultazione pubblica deve avvenire possono essere stabilite a livello nazionale, demandando ad una specifica Autorità/Ministero il compito di adottarle (vedi, ad esempio, il dibattito pubblico ex art. 22 del D. Lgs. n. 50/2016), ovvero rimesse all’autonomia organizzativa e regolamentare degli enti (come in questo caso).

Il Comune, dunque, avrebbe dovuto attivare, con modalità dallo stesso liberamente individuate, forme di consultazione della comunità amministrata sullo schema di atto deliberativo e avrebbe, quindi, dovuto darne piena conoscenza al Consiglio Comunale ed alla Giunta per le valutazioni conseguenti, nonché ai cittadini mediante pubblici avvisi.

Il secondo profilo richiamato dalla Corte dei Conti, con riferimento agli accertamenti prodromici all’approvazione della Deliberazione consiliare in esame, è riferito al rispetto della disciplina prevista dall’art. 5, comma 2, prima parte, del T.U.S.P. secondo cui: “L’atto deliberativo di cui al comma 1 dà atto della compatibilità dell’intervento finanziario previsto con le norme dei trattati europei e, in particolare, con la disciplina europea in materia di aiuti di Stato alle imprese”.

Per l’effetto, la valutazione dell’Amministrazione in merito alla compatibilità dell’intervento con le norme dei Trattati europei e, in particolare, con la disciplina europea in materia di aiuti di Stato alle imprese (artt. 107 e 108 TFUE) avrebbe dovuto essere supportata da un’adeguata attività istruttoria, “tesa ad evidenziare l’assenza di potenziali rischi di lesione della concorrenza che il legislatore intende presidiare” (cfr., ad esempio, Corte Cost.n. 142/2018).

1.2.  L’accertamento della necessità del ricorso alla forma societaria per il perseguimento delle finalità istituzionali (artt. 4 e 5 T.U.S.P.).

Ai sensi dell’art. 5, comma 1, T.U.S.P. l’atto deliberativo di costituzione di una società ovvero di acquisto di partecipazioni, anche indirette, in società già costituite deve essere analiticamente motivato con riferimento alla necessità della società di perseguire le finalità istituzionali di cui all’art. 4 T.U.S.P. evidenziando, altresì, le ragioni e le finalità che giustificano tale scelta. Sul punto, la Corte Costituzionale nella sentenza n. 201/2022 ha chiarito che “tale articolata previsione, che impone all’ente di esporre – con un onere “rafforzato” di motivazione soggetto al sindacato giurisdizionale – le ragioni della partecipazione (anche minoritaria), è infatti indicativa di un’ulteriore «cautela verso la costituzione e l’acquisto di partecipazioni di società pubbliche»” (cfr. anche Corte Cost. n. 100/2020).

In particolare, l’art. 4, commi 1 e 2, T.U.S.P. stabilisce che le “amministrazioni pubbliche non possono, direttamente o indirettamente, costituire società aventi per oggetto attività di produzione di beni e servizi non strettamente necessarie per il perseguimento delle proprie finalità istituzionali, né acquisire o mantenere partecipazioni, anche di minoranza, in tali società”.

La norma statuisce, dunque, che la costituzione di società da parte di soggetti pubblici ovvero l’acquisizione o il mantenimento di partecipazioni societarie sia giustificabile solo se l’oggetto dell’attività sociale – la produzione di beni e servizi – è strettamente necessario al perseguimento delle finalità istituzionali dell’Ente.

A tale vincolo segue, poi, quello introdotto con l’art. 4, comma 2, secondo cui  le società a costituzione e partecipazione pubblica possono svolgere «esclusivamente» le attività ivi espressamente indicate, ovvero: a) produzione di un servizio di interesse generale; b) progettazione e realizzazione di un’opera pubblica sulla base di un accordo di programma fra P.A.; c) realizzazione e gestione di un’opera pubblica o di un servizio d’interesse generale, attraverso un contratto di partenariato; d) autoproduzione di beni o servizi strumentali all’ente o agli enti pubblici partecipanti, o allo svolgimento delle loro funzioni; e) servizi di committenza. A tali espresse finalità si aggiunge anche l’espressa ammissibilità di partecipazioni in società aventi per oggetto sociale prevalente la produzione di energia da fonti rinnovabili (art. 4, comma 7).

Quindi, ai fini dell’assolvimento dell’onere motivazionale di cui all’art. 5, comma 1, T.U.S.P., il Comune è tenuto, anzitutto, a valutare e motivare analiticamente la coerenza della partecipazione societaria con le proprie finalità istituzionali (c.d. “principio della funzionalizzazione”) oltre all’indispensabilità dello strumento societario per il conseguimento di tali fini.

La carenza di motivazione contestata, nel caso de quo, al Comune di Montevarchi riguarda la non rinvenibilità di una motivazione analitica riferita al perseguimento delle finalità istituzionali di cui all’art. 4 T.U.S.P.

Invero, l’Ente si sarebbe limitato a richiamare gli obiettivi climatici ed energetici e la disciplina europea e nazionale (legislativa e amministrativa) di settore, affermando che  “il ruolo delle amministrazioni locali assume estrema rilevanza all’interno delle CER, come punto di riferimento iniziale per la nascita della CER, per essere considerati enti aggregatori di tutta la comunità territoriale”, senza offrire, ad avviso dei magistrati contabili “alcun puntuale ancoraggio della decisione di costituire la società alle finalità enucleate nell’art. 4 del T.U.S.P.”.

Sul punto, la Corte ha riconosciuto che la partecipazione dei cittadini, degli operatori economici privati e delle autorità locali a progetti nell’ambito delle energie rinnovabili attraverso le Comunità Energetiche può comportare un notevole valore aggiunto in termini di diffusione di tali fonti di produzione a livello locale e di accesso a capitali privati aggiuntivi, con incremento degli investimenti sul territorio, delle possibilità di scelta per i consumatori, nonché di una maggiore partecipazione dei cittadini alla transizione energetica (cfr. anche il Considerando n. 70 della Direttiva (Ue) 2018/2001 del Parlamento europeo e del Consiglio in data 11 dicembre 2018).

Ciononostante, i magistrati contabili hanno precisato che “le finalità meritorie, cui le comunità energetiche sono volte, non possono tuttavia ritenersi di per sé sufficienti a suffragare le ragioni relative alla costituzione della società in esame. A conforto di ciò milita, in primo luogo, il dato testuale: nessuna previsione della legislazione europea e nazionale, né il T.U.S.P. esonerano l’Amministrazione procedente dall’onere motivazionale rafforzato di cui all’art. 5, comma 1, e all’art. 4 T.U.S.P. Le valutazioni devono essere quindi condotte avendo riguardo allo specifico oggetto sociale della società costituenda e non al “modello astratto” di comunità energetica, coniato dal legislatore.”.

Inoltre, dalla disamina dello Statuto della società è stato rilevato che la C.E.R. Montevarchi – Valdarno S.c.a.r.l. avrebbe previsto lo svolgimento di attività ulteriori rispetto a quelle proprie delle Comunità Energetiche (“La Società consortile potrà svolgere anche le seguenti attività, sia direttamente che mediante terzi: la promozione e la collaborazione nell’ambito di attività di ricerca, anche in collaborazione con istituzioni scientifiche e accademiche, su tematiche coerenti con il proprio oggetto sociale; (omissis) il supporto alle attività di ricerca nel settore delle fonti energetiche rinnovabili, anche in collaborazione con enti e istituzioni pubblici e privati; la pianificazione territoriale per l’energia, anche a beneficio di altri enti territoriali, azioni per la promozione di politica energetica sui territori, messa in opera e assistenza di progetti pilota per la valorizzazione delle Fonti Energetiche Rinnovabili (F.E.R.)”. Veniva sottolineato altresì che l’assenza di una chiara distinzione tra le attività principali (o prevalenti) e quelle sussidiarie non consentiva di sussumere con un sufficiente grado di certezza l’operazione in una delle attività di cui all’art. 4 del T.U.S.P., richiamando, a titolo esemplificativo, alcune previsioni statutarie.”).

