A cura di Maurizio Pavia, Francesco Pizzo, Piera Penna, Magda Serriello, Federica De Luca, Annalisa Di Ruzza 

Sezione fiscale

Rinvio pregiudiziale in Corte di Giustizia UE in merito al contributo straordinario contro il caro-bollette

Nel documento sulla causa C-791/26, la Corte di giustizia tributaria di Bologna sottopone alla Corte di giustizia UE alcuni dubbi sulla compatibilità con il diritto europeo del contributo straordinario italiano contro il caro-bollette previsto dall’art. 37 del D.L. 21/2022.

In particolare, il giudice chiede se sia compatibile con il Regolamento UE 2022/1854, adottato per fronteggiare l’aumento dei prezzi dell’energia, un prelievo che colpisce anche produttori di energia elettrica da fonti rinnovabili e che viene calcolato sull’incremento del saldo delle operazioni IVA, anziché sugli extraprofitti effettivamente realizzati. Il dubbio riguarda anche il fatto che questo meccanismo potrebbe non tenere adeguatamente conto dei costi e degli investimenti sostenuti dagli operatori.

La Corte UE dovrà inoltre chiarire se il contributo possa risultare incompatibile con le norme europee qualora, anche per effetto del cumulo con altri prelievi sugli operatori energetici, finisca per ostacolare gli investimenti nelle energie rinnovabili e gli obiettivi della politica energetica dell’Unione.

Infine, vengono sollevati due ulteriori profili: da un lato, se la limitazione del prelievo soltanto ad alcune categorie di operatori energetici possa determinare un vantaggio selettivo per gli operatori esclusi, rilevante ai fini della disciplina UE sugli aiuti di Stato; dall’altro, se il prelievo possa comportare un sacrificio patrimoniale sproporzionato e quindi porsi in contrasto con la tutela europea del diritto di proprietà.

Segnaliamo per completezza che il 22 ottobre scorso l’Avvocato Generale ha depositato le proprie conclusioni su un’altra causa (C-153/25) avente ad oggetto la compatibilità tra misure nazionali ed il Regolamento (UE) 2022/1854.

La controversia originava dal differente ambito soggettivo (più ampio) della misura italiana rispetto a quanto previsto dal Regolamento. Esso, infatti, aveva previsto un contributo temporaneo sugli extraprofitti delle imprese operanti nei settori petrolio greggio, gas naturale, carbone e raffinazione. L’Italia, con l’art. 1, commi 115 ss., della legge n. 197/2022, ha individuato un ambito più ampio, includendo anche produttori e rivenditori di energia elettrica, importatori e operatori downstream. La Corte costituzionale aveva quindi chiesto alla Corte di giustizia se questa estensione fosse compatibile con il Regolamento UE. Secondo l’Avvocato Generale, il Regolamento (UE) 2022/1854 non impedisce all’Italia di estendere il contributo di solidarietà anche a operatori diversi da quelli espressamente contemplati dal regolamento UE, quindi anche, ad esempio, a produttori e rivenditori di energia elettrica e a operatori downstream di gas e prodotti petroliferi.

Per quanto riguarda, infine, la situazione specifica dei produttori di energia elettrica già soggetti alla misura del tetto sui ricavi, l’Avvocato rileva che il regolamento 2022/1854 non osta espressamente a che il contributo temporaneo istituito venga applicato a imprese del settore dell’energia elettrica che sono assoggettate anche alla misura del tetto sui ricavi prevista all’articolo 6 di tale regolamento sempreché siano rispettate le condizioni enunciate all’articolo 8, paragrafo 2, dello stesso regolamento. Spetta tuttavia al giudice del rinvio verificare se siano soddisfatte nel caso di specie tali condizioni (copertura dei costi di esercizio, redditività coerente con le aspettative di un investitore ragionevole, evitare effetti negativi sugli investimenti).

Secondo la Corte Costituzionale non è irragionevole il contributo extraprofitti delle branch determinato sulle sole operazioni attive

La Corte Costituzionale con sentenza n. 135 del 21 luglio 2026 ha ripreso la questione di legittimità costituzionale dell’art. 37 del DL 21/2022 (“contributo contro il caro bollette”).