Sul punto, la Corte dei Conti chiarisce che, sebbene l’art. 31 del D. Lgs. n. 199/2021 non richieda una “distinzione tra attività principali e sussidiarie”, il vaglio della stessa Corte deve essere finalizzato a ricostruire l’iter logico-motivazionale dell’Ente “ai fini della sussunzione dell’operazione societaria in una delle fattispecie normative di cui all’art. 4 del T.U.S.P, tra le quali figura anche quella di cui al comma 7, 2° parte. Quest’ultima fattispecie, però, si ritiene integrata solo qualora la produzione di energia da fonti rinnovabili costituisca l’oggetto sociale prevalente della società; da qui, l’importanza di comprendere se lo Statuto disponesse una gradazione della rilevanza delle attività in esso elencate”.

Per l’effetto, è stato rilevato che la produzione di energia da fonti rinnovabili – qualificata in giurisprudenza come attività d’interesse pubblico (cfr., Cons. St., sez. VI, n. 1201/2016; Cons. St., sez. IV, n. 2983/2021; Cons. St., sez. IV, n. 2242/2022) – la condivisione, l’accumulo e la vendita della stessa – purché avvenga nel rispetto dell’art. 31 del D. Lgs. n. 199/2021 – ed alcune attività connesse (quali: gestire i rapporti con il GSE; monitorare produzione e consumi dei propri soci con finalità di verifica e rendicontazione; accedere agli incentivi e ai rimborsi connessi alla condivisione dell’energia tra i soci) sono da ritenersi tendenzialmente in linea con le attività delle Comunità Energetiche ex art. 31 D. Lgs. n. 199/2021.

Invero, tali attività ben possono assolvere ad una finalità pubblica purché la motivazione dimostri “che si tratta di attività di produzione e fornitura di un bene (nel caso di specie, l’energia elettrica) che, in relazione al territorio di riferimento, non sarebbe svolta dal mercato senza un intervento pubblico o sarebbe espletata a condizioni differenti in termini di accessibilità fisica ed economica, continuità, non discriminazione, qualità e sicurezza, e che il Comune, nell’ambito delle competenze attribuite dalla legge (cfr. art. 3 e 13 del d.lgs. n. 267 del 2000), assume come necessaria per assicurare la soddisfazione dei bisogni della collettività di riferimento” (es. Corte dei Conti, Sez.Reg. di Controllo per la Lombardia, Deliberazione n. 201/2017/PAR).

A diversa conclusione è, invece, pervenuta la Corte con riguardo allo svolgimento delle attività di ricerca (e quelle ad essa connesse), previste dallo Statuto della C.E.R. Montevarchi – Valdarno S.c.a.r.l., poiché tali attività non risulterebbero immediatamente riconducibili alle finalità istituzionali di un Ente comunale.

Criticità sono emerse, in sede istruttoria, anche in ordine alla necessaria motivazione analitica circa l’infungibilità dello strumento societario e, in particolare, del tipo “società consortile a responsabilità limitata” rispetto ad altri moduli organizzativi previsti per Legge, oltre che sulla “partecipazione pulviscolare” da parte dell’Ente locale alla costituenda C.E.R., in quanto inidonea a consentire all’Ente di incidere sugli indirizzi gestionali, con conseguenti dubbi sulla compatibilità di tali partecipazioni con l’impianto del D. Lgs. n. 175/2016 in termini di stretta necessità del modulo societario.

La complessità della scelta di una forma giuridica coerente con le finalità di Comunità Energetiche caratterizzate dalla partecipazione di Enti locali è certamente aggravata dal quadro regolamentare di riferimento, caratterizzato dalla sovrapposizione di una pluralità di disposizioni legislative di cui alcune riferibili alle caratteristiche proprie del modello astratto “Comunità Energetiche Rinnovabili”, altre di portata generale prescritte dal T.U.S.P., ma tutte cogenti per le Amministrazioni procedenti non essendo previsto alcun regime derogatorio delineato dal legislatore.

In particolare, nel caso de quo è stato rilevato che il Comune si sarebbe limitato a ritenere che “la forma associativa società consortile a responsabilità limitata Scarl sia lo strumento idoneo a rispondere alla duplice esigenza di unitarietà d’azione fra soci e miglior coordinamento e sinergia nelle attività di indirizzo e controllo, nonché di agevolare il reperimento di risorse finanziarie senza gravare sulla finanza pubblica”.

Secondo i magistrati, tuttavia, l’esigenza di garantire (e motivare analiticamente) il rispetto della disciplina di settore in materia di C.E.R. (es. art. 31 D. Lgs. n. 199/2021) così come di quella generale in materia di società pubbliche (es.D. Lgs. n. 175/2016) rende necessario l’esperimento di una valutazione volta ad accertare se il modulo organizzativo societario sia il modello strettamente necessario per la Comunità Energetica (anche considerato il  principio di neutralità della “forma” coniato dalla legislazione europea e replicato in quella nazionale),e quindi ad individuare il “tipo” societario – tra quelli consentiti dall’art. 3, comma 1, T.U.S.P. – più funzionale alle esigenze emergenti nel caso concreto (ossia, nella fattispecie, le caratteristiche proprie di una Comunità Energetica), in base alla normativa di settore (ad esempio, autonomo soggetto giuridico, principio di libera entrata e uscita dei membri della Comunità, ecc.).

Tali valutazioni dell’Ente, devono, inoltre, essere integralmente riportate nell’atto deliberativo, eventualmente anche attraverso la tecnica della motivazione per relationem.

1.3. La scelta della veste giuridica delle C.E.R. e le criticità della forma consortile prescelta dal Comune di Montevarchi.

Al fine di procedere alla necessaria valutazione circa l’indispensabilità della partecipazione societaria, la Corte dei Conti ha ritenuto opportuno muovere dalla considerazione che la disciplina europea, nazionale e regionale in materia non hanno indicato espressamente alcuna “veste giuridica” da attribuire alle C.E.R., lasciando così libertà di forme, ma determinando, al contempo, un onere di motivazione particolarmente stringente in capo alle Pubbliche Amministrazioni.

Secondo il Collegio, peraltro, la scelta adottata dal Comune di Montevarchi di ricorrere alla forma della Società consortile a responsabilità limitata (S.c.a.r.l.) solleverebbe vari dubbi di ammissibilità, proprio in considerazione delle caratteristiche strutturali tipiche del prototipo “Comunità Energetica Rinnovabile”.

Invero, i magistrati contabili hanno sottolineato le criticità della forma societaria consortile nel garantire la partecipazione libera e volontaria dei membri della comunità, considerato che ai sensi dell’art. 2615-ter c.c. tali forme societarie hanno, come scopo sociale, quello tipico del contratto di consorzio ex art. 2602 c.c. (es. l’istituzione di un’organizzazione comune per la disciplina o per lo svolgimento di determinate fasi delle rispettive imprese) e che l’atto costitutivo può stabilire l’obbligo dei soci di versare contributi in denaro (cfr. art. 2615-ter, comma 2, c.c.).

Il Collegio ha osservato che le società consortili ex art. 2615 ter c.c., in forma di S.r.l. o di società azionaria, sono strutture societarie cd. “a capitale fisso”. In queste fattispecie, l’ingresso dei nuovi soci può avere luogo solo attraverso (i) il trasferimento della partecipazione già in circolazione in quanto detenuta da un socio, ovvero (ii) la delibera di aumento di capitale anche mediante offerta di quote di nuova emissione a terzi e sottoscrizione dello stesso (o di una parte) ad opera del nuovo socio, da liberarsi mediante conferimento in denaro o natura, con modifica dell’atto costitutivo. In tale ultimo caso e con specifico riguardo alla società a responsabilità limitata, l’ingresso di nuovi soci nella compagine sociale potrebbe trovare un ostacolo nell’esercizio, da parte di uno o più quotisti, del diritto di opzione (diritto di sottoscrizione) riconosciuto dall’art. 2481-bis c.c. a tutela del carattere personalistico della società a responsabilità limitata.