La Corte dichiara manifestamente infondate tutte le questioni già esaminate con la precedente sentenza n. 180/2025 (effetto confiscatorio, violazione della capacità contributiva, retroattività, lesione del diritto di proprietà, mancata considerazione dell’avvio dell’attività nel corso del periodo di confronto); inoltre dichiara non fondata la nuova questione concernente il trattamento delle operazioni effettuate tramite stabili organizzazioni estere.

Con riferimento a quest’ultimo punto, a nulla è valsa l’osservazione del contribuente che lamentava che nelle LIPE (sui cui dati si basava la determinazione del contributo) confluiscono le operazioni attivi delle stabili organizzazioni ma non vi confluiscono le corrispondenti operazioni passive. La Corte, pur constatando l’asimmetria, ha ritenuto che questo effetto non oltrepassi la soglia di “manifesta irragionevolezza”. Infatti, se si escludessero dal computo le operazioni attive si giungerebbe ad una sostanziale inapplicabilità del contributo, generando una disparità di trattamento rispetto agli operatori attivi esclusivamente in Italia.

In secondo luogo, la Corte non ha ritenuto convincente neppure il tentativo del contribuente di ripresentare, in riferimento al caso di specie, l’argomentazione che questa Corte ha sviluppato per giungere alla dichiarazione di illegittimità costituzionale, nella ricordata sentenza n. 11del 2024, dell’inclusione delle accise, versate allo Stato e indicate nelle fatture attive, ai fini della quantificazione del saldo incrementale rilevante per il calcolo del contributo.

La Corte di cassazione interviene sull’imposta di registro applicabile ai contratti per la disponibilità di aree a servizio di impianti eolici

L’ordinanza della Corte di Cassazione n. 25213 del 10 settembre 2026 conferma che il nuovo testo dell’art. 20 del DPR 131/1986 continua ad essere dirimente nell’interpretazione degli atti ai fini dell’imposta di registro e ritorna sul tema dell’aliquota applicabile sulla costituzione del diritto di superficie su un terreno agricolo.

Sul primo punto, la Corte rammenta che è indispensabile esaminare gli effetti giuridici effettivamente prodotti dall’atto e non il solo nomen iuris attribuito al contratto dalle parti; ciò deve avvenire con riferimento al contenuto dell’atto stesso e senza includere elementi extratestuali nella valutazione.

L’atto esaminato era formalmente qualificato come contratto di locazione per l’installazione di impianti eolici, ma prevedeva anche:

• la costituzione del diritto di superficie sulle aree occupate dalle pale eoliche;
• la concessione di servitù di elettrodotto e passaggio;
• una locazione trentennale sull’area restante nonché prevalente.

La Cassazione conferma la riqualificazione dell’operazione come costituzione di diritto di superficie e non come semplice locazione, in linea con quanto sostenuto dall’Agenzia delle Entrate.

Secondo la Corte, la presenza dei diritti reali costituiti con il medesimo atto rendeva la locazione sostanzialmente priva di autonoma funzione economico-giuridica poiché gli effetti tipici della locazione (concessione del godimento del bene) risultavano assorbiti dalla costituzione del diritto di superficie e delle servitù. Pertanto, l’atto doveva essere qualificato in base agli effetti giuridici reali che produceva.

Inoltre, la sentenza di merito non valorizzava il dato quantitativo delle superfici ma l’effetto giuridico complessivo dell’assetto negoziale. Di conseguenza, la diversa estensione delle aree formalmente oggetto dei diversi diritti non è stata ritenuta un fatto decisivo.

La Cassazione ha ritenuto corretta la valutazione del giudice di merito secondo cui, nel caso concreto, la locazione risultava sostanzialmente svuotata della propria funzione tipica di concessione del godimento del fondo. La Corte considera tale giudizio una vera e propria quaestio facti, rimessa al giudice di merito e non sindacabile in Cassazione se congruamente motivata.

Pur giungendo alla medesima conclusione, la Cassazione si discosta dal ragionamento insito nella contestazione secondo cui il contratto era stato strutturato per ottenere un risparmio fiscale. Nel giungere alle conclusioni sopra riportate e richiamando anche Cass. 10688/2021 e Cass. 5715/2022, la Cassazione precisa però che tale considerazione non è necessaria alla riqualificazione e non costituisce il fondamento giuridico della decisione. Infatti, secondo la Suprema Corte l’art. 20 non è uno strumento contro l’elusione fiscale.