Le regole di “ingresso” di nuovi soci nella compagine sociale dettate per le società a capitale fisso non sembrano, dunque, per i magistrati contabili, idonee a garantire il principio della partecipazione aperta e volontaria prevista, nel quadro delineato dal legislatore nazionale ed europeo, per il modello delle C.E.R. concepite espressamente come “un’entità giuridica autonoma caratterizzata da un alto livello di fluidità in ingresso e uscita dei soci, con una significativa riduzione degli oneri amministrativi”.

Quindi, secondo la Corte, il Comune avrebbe dovuto effettuare un’analisi comparata con altri modelli organizzativi, potenzialmente più funzionali rispetto alle caratteristiche della costituenda Comunità Energetica. Al contrario, il Comune ha cercato di “piegare” la forma tipica della società cortile prescelta alla natura delle Comunità Energetiche, mediante l’introduzione di norme tipiche dei modelli propri delle società cd. a capitale variabile, quali le società cooperative che hanno scopo mutualistico. Per queste ultime, in particolare, l’art. 2528 c.c. disciplina le modalità d’ingresso dei nuovi soci, informandole al principio delle cd. “porte aperte”.

Nelle forme della cooperativa, invero, la mancanza di una determinazione fissa del capitale sociale consente l’ingresso di un nuovo socio nella compagine sociale senza dover procedere ad una modifica dell’atto costitutivo, essendo allo scopo sufficiente l’adozione di apposita deliberazione da parte degli amministratori, a seguito della domanda dell’interessato.

L’art. 2528 c.c., tuttavia, non può trovare applicazione alla società consortile ex art. 2615-ter c.c., che rinvia espressamente alla disciplina del tipo prescelto (S.r.l. o società azionaria). L’inserimento nello Statuto di clausole tipiche di differenti forme societarie, dunque, porta a “snaturare” i connotati fondamentali del tipo societario prescelto, rendendone dubbia la riconoscibilità rispetto al corrispondente modello legale.

Analoghe considerazioni sono state svolte dai magistrati contabili con riferimento alle previsioni statutarie che introducono un regime di responsabilità dei soci non in linea con la struttura del “tipo” prescelto, dotato di personalità giuridica e di autonomia patrimoniale perfetta. Il riferimento è, in particolare, alla previsione statutaria secondo cui “Per le obbligazioni assunte dagli organi sociali per conto dei singoli soci, questi ultimi ne rispondono in proprio in via esclusiva”.

Da ultimo, il Collegio ha osservato che al Comune è stato riservato, a livello statutario, l’acquisto di una partecipazione “pulviscolare” nella C.E.R. Montevarchi-Valdarno S.c.a.r.l., posto che la società è sottoposta al controllo di diritto dell’altro socio Energy Montevarchi S.r.l. per il 99,99% delle quote.

Sebbene la titolarità di una simile partecipazione pulviscolare sia stata ritenuta ammissibile dalla giurisprudenza della Corte Costituzionale(sul punto cfr. Corte Cost., sentenza n. 201/2022), la scelta impone di motivare in modo ancora più rigoroso la determinazione assunta dall’Ente, posto che l’esiguità della partecipazione renderebbe impossibile qualunque intervento concreto sulle decisioni della società ed una reale influenza per il conseguimento del c.d. fine pubblico; né potrebbe essere sanata, secondo la Corte, dalle previsioni statutarie che attribuiscono al Comune la designazione di due componenti del Consiglio di Amministrazione (Presidente e consigliere di amministrazione).

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2. I parametri “economici” del controllo ed il perimetro di sindacato della Corte dei Conti (art. 5, commi 1 e 3, T.U.S.P.).

Tra i profili di carattere economico-finanziario che, in base all’art. 5, commi 1 e 3, T.U.S.P. devono integrare il tessuto motivazionale degli atti in questione, un ruolo centrale è rivestito dai principi di sostenibilità finanziaria e convenienza economica, cui si collegano le valutazioni relative alle possibilità alternative della gestione diretta o esternalizzata e alla compatibilità della scelta comunale con i principi di efficienza, efficacia ed economicità dell’azione amministrativa. Rispetto a tali requisiti l’Amministrazione è chiamata ad effettuare i necessari approfondimenti istruttori, che devono sorreggere la scelta e confluire nella motivazione analitica dell’atto deliberativo conclusivo.

Il Collegio ha rilevato che, in tali ambiti, l’Amministrazione esercita un potere caratterizzato da “discrezionalità tecnica”, essendo chiamata a fare applicazione di criteri, regole e canoni propri di conoscenze specialistiche diverse dalla scienza giuridica, richiamati in modo diretto dalle norme. Nel caso di specie, in particolare, è stato ritenuto necessario fare riferimento ai giudizi tecnici basati su competenze del settore aziendalistico e finanziario, caratterizzati da margini di opinabilità in quanto non suffragati da scienze esatte o da relazioni universalmente accettate.

Con particolare riguardo al sindacato della magistratura contabile sui parametri economici, le Sezioni Riunite in sede di Controllo, nella Deliberazione n. 16/SSRRCO/2022/QMIG, hanno enunciato il seguente principio di diritto: “nell’esame previsto dall’art. 5, comma 3, del TUSP sui parametri della sostenibilità finanziaria e della compatibilità della scelta con i princìpi di efficienza, di efficacia e di economicità dell’azione amministrativa, la competente Sezione della Corte dei conti verifica la completezza e l’adeguatezza degli approfondimenti condotti dall’amministrazione, anche in ragione della complessità dell’operazione sottoposta ad esame, nonché l’affidabilità e attendibilità delle stime effettuate, ai fini di una valutazione complessiva di coerenza, ragionevolezza e compatibilità delle conclusioni cui perviene l’amministrazione”.

2.1. Onere analitico di motivazione della sostenibilità finanziaria (art. 5, commi 1 e 3, TUSP).

Con riferimento al parametro della “sostenibilità finanziaria”, le Sezioni Riunite in sede di Controllo, con Deliberazione n. 16/SSRRCO/2022/QMIG, hanno affermato che “il concetto di sostenibilità finanziaria assume una duplice accezione: una di tipo oggettivo, concernente le caratteristiche proprie dell’operazione di investimento societario che l’amministrazione intende effettuare; l’altra di carattere soggettivo, tesa a ponderarne gli effetti in relazione alla situazione finanziaria specifica dell’ente pubblico interessato”.

La sostenibilità finanziaria oggettiva si riferisce alla capacità della società di garantire, in via autonoma ed in un adeguato lasso temporale di previsione, l’equilibrio economico-finanziario attraverso l’esercizio delle attività che ne costituiscono l’oggetto sociale.

Tra gli strumenti cui l’Amministrazione pubblica, nell’ambito del proprio iter istruttorio, deve fare ricorso rientra, senza dubbio, la realizzazione di un approfondito business plan(o forme analoghe di analisi di fattibilità) dell’attività di impresa che si intende avviare o proseguire.

Nel documento devono essere riportati, in particolare, tutti gli elementi descrittivi dell’operazione societaria che si intende eseguire: nel caso di acquisto di partecipazioni, è necessario un quadro della società in cui si intende investire, con l’evoluzione operativa ed economica degli ultimi esercizi; nel caso di costituzione di nuova società, è richiesta la definizione delle linee generali del progetto, con particolare riferimento al contesto del mercato di riferimento in termini di domanda potenziale e di offerta già esistente, ed al posizionamento strategico che la società si prefigge di conseguire.