Quanto all’aliquota applicabile, la Cassazione ribadisce integralmente l’orientamento inaugurato da Cass. n. 3461/2021 e confermato da Cass. n. 27293/2024, successivamente recepito anche dall’Agenzia delle Entrate nella risposta n. 23/2025. Il ragionamento della Corte parte dall’art. 1 della Tariffa Parte I allegata al DPR 131/1986 che distingue gli atti costitutivi o traslativi di diritti reali, tassati ordinariamente, dai trasferimenti di terreni agricoli, tassati con aliquota maggiorata (15% all’epoca). E quindi il termine “trasferimento” non può comprendere la “costituzione” del diritto di superficie: con questo passaggio la Cassazione risulta legare il trattamento fiscale alla qualificazione civilistica dell’operazione. La Corte enfatizza la distinzione operata dall’art. 952 c.c. tra costituzione del diritto di superficie e trasferimento della proprietà superficiaria, ricordando che solo quest’ultima costituisce un vero trasferimento di un diritto già esistente.

Pertanto, la costituzione del diritto di superficie su terreno agricolo non rientra nella previsione del 15%; trova invece applicazione l’aliquota ordinaria (8% ratione temporis, oggi 9%).

Anticipazione di ritenute e imposte sostitutive sugli utili dei grandi gruppi del settore energetico

Lo scorso 25 settembre è stato pubblicato in Gazzetta Ufficiale la legge 166, che converte il Decreto Legge n. 133 del 27 luglio 2026, contenente una serie di norme che mirano a contenere il caro-carburante.

In fase di conversione sono stati introdotti due nuovi articoli (2-bis e 2-ter) che accolgono misure che erano state introdotte dal D.l. 153/2026 e la medesima legge 166 abroga.

Il neo introdotto articolo 2-bis ha introdotto per i grandi gruppi del settore energetico un nuovo obbligo di versamento anticipato, pari al 39% delle ritenute e delle imposte sostitutive da versare con riferimento agli utili deliberati nell’esercizio precedente.

La misura è applicabile a società controllanti residenti in Italia, tenute alla redazione del bilancio consolidato, che abbiano conseguito ricavi consolidati complessivi superiori a 20 miliardi di euro sulla base dell’ultimo bilancio consolidato approvato.

I gruppi rientranti nell’ambito di applicazione della previsione svolgono, direttamente o attraverso le imprese comprese nel perimetro di consolidamento, delle attività di estrazione, produzione, importazione definitiva o introduzione nel territorio dello Stato da altri Stati dell’Unione europea, raffinazione, trasformazione, stoccaggio, trasporto, distribuzione, commercializzazione o vendita di petrolio greggio, di prodotti petroliferi, di gas naturale, anche liquefatto, o di altri prodotti energetici nonché di energia elettrica.

L’anticipazione riguarda gli utili la cui distribuzione sia stata deliberata nell’esercizio precedente a quello della loro corresponsione.

Per il primo anno di applicazione sono inoltre interessati gli utili la cui distribuzione sia stata deliberata prima del 27 agosto 2026, qualora la corresponsione sia prevista dopo il 31 dicembre 2026.

L’anticipazione deve essere versata entro il 30 novembre di ogni anno e, in sede di pagamento, non è consentito utilizzare crediti d’imposta in compensazione.

A fronte delle somme effettivamente versate, alla società è riconosciuto un credito d’imposta di pari importo, utilizzabile dal momento dell’effettiva corresponsione degli utili per ridurre le ritenute e le imposte sostitutive relative alla medesima distribuzione.

Se, dopo lo scomputo dalle ritenute effettivamente applicate, dovesse residuare una quota di credito, quest’ultima potrebbe essere immediatamente utilizzata in compensazione senza i limiti annuali ordinari oppure richiesta a rimborso. Se invece le ritenute e le imposte sostitutive effettivamente dovute dovessero risultare superiori al credito, la differenza dovrebbe essere versata secondo i termini e le modalità ordinarie.