Le Sezioni Riunite in sede di Controllo, con Deliberazione n. 16/SSRRCO/2022/QMIG, hanno precisato che “tali elementi costituiscono le ipotesi di fondo sulla base delle quali devono essere sviluppate le previsioni finanziarie, sia di conto economico (quindi riportando le stime dei costi e dei ricavi) sia relative ai cash flow complessivi, ossia ai flussi finanziari derivanti dalle varie aree gestionali (attività operativa, attività di investimento e attività di finanziamento come definiti nel principio contabile OIC 10 “Rendiconto finanziario”). Parimenti, l’esercizio di previsione deve riguardare la situazione patrimoniale prospettica della società che ci si accinge a costituire o partecipare, delineandone l’evoluzione delle attività (liquide, correnti o immobilizzate) e delle relative fonti di finanziamento (passività e patrimonio netto)”.

Le previsioni dello studio di fattibilità devono essere accompagnate da apposite note esplicative che, nel rispetto dei principi di trasparenza e chiarezza, ne espongono le ipotesi di sviluppo. In particolare, la Corte ritiene che debba essere esplicitata la natura dei ricavi (es. se consistenti in trasferimenti pubblici o ricavi da prestazioni di beni e servizi) e la relativa struttura (es. le ipotesi circa la determinazione del fatturato in termini di volumi ed i prezzi dei prodotti/servizi resi) e descritta la composizione ed evoluzione dei costi, sia variabili sia fissi, con specifico riguardo a quelli strutturali, quali le esigenze di personale e gli oneri finanziari, anche al fine di mettere in luce il momento di pareggio aziendale (c.d. “break even point”) in cui il flusso atteso di ricavi sia in grado di garantire la copertura dei costi complessivi stimati.

Nella prospettiva della trasparenza e della semplificazione, le proiezioni economico-finanziarie del business plan possono essere, inoltre, accompagnate dall’elaborazione di alcuni indicatori di bilancio, idonei ad offrire informazioni sui principali aspetti gestionali, tra cui la redditività, la liquidità e l’indebitamento, oltre ad individuare i rischi principali legati all’iniziativa in grado di incidere sulle proiezioni finanziarie sviluppate.

La verifica realizzata dalla Corte dei Conti sul piano finanziario sviluppato dall’Amministrazione deve valutarne espressamente la completezza e l’adeguatezza di approfondimento.

Sul punto, le Sezioni Riunite in sede di Controllo, con Deliberazione n. 16/SSRRCO/2022/QMIG, hanno precisato che “il requisito della completezza implica la verifica che l’istruttoria condotta dall’amministrazione contenga tutti gli elementi informativi per la comprensione del progetto deliberato. Il parametro dell’adeguatezza, invece, si riferisce alla valutazione dell’intensità degli approfondimenti istruttori richiesti, da modularsi in chiave proporzionale rispetto al grado di complessità dell’operazione societaria deliberata. Ulteriori profili di scrutinio ad opera della competente sezione di controllo della Corte dei conti attengono all’affidabilità e attendibilità del Business Plan o di altra documentazione istruttoria relativa alla fattibilità economico-finanziaria dell’operazione. Il criterio dell’affidabilità attiene al 31 procedimento per la formulazione delle proiezioni del piano, sotto il profilo dei dati utilizzati e del metodo di elaborazione; quello dell’attendibilità, invece, postula una valutazione complessiva di coerenza, ragionevolezza e compatibilità delle conclusioni che l’amministrazione trae in merito alla sostenibilità finanziaria dell’operazione. Nel caso di acquisizione di partecipazioni in realtà societarie già esistenti, il giudizio di attendibilità dovrà altresì tenere in considerazione la coerenza delle previsioni formulate con i dati di bilancio disponibili per il passato”.

A partire dalla menzionata pronuncia, i magistrati contabili toscani hanno rilevato che il Comune di Montevarchi non sarebbe stato in grado di offrire alcuna documentazione finanziaria sulla fattibilità economica dell’operazione e, conseguentemente, hanno ritenuto che l’atto deliberativo fosse privo anche dei minimi elementi motivazionali circa la sostenibilità finanziaria dell’operazione di costituzione della Comunità Energetica.

Né è stato ritenuto possibile ovviare alla carenza delle predette valutazioni con il richiamo fatto dal Comune alla documentazione relativa alla procedura di affidamento mediante Partenariato Pubblico Privato ex art. 180 e ss. D. Lgs. n. 50/2016 disposta per “la realizzazione di impianti di produzione da fonti energetiche rinnovabili e di una comunità energetica rinnovabile nel Comune di Montevarchi” e, in particolare, alla Relazione al Piano Economico Finanziario (cd. PEF).

In tale documento, infatti, non è previsto alcuno studio di fattibilità specifico sulla costituzione della C.E.R. Montevarchi Valdarno S.c.a.r.l. né alcuna valutazione economica: i riferimenti alla Comunità Energetica sono stati effettuati solo da un punto di vista tecnico-operativo, prescindendo dalle specifiche caratteristiche economico-finanziarie della società.

Pertanto, il Collegio ha ritenuto opportuno porre  l’attenzione degli operatori sull’imprescindibile rilevanza che lo studio di fattibilità assume, in quanto perno centrale di ogni valutazione sulla sostenibilità finanziaria di un’operazione societaria, e sulla necessità che lo stesso sia tale da consentire all’Amministrazione interessata di acquisire ogni elemento utile per l’assunzione di decisioni ben ponderate, anche in ordine al contesto del mercato di riferimento, in termini di domanda potenziale e di offerta già esistente,  al posizionamento strategico che la società si prefigge di conseguire, ai “ricavi” e ai ”costi”; elementi che non possono essere sottovalutati anche al fine di garantire l’adeguata capitalizzazione della società, nel rispetto del dibattuto principio della “congruità del capitale sociale” per il conseguimento dell’oggetto sociale.

Invero, sebbene l’evoluzione giurisprudenziale e normativa abbiano progressivamente portato a ritenere che l’entità del capitale sociale iniziale non costituisca, di per sé, un indice decisivo per valutare la possibilità di conseguimento dell’oggetto sociale, nel caso di società pubbliche – anche in considerazione dei peculiari regimi cui ogni finanziamento deve essere informato (es. disciplina in materia di aiuti di stato, divieto di soccorso finanziario, ecc.) -occorre ritenere  che “un elemento da cui ex ante può desumersi un difetto di motivazione sotto il profilo della adeguata valutazione sulla sostenibilità finanziaria, è quello di una evidente sottocapitalizzazione della società che l’ente intende costituire. Una società c.d. sottocapitalizzata ha in sé il rischio che la stessa, per esercitare la sua attività d’impresa, dovrà ricorrere a indebitamento presso soggetti terzi che, a loro volta, erogheranno il finanziamento solo a fronte di rilascio di garanzie personali e/o reali da parte dell’Amministrazione socia” (cfr., Sezione Regionale di Controllo per la Lombardia, Deliberazioni nn. 215/2022/PASP e 161/2022/PASP).

Sulla base delle menzionate considerazioni, dunque, la Corte dei Conti ha richiamato l’attenzione degli operatori sulla necessità di dare piena applicazione alla previsione dell’art. 5 T.U.S.P., ponendo alla base delle eventuali decisioni di acquisizione di partecipazioni o di costituzione di nuove società una robusta analisi economico-finanziaria sulla fattibilità dell’operazione.

*

La sostenibilità finanziaria soggettiva dell’operazione di costituzione o di acquisto di partecipazioni societarie deve essere valutata con riguardo alla situazione specifica dell’Amministrazione procedente.

Nel caso de quo, in particolare, il Collegio ha rilevato che l’operazione prevista dal Comune produrrebbe un esborso esiguo a carico del bilancio dell’ente, posto che la partecipazione detenuta dallo stesso è stata quantificata nello 0,01 per cento. Ciononostante, i magistrati hanno ritenuto che l’istruttoria condotta dal Comune non consenta di escludere effetti finanziari indiretti per l’Ente, dovuti all’applicazione di alcune clausole statutarie non pienamente in linea con i principi di sana gestione finanziaria, tra cui – ad esempio – la possibilità prevista dallo Statuto che la società richieda ai propri soci contributi annuali, determinati dall’Assemblea dei Soci su proposta del Consiglio di Amministrazione.