In caso di revoca totale o parziale della delibera, la quota di anticipazione riferibile agli utili non più destinati alla distribuzione diventa immediatamente compensabile, senza limiti annuali, oppure rimborsabile.

Il credito d’imposta non concorre alla formazione del reddito imponibile né del valore della produzione netta. Il versamento anticipato inoltre non è deducibile ai fini IRES e IRAP.

Il calcolo della anticipazione deve essere effettuato considerando la natura dei singoli beneficiari e il regime fiscale loro applicabile alla data della deliberazione. Di conseguenza occorrerà distinguere tra dividendi soggetti alla ritenuta ordinaria, ad aliquote ridotte o a regimi di esenzione. In presenza di un regime che escluda la ritenuta, la relativa quota di dividendo non dovrebbe generare una anticipazione.

Con decreto del Ministro dell’economia e delle finanze sono stabilite le modalità di attuazione delle nuove disposizioni ivi compresa la disciplina dei flussi informativi tra i soggetti tenuti al versamento dell’anticipazione, gli intermediari tenuti all’applicazione delle imposte sostitutive e la società di gestione accentrata.

Decreto correttivo “omnibus” e decreto di riforma del federalismo fiscale: le novità di maggiore interesse per il settore

In data 12 agosto 2026 – è entrato in vigore il D.Lgs n. 148 del 7 agosto 2026 (c.d. Omnibus), pubblicato in Gazzetta Ufficiale, recante disposizioni in materia di imposte sui redditi, IVA, nonché in materia di controlli ed adempimento collaborativo. Nella medesima data è entrato in vigore il D.Lgs. 147 in materia di tributi locali e federalismo fiscale.

Nel presente documento, riferibile ad una industry frequentemente caratterizzata da cespiti con vita utile molto lunga riteniamo utile portare all’attenzione dei lettori l’art. 22 – Termini di decadenza per l’accertamento degli oneri pluriennali: esso modifica l’art. 43 del D.P.R. 600/1973 al fine di superare l’orientamento espresso dalle Sezioni Unite della Cassazione nella sentenza n. 8500/2021, secondo cui i componenti negativi a efficacia pluriennale potevano essere contestati autonomamente in ciascun periodo d’imposta di deduzione.

La nuova disciplina introduce il comma 1-bis all’art. 43, prevedendo che “Per i componenti negativi del reddito d’impresa a efficacia pluriennale, fatta eccezione per quelli relativi a operazioni inesistenti, il termine di accertamento decorre a partire dalla dichiarazione relativa al periodo d’imposta nel quale, per la prima volta, una quota di detti componenti è stata dedotta.”

La norma stabilisce inoltre che, una volta notificato tempestivamente l’avviso di accertamento sul primo esercizio rilevante, l’Amministrazione finanziaria possa esercitare i propri poteri di controllo, secondo i termini ordinari, anche con riferimento al periodo d’imposta in corso alla data della notifica, a quello precedente e a quelli successivi.

La nuova disciplina si applica ai “beni e servizi acquistati a partire dal periodo d’imposta in corso al 31 dicembre 2027“.

Segnaliamo inoltre l’art. 4 – Modifiche in tema di determinazione del reddito delle imprese agricole, sovente presenti tra le società produttrici di energia da fonti rinnovabili: il Decreto modifica alcune norme del TUIR tenendo conto della recente riforma del reddito agrario portata dal d.lgs 192/2024. In particolare:

• Art. 32, c. 2, lett. C): viene chiarito che le attività agricole connesse includono le colture fuori suolo (ie la coltivazione di vegetali mediante uso di immobili iscritti al catasto in selezionate categorie catastali);
• Art. 55, c.1: si precisa che – in caso di superamento dei limiti di cui all’articolo 32 del TUIR – rientrano nel reddito di impresa anche le “nuove” attività agricole inserite dal d.lgs 192/2024 nell’articolo 32 medesimo (lett. B-bis e b-ter, eg agricoltura indoor e vertical farming, e titoli ambientali ottenuti con l’attività agricola), anche se non organizzate in forma di impresa;
• Art. 56-bis, c. 4: la modifica apportata conferma l’applicabilità della determinazione forfettaria del reddito di impresa agli imprenditori agricoli individuali, alle società semplici e alle società agricole che hanno esercitato l’opzione per il regime catastale di cui all’art. 32 del TUIR.

Passando al decreto in tema di tributi locali, esso contiene una serie di previsioni volte in gran parte al riordino dell’impianto normativo. Il decreto tocca la procedura di accertamento, di riscossione e di sanzioni. Interessante per il settore quanto previsto per l’assoggettamento ad IMU dei fabbricati con rendita impugnata (art. 32): in deroga ai termini ordinari il Comune potrà accertare la maggiore imposta entro il termine del quinto anno successivo al passaggio in giudicato della sentenza sulla rendita, senza applicare sanzioni. Il contribuente, a sua volta, entro il medesimo termine potrà chiedere il rimborso di eventuali maggiori imposte versate.

TCF – istruzioni operative sul diritto d’uso esclusivo di una infrastruttura

L’Agenzia delle Entrate, con il Provvedimento del Direttore del 6 luglio 2026 n. 200904, ha approvato ulteriori specifiche istruzioni in ordine alla mappatura dei rischi fiscali derivanti dai principi contabili applicati dal contribuente, nell’ambito del Regime di adempimento collaborativo.

Si ricorda preliminarmente come l’art. 4 del D. lgs. 128/2015 in tema di adempimento collaborativo abbia previsto che il sistema di rilevazione, misurazione, gestione e controllo del rischio fiscale (“Tax Control Framework” o “TCF”) di cui deve essere dotato chi aderisce al regime sia in grado di mappare i rischi fiscali derivanti dai principi contabili adottati dai contribuenti.

In tale contesto, il tavolo tecnico congiunto tra OIC ed Agenzia delle Entrate ha emanato nel mese di luglio le nuove indicazioni sopra richiamate. Una prima scheda relativa al trattamento contabile delle cripto-valute ed un’altra inerente al trattamento contabile del diritto d’uso esclusivo di una infrastruttura. Sintetizziamo di seguito i contenuti di quest’ultima, considerata l’attinenza della casistica rispetto all’industry di riferimento.

La casistica affrontata riguarda la stipula di un contratto per l’utilizzo esclusivo di un’infrastruttura identificata (ad esempio una specifica tratta di fibra ottica) per una durata di 10 anni, pagando l’intero corrispettivo in un’unica soluzione al momento della sottoscrizione. Viene precisato che i) la proprietà dell’infrastruttura resta al fornitore, cui rimangono a carico la manutenzione ordinaria e straordinaria ii) non sono previsti altri servizi accessori; iii) non vi sono altri contratti collegati da considerare congiuntamente.

Impostazione contabile. Secondo il documento, si è in presenza di un diritto di natura obbligatoria e non di un diritto reale perché il concedente mantiene la proprietà dell’infrastruttura e continua a svolgere le attività di manutenzione ed il cessionario non dispone del bene come farebbe il titolare di un diritto reale. Di conseguenza, il contratto risulta assimilabile a una locazione, con la conseguenza che il pagamento iniziale non deve essere spesato integralmente nell’esercizio di sostenimento. Al contrario, la società deve iscrivere il corrispettivo versato tra i risconti attivi imputando progressivamente a Conto Economico la quota di competenza di ciascun esercizio, classificandola nella voce B8) “Per godimento di beni di terzi”.

Il trattamento è analogo a quello previsto per un maxicanone iniziale di un contratto di locazione.

Impostazione fiscale. Questa varia a seconda che il contratto costituisca una locazione operativa, oppure una locazione finanziaria:

• Se il contratto è una locazione operativa, la ripartizione contabile del corrispettivo lungo la durata del contratto assume rilevanza anche ai fini fiscali in applicazione del principio di derivazione ex art. 83 TUIR.
• Se il contratto è una locazione finanziaria, anche il maxi-canone iniziale deve essere dedotto secondo il principio di competenza temporale e si applica la disciplina dell’art. 102, comma 7, TUIR, facendo quindi attenzione a distribuire la deduzione sul periodo minimo fiscale se la durata contrattuale è inferiore al periodo minimo previsto dalla norma stessa.