Sebbene lo statuto preveda che per i soggetti pubblici tali contributi siano determinati nei limiti previsti dalla legge e dai rispettivi ordinamenti e bilanci, la Corte ha osservato che nel caso di società pubbliche tale clausola dovrebbe essere accompagnata dall’opportuna fissazione, da parte del socio pubblico, di preventivi limiti alla possibilità di una contribuzione in corso d’esercizio. Invero, tali contributi, seppur legittimi, potrebbero comportare un’ulteriore esposizione finanziaria dell’Ente socio e risultare potenzialmente elusivi del principio di divieto del c.d. “soccorso finanziario” di cui all’art. 14, comma 5, T.U.S.P.; inoltre se “l’entità del contributo non sia ancorata a criteri predeterminati, ma venga deliberata dall’Assemblea dei soci su proposta del Consiglio di Amministrazione(la stessa – n.d.r.) genera ulteriori incertezze sull’esposizione dell’Ente e potrebbe, in ultima istanza, alterare il principio dell’autonomia patrimoniale perfetta”.

Allo stesso modo, la Corte ha rilevato l’assenza di qualsiasi valutazione in ordine alla potenziale esposizione del socio (pubblico) in caso di perdita di esercizio che riduca il capitale sociale di oltre 1/3 ovvero in caso di perdite superiori al capitale sociale, nella parte in cui lo Statuto della C.E.R. prevede che al verificarsi di simili perdite vi provvedano “i due soci fondatori in maniera proporzionale alla propria quota di capitale sociale”.

Sebbene il Comune di Montevarchi detenga una partecipazione esigua, ad avviso della Corte l’inserimento di una simile clausola non sarebbe in linea con il principio del divieto di soccorso finanziario, posto che  le operazioni di ricapitalizzazione per coprire perdite societarie strutturali potrebbero influire negativamente sui bilanci pubblici, compromettendone la sana gestione finanziaria, oltre che confliggere con le disposizioni dei Trattati europei (art. 106 TFUE) che escludono che soggetti operanti nel mercato comune possano beneficiare di diritti speciali o esclusivi, o comunque di privilegi in grado di alterare la concorrenza “nel mercato”.

2.2. Onere analitico di motivazione della convenienza economica e di compatibilità della scelta con i principi di efficienza, efficacia ed economicità.

La motivazione analitica dell’atto deliberativo deve offrire le ragioni di convenienza economica poste a fondamento della scelta di fare ricorso allo strumento societario, anche in ipotesi di costituzione di C.E.R., e deve essere idonea a spiegare sia la funzionalità della soluzione prescelta rispetto alle esigenze ed agli obiettivi dell’Amministrazione (efficacia) sia il corretto impiego delle risorse pubbliche (efficienza ed economicità).

Rispetto al principio dell’efficacia, in particolare, la motivazione deve rendere note le finalità perseguite mediante lo strumento societario, non solo sotto il profilo della redditività del capitale investito espressa nello studio di fattibilità ma anche con riguardo ai vantaggi conseguibili in termini di obiettivi di policy, “eventualmente sintetizzabili in indicatori di output e outcome”.

Per i profili di efficienza ed economicità, l’art. 5, comma 1, T.U.S.P. stabilisce espressamente che la valutazione realizzata dal Comune deve avere ad oggetto il confronto con altre soluzioni gestionali, come la gestione diretta o la completa esternalizzazione mediante affidamento del servizio, ove tali strade siano percorribili, anche mediante la comparazione tra i benefici ed i costi attualizzati delle singole soluzioni possibili.

Nella direzione della valutazione di convenienza economica, dunque, lo scrutinio dell’atto deliberativo deve essere finalizzato ad accertare che l’istruttoria dell’Amministrazione abbia confrontato i risultati economici prevedibilmente derivanti dalle varie forme di gestione possibili, tenendo conto della qualità del servizio erogato e del diverso grado di efficienza nello svolgimento attraverso l’uno o l’altro strumento, mediante un calcolo dettagliato dei costi e dei benefici di ciascuno di essi.

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Le valutazioni offerte dalla Corte dei Conti, Sez. Reg. di Controllo per la Toscana, nella Deliberazione n. 77/2023/PASP aprono, certamente, scenari non rassicuranti per gli operatori del settore e per tutte le Amministrazioni Pubbliche, in primis gli Enti locali, che intendano farsi promotori, in via diretta, della costituzione di nuove Comunità Energetiche.

Certamente, non può che ritenersi indispensabile un intervento legislativo finalizzato a chiarire gli spazi di intervento per le Amministrazioni e, ove la loro presenza all’interno delle forme societarie costituite per la gestione delle C.E.R., sia ritenuta auspicabile se non necessaria (come sembrerebbe desumersi dalle posizioni assunte dal legislatore nazionale ed europeo), potrebbe rendersi necessario un intervento normativo finalizzato ad alleggerire gli oneri motivazionali richiesti dal T.U.S.P. o, in ogni caso, ad offrire chiarimenti espressi in merito alla forma giuridica da ritenersi più congrua alle costituente Comunità Energetiche ed agli obiettivi pubblici da perseguire.

In data 23 febbraio 2023 il Ministero dell’Ambiente e della Sicurezza Energetica (M.A.S.E.) ha comunicato di aver avviato l’iter con l’Unione Europea sulla proposta di Decreto che incentiva la diffusione di forme di autoconsumo di energia da fonti rinnovabili. La proposta dovrà ora attendere il via libera della Commissione UE necessario per la sua entrata in vigore^[1].

Si tratta di un provvedimento molto atteso che, nelle intenzioni del Ministero dell’Ambiente, si propone di promuovere la diffusione sull’intero territorio nazionale delle Comunità di Energia Rinnovabile (C.E.R.), considerate fonte di sviluppo economico sostenibile e di coesione sociale, ponendole al centro di una strategia finalizzata a raggiungere gli obiettivi di decarbonizzazione (entro il 2030) e di autonomia energetica.

Al fine di perseguire tali obiettivi, il Decreto istituisce un regime di aiuto per il sostegno, nell’intero territorio nazionale, delle C.E.R. e delle configurazioni di autoconsumo singolo e collettivo.

Pertanto, in attuazione del disposto dell’art. 8 e dell’art. 14, comma 1, lett. e) del D.Lgs. n. 199/2021, sono state definite le modalità di incentivazione per sostenere l’energia elettrica prodotta da impianti a fonti rinnovabili inseriti in configurazioni di autoconsumo per la condivisione dell’energia rinnovabile, nonché i criteri e le modalità per la concessione dei contributi previsti dalla Missione 2, Componente 2, Investimento 1.2 (Promozione rinnovabili per le comunità energetiche e l’autoconsumo) del PNRR.

I contenuti della proposta di Decreto del M.A.S.E.

La proposta è incentrata su due misure: un incentivo in tariffa sulla quota di energia condivisa da impianti a fonti rinnovabili (con potenza massima agevolabile di 5GW entro il 31 dicembre 2027) e un contributo a fondo perduto fino al 40% dei costi ammissibili per lo sviluppo delle Comunità Energetiche, attraverso la realizzazione di impianti a fonti rinnovabili nei Comuni fino a 5.000 abitanti (potenza agevolabile almeno pari a 2GW fino al 30 giugno 2026).

I benefici previsti riguardano tutte le tecnologie rinnovabili, quali ad esempio il fotovoltaico, l’eolico, l’idroelettrico e le biomasse.

I soggetti beneficiari degli incentivi in tariffa sono le configurazioni di autoconsumo per la condivisione dell’energia rinnovabile^[2], tra cui rientrano le Comunità Energetiche Rinnovabili. Gli impianti a fonti rinnovabili, inclusi i potenziamenti, inseriti nelle predette configurazioni devono possedere una potenza nominale massima del singolo impianto o dell’intervento di potenziamento non superiore a 1 MW (limite derogabile per le sole C.E.R. costituite dal Ministero della Difesa, dal Ministero dell’Interno, dal Ministero della Giustizia e dagli Uffici Giudiziari, nonché dalle Autorità di Sistema Portuale). Inoltre, gli impianti di produzione ed i punti di prelievo inclusi nelle configurazioni devono essere connessi alla rete di distribuzione tramite punti di connessione facenti parte dell’area sottesa alla medesima cabina primaria. Con riferimento ai requisiti di accesso agli incentivi, la proposta di Decreto specifica che le Comunità Energetiche Rinnovabili devono risultare regolarmente costituite alla data di presentazione della domanda di accesso agli incentivi.

Non è consentito l’accesso agli incentivi, in particolare, alle imprese in difficoltà secondo la definizione riportata nella Comunicazione della Commissione Orientamenti sugli aiuti di Stato per il salvataggio e la ristrutturazione di imprese non finanziarie in difficoltà.

Alla quota di energia condivisa nell’ambito delle configurazioni di autoconsumo attraverso la porzione di rete di distribuzione sottesa alla medesima cabina primaria è attribuita una tariffa incentivante in forma di tariffa premio. La proposta di decreto prevede tre fasce di incentivi: per gli impianti di potenza superiore a 600 kW la tariffa è composta da un importo fisso di 60 euro per megawattora più una parte variabile che non può eccedere il valore di 100 €/MWh; per gli impianti di potenza maggiore di 200 kW e fino a 600 kW l’importo fisso è di 70 euro più un premio che non può eccedere il valore di 110 €/MWh; infine, per gli impianti di potenza minore o uguale a 200 kW l’importo fisso è di 80 euro più un premio che non può eccedere il valore di 120 €/MWh.

Inoltre, è previsto un fattore di correzione della tariffa per impianti fotovoltaici per tenere conto dei diversi livelli di insolazione, in base all’area geografica: 4€/MWh in più per le Regioni del Centro (Lazio, Marche, Toscana, Umbria e Abruzzo) e 10€/MWh in più per quelle del Nord (Emilia-Romagna, Friuli-Venezia Giulia, Liguria, Lombardia, Piemonte, Trentino-Alto Adige, Valle d’Aosta e Veneto).

Gli incentivi possono essere cumulati con contributi in conto capitale nella misura massima del 40 %. Nei casi in cui è prevista l’erogazione di un contributo in conto capitale la tariffa spettante subirà una decurtazione, con applicazione di uno specifico fattore di riduzione^[3].

Il periodo di diritto alla tariffa incentivante decorre dalla data di entrata in esercizio commerciale dell’impianto ed è pari a 20 anni.

La domanda di accesso alle tariffe incentivanti è presentata entro i 90 giorni successivi alla data di entrata in esercizio degli impianti esclusivamente tramite il sito del GSE (Gestore dei Servizi Energetici). La domanda deve essere corredata dalla documentazione prevista per la verifica del rispetto dei requisiti di accesso sulla base delle regole operative che saranno fissate con un Decreto del Ministero da approvare entro 30 giorni dall’entrata in vigore del provvedimento. Il GSE, accertata la completezza della documentazione trasmessa, ed in caso di esito positivo della verifica del rispetto dei requisiti di accesso, attribuisce la tariffa incentivante.

I beneficiari della misura PNRR prevista dall’art. 14, comma 1, lett. e) del D. Lgs. n. 199/2021 sono le Comunità Energetiche Rinnovabili ed i sistemi di autoconsumo collettivo da fonti rinnovabili ubicati in Comuni con popolazione inferiore a 5.000 abitanti. Tale misura permette l’erogazione di contributi in conto capitale fino al 40 % dei costi ammissibili per lo sviluppo delle Comunità Energetiche attraverso la realizzazione di impianti a fonti rinnovabili.

Condizione per beneficiare del contributo in conto capitale è che l’avvio dei lavori per gli impianti a fonti rinnovabili, inclusi i potenziamenti, inseriti all’interno delle configurazioni sia successivo alla data di presentazione della domanda di contributo da parte del soggetto beneficiario. Gli impianti ammessi al contributo devono entrare in esercizio entro 18 mesi dalla data di presentazione della richiesta e comunque non oltre il 30 giugno 2026.

Il GSE eroga il beneficio fino al 90 % del contributo massimo accordato, suddividendolo in più quote, in relazione allo stato di avanzamento dei lavori, sulla base delle spese effettivamente sostenute e documentate. La prima quota è erogata al completamento del 30% dei lavori. La quota a saldo, pari al 10% del contributo totale, è erogata sulla base della presentazione al GSE della richiesta di rimborso finale, che attesti la conclusione dei progetti agevolati nonché il raggiungimento dei target per la quota parte di competenza.

Sono ammissibili le seguenti spese per:

1) realizzazione di impianti a fonti rinnovabili (es. componenti, inverter, strutture per il montaggio, componentistica elettrica);

2) fornitura e posa in opera dei sistemi di accumulo;

3) acquisto ed installazione di macchinari, impianti ed attrezzature hardware e software, comprese le spese per la loro installazione e messa in esercizio;

4) opere edili strettamente necessarie alla realizzazione dell’intervento;

5) connessione alla rete elettrica nazionale;

6) studi di prefattibilità e spese necessarie per attività preliminari, incluse le spese necessarie alla costituzione delle configurazioni;

7) progettazioni, indagini geologiche e geotecniche il cui onere è a carico del progettista per la definizione progettuale dell’opera;

8) direzioni lavori e sicurezza;

9) collaudi tecnici e/o tecnico-amministrativi, consulenze e/o supporto tecnico-amministrativo essenziali all’attuazione del progetto.

Le spese sono finanziabili in misura non superiore al 10% dell’importo ammesso a finanziamento. Il costo di investimento massimo di riferimento per l’erogazione del finanziamento è posto pari a: 1.500 €/kW per impianti fino a 20 kW, 1.200 €/kW per impianti di potenza superiore a 20 kW e fino a 200 kW, 1.100 €/kW per potenze superiori a 200 kW e fino a 600 kW, e 1.050 €/kW per impianti di potenza superiore a 600 kW e fino a 1.000 kW.

L’accesso ai contributi avviene attraverso la presentazione delle domande tramite il sito del GSE. Secondo quanto indicato nella proposta di Decreto, il GSE aprirà lo sportello ai fondi per la presentazione delle richieste entro 60 giorni dalla data di pubblicazione del Decreto. Il termine ultimo per la presentazione delle richieste è fissato al 31 marzo 2025, fatto salvo il previo esaurimento delle risorse disponibili.

Inoltre, è prevista la possibilità di richiedere al GSE una verifica preliminare di ammissibilità dei progetti rispetto alle disposizioni del Decreto; si tratta di una verifica richiesta su base volontaria e che, pertanto, non costituisce condizione necessaria per l’accesso agli incentivi per la condivisione di energia e/o per i contributi PNRR. All’esito, il GSE può esprimere un parere preliminare positivo per l’ammissibilità del progetto ai benefici ovvero suggerire le prescrizioni da seguire per pervenire alla predetta ammissibilità.

Mappe delle cabine primarie

“Gruppi di cittadini, condomini, piccole e medie imprese, ma anche enti locali, cooperative, associazioni ed enti religiosi: chi sceglierà di associarsi ad una Comunità, dovrà innanzitutto individuare sia un’area dove realizzare l’impianto con tecnologie rinnovabili che altri utenti connessi alla stessa cabina primaria”^[4].

Le cabine primarie sono una parte fondamentale della rete elettrica: hanno infatti la funzione di trasformare energia in alta tensione (AT) in energia a media tensione (MT), mettendola così a disposizione dei cittadini e dei loro dispositivi.