La Cassazione si pronuncia sui fondi di ripristino ambientale per i termovalorizzatori

La Corte di Cassazione si è recentemente espressa su una controversia, conclusasi con l’ordinanza 26382 pubblicata il 7 ottobre 2026, e riguardante la deducibilità fiscale (IRES e IRAP) degli accantonamenti effettuati da una società che gestisce un termovalorizzatore per coprire i futuri costi di recupero ambientale e bonifica del sito alla cessazione dell’attività. Essa nasceva da una contestazione relativa ai periodi di imposta 2014 e 2015.

In quanto derivanti da obblighi imposti dall’Autorizzazione Integrata Ambientale (AIA) ed quantificati mediante perizia tecnica, la società sosteneva che tali costi fossero già certi e determinabili al momento dello stanziamento in bilancio senza attendere l’effettivo pagamento; tale tesi era stata accolta sia dalla CTP sia dalla CTR della Lombardia ritenendo applicabile il principio già affermato dall’Amministrazione finanziaria per i costi di chiusura delle discariche (Risoluzione n. 52/E/1998).

La Corte accoglie il ricorso dell’Agenzia delle Entrate e cassa la sentenza della CTR. Le argomentazioni sono state le seguenti:

• discariche e impianti di incenerimento avrebbero caratteristiche diverse e pertanto non ci sarebbero stati i presupposti per estendere l’applicabilità della citata risoluzione 52: le prime si distinguono dai secondi, ad avviso della Corte, per avere una capacità predeterminata, costi di chiusura che maturano in proporzione al riempimento e possono essere così ripartiti lungo la vita utile, pertanto non sarebbero estendibili ai termovalorizzatori i criteri di imputazione fiscale dei costi riferibili alle discariche;
• gli accantonamenti sono deducibili solo se espressamente previsti dalla legge fiscale (art. 107, comma 4, TUIR): pertanto, la mera iscrizione civilistica in bilancio non ne consentirebbe la deduzione fiscale, che potrebbe avvenire quando il costo si manifesterà effettivamente e il fondo verrà utilizzato;
• le risoluzioni ministeriali in ogni caso non costituirebbero fonte del diritto e pertanto – non potendo prevalere sulle norme – non sarebbero vincolanti per il giudice.

Niente IMU sui pannelli installati per autoconsumo sul tetto del capannone

La C.G.T. I Milano, con la sentenza n. 2578/3/26 ha concluso che gli impianti fotovoltaici destinati all’autoconsumo e installati sulla copertura di un fabbricato non costituiscono, di regola, autonome unità immobiliari ai fini catastali e pertanto non generano, di per sé, una distinta base imponibile IMU.

Il contenzioso era stato attivato da una società ha impugnato un avviso di accertamento IMU emesso da un Comune lombardo relativamente a un impianto fotovoltaico installato sul tetto di un capannone industriale e destinato all’autoconsumo dell’energia prodotta. Il Comune aveva assoggettato l’impianto a imposizione IMU utilizzando il criterio del valore contabile.

La Corte giugne alla propria conclusione richiamando:

• la circolare Agenzia delle Entrate n. 27/E del 13 giugno 2016, secondo cui gli impianti fotovoltaici installati sugli edifici e sulle relative pertinenze normalmente non devono essere accatastati come unità immobiliari autonome.
• La sentenza della CGT di Bergamo n. 162/2023, secondo cui un impianto posto sulla copertura del fabbricato e privo di accesso autonomo non possiede autonoma rilevanza catastale.

La Corte evidenzia la differenza con gli impianti di grandi dimensioni, particolarmente autonomi o destinati prevalentemente alla produzione e vendita di energia, i quali potrebbero richiedere un autonomo accatastamento e incidere sulla base imponibile IMU.

Risposta n. 181/2026 dell’Agenzia delle Entrate – Aliquota IVA applicabile all’acquisto con installazione di sistema di accumulo per impianto fotovoltaico già operante

Con la risposta n. 181/2026 l’Agenzia delle Entrate ha escluso l’applicazione dell’aliquota IVA ridotta del 10% (nn. 127-quinquies e 127-sexies della Tabella A, parte III, allegata al d.P.R. n. 633/1972) alla cessione con installazione di un sistema di accumulo elettrochimico (Battery Energy Storage System, BESS) presso un impianto fotovoltaico già autorizzato, allacciato e in esercizio. La cessione sconta quindi l’aliquota ordinaria del 22%.