Ai fini della valorizzazione dell’energia autoconsumata, l’art. 10 del TIAD (Testo Integrato Autoconsumo Diffuso, approvato con Delibera ARERA 727/2022/R/EEL) ha previsto che le imprese distributrici individuino, sulla base dei criteri indicati, l’area sottesa alla stessa cabina primaria. In particolare, è stata disposta la pubblicazione sui siti internet delle imprese distributrici della prima versione delle aree sottese alle singole cabine primarie entro il 28 febbraio 2023, con la possibilità per i soggetti interessati di presentare le proprie osservazioni entro il 31 maggio 2023. A seguito del ricevimento delle osservazioni, le singole imprese distributrici potranno prevedere opportune modifiche funzionali alla nuova identificazione delle aree sottese alle singole cabine primarie.

In attuazione delle prescrizioni del TIAD, sul sito di una delle compagnie di distribuzione elettrica^[5] sono state pubblicate le mappe georeferenziate che consentono di individuare le aree convenzionali afferenti alle cabine primarie sul territorio nazionale.

La pubblicazione di strumenti che consentono l’individuazione dell’area geografica convenzionale di appartenenza della propria comunità energetica costituisce dunque una novità rilevante che consentirà di procedere alla concreta realizzazione di ambiziosi progetti di C.E.R. nelle grandi città^[6] come nei comuni sotto i cinquemila abitanti, creando le premesse per una dirompente trasformazione del sistema energetico.

***

A seguito della recente pubblicazione del Sesto Rapporto di Valutazione sui Cambiamenti Climatici (AR6) e del relativo rapporto di Sintesi da parte del Gruppo Intergovernativo sui Cambiamenti Climatici dell’ONU (IPCC)^[7], che conferma^[8] come la prima misura da adottare per arginare la gravità della crisi climatica in atto consista nella diminuzione delle emissioni e nel taglio delle fonti fossili, promuovere e diffondere la realizzazione delle Comunità Energetiche Rinnovabili costituisce un cambiamento essenziale per uno sviluppo sostenibile dal punto di vista sociale, ambientale ed economico.

La velocità ed il ritmo della trasformazione saranno, comprensibilmente, decisivi per conseguire gli obiettivi di decarbonizzazione previsti dalle politiche ambientali nazionali, europee ed internazionali.

L’Autorità di Regolazione per Energia Reti e Ambiente (ARERA) con la Deliberazione 727/2022/R/EEL ha approvato il “Testo Integrato Autoconsumo Diffuso – TIAD”, che disciplina le modalità e la regolazione economica relative all’energia elettrica oggetto di autoconsumo diffuso ai sensi dei Decreti Legislativi n. 199/2021 e n. 210/2021.

Il TIAD sostituisce la precedente Deliberazione 318/2020/R/EEL e sarà applicabile a decorrere dall’ultima data tra il 1° marzo 2023 e la data di entrata in vigore del Decreto del Ministro dell’Ambiente e della Sicurezza Energetica previsto dall’articolo 8 del Decreto Legislativo n. 199/2021, recante le disposizioni in merito agli incentivi per la condivisione dell’energia elettrica.

Secondo quanto annunciato dalla stessa Autorità, “Il provvedimento fornisce il quadro delle regole che contribuiranno a rispondere alle sfide della transizione energetica tramite la diffusione degli impianti alimentati dalle fonti rinnovabili e, poiché essi saranno realizzati in contesti di autoconsumo, contribuirà alla riduzione della spesa energetica dei clienti finali”^[1].

In particolare, i gruppi di autoconsumatori che agiscono collettivamente in edifici e condomini e le Comunità Energetiche erano già state oggetto di una prima regolazione transitoria (Deliberazione 318/2020/R/EEL) basata su un modello regolatorio virtuale, con limitato riferimento all’autoconsumo derivante da nuovi impianti alimentati da fonti rinnovabili di potenza fino a 200 kW e ubicati sotto la medesima cabina secondaria a cui sono collegati i clienti finali della configurazione.

Il TIAD nasce dall’esigenza di innovare la regolazione economica in precedenza vigente per la valorizzazione dell’autoconsumo diffuso dell’energia elettrica realizzato tramite gruppi di utenti in edifici o condomini o nell’ambito delle Comunità Energetiche, per tenere conto delle nuove definizioni e dei nuovi perimetri introdotti dai D.Lgs. 199/2021 e D.Lgs. 210/2021.

Il servizio per l’autoconsumo diffuso

Ai sensi dell’art. 1, comma 1, lett. n) del TIAD costituiscono configurazioni per l’autoconsumo diffuso quelle rientranti in una delle seguenti tipologie:

• gruppo di autoconsumatori di energia rinnovabile che agiscono collettivamente;
• gruppo di clienti attivi che agiscono collettivamente;
• Comunità Energetica Rinnovabile o Comunità di Energia Rinnovabile(C.E.R.);
• comunità energetica dei cittadini;
• autoconsumatore individuale di energia rinnovabile “a distanza” con linea diretta;
• autoconsumatore individuale di energia rinnovabile “a distanza” che utilizza la rete di distribuzione;
• cliente attivo “a distanza” che utilizza la rete di distribuzione.

Fondamentale rilievo ai fini della regolazione economica relativa all’energia elettrica oggetto di autoconsumo diffuso rivestono altresì le definizioni (Art. 1 TIAD) di energia elettrica condivisa, di energia elettrica autoconsumata e di energia elettrica oggetto di incentivazione.

L’energia elettrica condivisa è, in ogni ora e per l’insieme dei punti di connessione ubicati nella stessa zona di mercato che rilevano ai fini di una configurazione per l’autoconsumo diffuso, il minimo tra l’energia elettrica immessa ai fini della condivisione e l’energia elettrica prelevata ai fini della condivisione.

L’energia elettrica autoconsumata rappresenta, per ogni ora, l’energia elettrica condivisa afferente ai soli punti di connessione ubicati nella porzione della rete di distribuzione sottesa alla stessa cabina primaria ed individuata secondo quanto previsto dall’art. 10.

L’energia elettrica oggetto di incentivazione è definita come l’energia elettrica incentivata ai sensi e secondo le disposizioni del Decreto del Ministro dell’Ambiente e della Sicurezza Energetica di cui all’articolo 8 del Decreto Legislativo n.199/2021 ovvero del Decreto Ministeriale 16 settembre 2020.

Invero, la regolazione economica delle configurazioni di autoconsumo diffuso avviene mediante il Servizio per l’Autoconsumo Diffuso erogato dal GSE e finalizzato alla determinazione dell’energia elettrica condivisa ed alla determinazione e valorizzazione dell’energia autoconsumata e di quella incentivata.

Il GSE^[2], verificato il rispetto di tutti i requisiti necessari per l’accesso al servizio, stipula con il referente della configurazione un contratto, sulla cui base viene erogato il contributo per la valorizzazione dell’energia elettrica autoconsumata  ed il contributo per l’energia elettrica oggetto di incentivazione.

Per ciascuna configurazione per l’autoconsumo diffuso, ai sensi degli artt. 6 e 7 del TIAD, il GSE quantifica l’energia elettrica autoconsumata su base oraria e mensile; ove necessario, ripartisce l’energia elettrica autoconsumata per ciascun impianto di produzione afferente alla configurazione per l’autoconsumo diffuso; determina la valorizzazione dell’energia elettrica autoconsumata (non necessariamente applicata a tutta l’energia elettrica autoconsumata)e, infine, determina l’incentivo ove spettante (non necessariamente applicato a tutta l’energia elettrica autoconsumata).

Nel caso di Comunità Energetiche Rinnovabili il GSE calcola su base mensile il contributo per la valorizzazione dell’energia elettrica autoconsumata. Inoltre, il GSE, nell’ambito del contratto sottoscritto con il referente della configurazione, riconosce altresì il contributo per l’energia elettrica oggetto di incentivazione, calcolato secondo le modalità di cui all’art. 7.

Differenze e analogie rispetto al regime transitorio: i punti essenziali del testo integrato autoconsumo diffuso

La modifica più rilevante rispetto all’assetto precedente consiste nel fatto che la valorizzazione dell’energia elettrica autoconsumata per le Comunità Energetiche è ora riferita all’area sottesa alla cabina primaria (e non più alla cabina secondaria), con possibilità di includere anche impianti di potenza superiore a 200 kW, a fronte di una lieve riduzione del contributo di valorizzazione dell’autoconsumo (che perde la restituzione della parte variabile della tariffa di distribuzione, pari a 0,59 €/MWh su un totale di 8,37 €/MWh secondo i valori dell’anno 2022)^[3].

Poiché la valorizzazione dell’autoconsumo diffuso ora è riferita all’area sottesa alla cabina primaria (e non più alla cabina secondaria), vengono delineati i criteri sulla base dei quali i gestori di rete individuano, in modo convenzionale, le aree sottese a ciascuna cabina primaria a partire dalla reale configurazione delle reti elettriche ed introducendo correttivi di carattere geografico. In attuazione di tali criteri, l’art. 10 TIAD prevede che le imprese distributrici che dispongono di cabine primarie, ciascuna per l’ambito territoriale di competenza, a partire dalla reale configurazione delle proprie reti elettriche, individuino soluzioni atte a identificare l’area sottesa a ogni cabina primaria.

A tal fine si è scelto dunque di adottare una metodologia semplificata e flessibile, individuando dei criteri che tengano conto della struttura delle reti elettriche e degli assetti di funzionamento.

E’ prevista, inoltre, l’attivazione di forme di coordinamento tra le imprese distributrici interessate, per il tramite delle rispettive associazioni di categoria, per addivenire all’identificazione di soluzioni analoghe.

Una volta realizzati i layer georeferenziati delle aree sottese a ogni cabina primaria, le imprese distributrici li mettono a disposizione del GSE per la pubblicazione mediante un’unica interfaccia che assembli i layer georeferenziati di tutte le imprese distributrici operanti nel territorio nazionale, realizzando delle vere e proprie mappe da utilizzare come unico riferimento geografico per la perimetrazione delle configurazioni per l’autoconsumo diffuso.

In linea di continuità con l’assetto delineato dalla Deliberazione ARERA 318/2020/R/EEL, viene confermato il modello regolatorio virtuale, adattandolo alle nuove disposizioni normative (tale scelta è espressamente confermata nella Deliberazione ARERA 727/2022/R/EEEL del 27.12.2022 di approvazione del TIAD, pag. 5 ss.) . Esso consente^[4] di valorizzare l’autoconsumo, nel caso di edifici o condomini e nel caso di comunità di energia rinnovabile, senza dover richiedere nuove connessioni o realizzare nuovi collegamenti elettrici o installare nuove apparecchiature di misura, ma sfruttando la rete di distribuzione pubblica esistente. Tale modello è stato ritenuto dall’Autorità efficiente ai fini della valorizzazione dell’autoconsumo, perché permette a ogni soggetto partecipante di modificare le proprie scelte con facilità, sia in relazione alla configurazione per l’autoconsumo sia (e indipendentemente) per effetto delle proprie scelte di approvvigionamento dell’energia elettrica, poiché non comporta l’esigenza di nuove connessioni o di nuovi collegamenti elettrici.

Pertanto, in attuazione di tale modello regolatorio virtuale, ogni cliente finale ed ogni produttore acquista e vende, rispettivamente, la propria energia elettrica prelevata e la propria energia elettrica immessa.

Rispetto al modello regolatorio virtuale già vigente sono state introdotte alcune innovazioni, semplificando le procedure operative per la costituzione e la gestione delle configurazioni.

Nel caso delle C.E.R., ad esempio, l’art. 1 del TIAD stabilisce che il referente possa essere la medesima C.E.R. o che la Comunità Energetica possa conferire ad un soggetto terzo mandato senza rappresentanza, di durata annuale, tacitamente rinnovabile e revocabile.

Inoltre, si prevede (art. 10 TIAD) che le aree sottese alla stessa cabina primaria siano fruibili on-line inizialmente sui siti internet dei singoli distributori e, a seguire, sul sito internet del GSE. In tal modo, si evita che i referenti delle configurazioni debbano interfacciarsi con i distributori come avvenuto nel periodo transitorio. Inoltre,  l’accesso alle configurazioni, da un punto di vista geografico, sarà effettuato e verificato sulla base dell’indirizzo di fornitura associato a ciascun POD (noto a tutti), e non sulla base dell’ubicazione del punto di connessione. Le verifiche di appartenenza geografica alle configurazioni per l’autoconsumo saranno gestite autonomamente dal GSE, eventualmente con il supporto dei distributori.

Infine, vengono definite (Art. 8 del TIAD) le modalità per la messa a disposizione dei dati di misura necessari per la quantificazione dell’energia elettrica autoconsumata e della relativa valorizzazione, nonché per l’erogazione degli eventuali incentivi spettanti, in modo analogo alla Deliberazione ARERA 318/2020/R/EEL. Tali modalità potranno essere oggetto di evoluzione, utilizzando il Sistema Informativo Integrato (SII), evitando, cioè, un canale comunicativo diretto tra imprese distributrici e GSE.

Dalla data da cui il Testo Integrato Autoconsumo Diffuso troverà applicazione, le configurazioni per l’autoconsumo collettivo in edifici e condomini e le Comunità Energetiche già esistenti (realizzate ai sensi dell’articolo 42-bis del D.L. 162/19) confluiranno nel TIAD. Nel caso delle C.E.R., come sopra precisato, questo comporta che venga rivisto, in lieve riduzione, il contributo per la valorizzazione dell’autoconsumo, a fronte della possibilità di estendersi all’interno di un’area più estesa (zona di mercato per energia condivisa e area sottesa a cabina primaria, senza più il limite della sola cabina secondaria) e di poter includere nella Comunità Energetica Rinnovabile anche impianti di potenza superiore a 200 kW.

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Il TIAD anticipa il Decreto di incentivazione che sarà emanato nelle prossime settimane da parte del Ministero dell’Ambiente e della Sicurezza Energetica in attuazione dell’art. 8 del D.Lgs. 199/2021. I due provvedimenti forniscono, insieme, il quadro generale della regolamentazione degli incentivi volti a promuovere la realizzazione di impianti da fonti rinnovabili in regime di autoconsumo.

In relazione alle Comunità Energetiche (siano esse rinnovabili o di cittadini), il ruolo dell’Autorità, ai sensi del dettato normativo di cui Ai Decreti Legislativi N.199/2021 e n. 210/2021, è  limitato alla valorizzazione dell’autoconsumo di energia elettrica che rappresenta un sottoinsieme della potenzialmente più ampia condivisione dell’energia elettrica.

Tuttavia, si ricorda che tali Comunità possono avere finalità ben più ampie rispetto al solo autoconsumo di energia elettrica. A titolo di esempio non esaustivo: le Comunità Energetiche Rinnovabili possono realizzare anche forme di condivisione dell’energia termica dalle fonti rinnovabili;  tutte le Comunità Energetiche possono realizzare anche consorzi di acquisto, oppure possono prestare servizi di efficientamento energetico e/o di ricarica dei veicoli elettrici; possono operare come società di vendita di energia elettrica (gestendo anche le operazioni di compravendita dell’energia elettrica al loro interno), oppure come Balance Service Provider (BSP) erogando servizi ancillari di flessibilità per il sistema elettrico.

Sarà dunque cura del Ministro dell’Ambiente e della Sicurezza Energetica la prossima definizione degli incentivi volti a promuovere la realizzazione di impianti inseriti in Comunità Energetiche, sistemi di autoconsumo collettivo e sistemi di autoconsumo individuale ed a favorire dinamiche di realizzazione degli impianti con processi partecipativi dei territori e con logica bottom-up.