L’istante, produttore di energia elettrica da fonte fotovoltaica con un impianto da circa 8.069 MWh annui attesi, intendeva acquistare, con un unico contratto, un BESS composto da due unità da 5 MWh in container e due PCS Station da 2,5 MW ciascuna. Il sistema era progettato per funzionare in modalità ibrida: circa 700 MWh/anno caricati dall’impianto FV e circa 2.500 MWh/anno prelevati dalla rete, con destinazione a time shifting, mercati elettrici (MGP, MI) e servizi ancillari. La gestione è affidata a un Energy Management System che decide in modo automatizzato quando caricare dall’impianto o dalla rete e quando immettere energia.

Il contribuente sosteneva l’applicazione del 10% sull’intero corrispettivo, facendo leva sull’unicità e indivisibilità dell’operazione (CGUE C-349/96, Card Protection Plan; C-41/04, Levob), sulla natura accessoria della carica da rete, sulla prova della destinazione tramite dichiarazione sostitutiva (Cass. n. 11690/2021) e sulla finalità incentivante della norma.

L’Agenzia ribadisce anzitutto che l’elenco del n. 127-quinquies è tassativo e che le norme agevolative non sono suscettibili di applicazione analogica. Ai fini del n. 127-sexies, l’aliquota ridotta spetta ai soli beni finiti direttamente impiegati per la costruzione ex novo dell’impianto (o per un suo ampliamento, inteso come nuova “parziale” costruzione), non per semplici migliorie o modifiche, anche se ne comportano il potenziamento. I beni devono essere componenti necessari alla realizzazione dell’impianto: non basta che siano “utili”, “connessi” o “funzionali”.

Richiamando la definizione ARERA di sistema di accumulo (delibera 574/2014/R/eel), la direttiva (UE) 2019/944 (art. 2, punti 37, 59 e 60) e il d.lgs. n. 210/2021, l’Agenzia sottolinea la distinzione tra generazione e stoccaggio di energia. Ne conclude che il BESS è un’infrastruttura funzionalmente collegata all’impianto fotovoltaico, ma tecnicamente distinta da esso: non produce energia, si limita a immagazzinarla. Poiché l’impianto era già in esercizio e idoneo a produrre anche senza l’accumulatore, quest’ultimo non costituisce né un componente per la sua realizzazione né un ampliamento.

Accisa sull’energia elettrica: chiarimenti operativi delle Dogane

Con la circolare n. 21/D dell’11 agosto 2026, l’Agenzia delle Dogane e dei Monopoli ha illustrato le modalità attuative relative al regime dell’accisa sull’energia elettrica, come stabilito dal D.M. 10 marzo 2026 del Ministero dell’Economia e delle Finanze, adottato in esecuzione dell’art. 56-ter del D.Lgs. 26 ottobre 1995, n. 504 (Testo Unico delle Accise – TUA), nella versione riformata dal D.Lgs. 28 marzo 2025, n. 43.

Il provvedimento di prassi, che fa seguito alla circolare n. 8/D del 2026, già dedicata al gas naturale, include altresì un prospetto sintetico dei diversi obblighi posti a carico degli operatori attivi nel comparto dell’energia elettrica. L’obiettivo perseguito è assicurare uniformità nell’attuazione delle norme di recente introduzione, offrendo al contempo maggiore chiarezza gestionale ai destinatari della disciplina.

Il decreto ministeriale perfeziona l’assetto regolamentare in tema di imposizione sull’energia elettrica, delineando in maniera sistematica gli adempimenti preventivi, le procedure di accertamento e le modalità di assolvimento del tributo, con riferimento agli articoli 52, 53, 53-bis, 54, 55, 56 e 56-bis del Testo Unico delle Accise, senza tuttavia incidere sui presupposti soggettivi e oggettivi dell’imposta.

Un’attenzione specifica è riservata alle modalità di accertamento, liquidazione e versamento dell’accisa, in attuazione dell’art. 55 del TUA. La circolare precisa le tempistiche e le modalità di pagamento dell’imposta, prevede l’obbligo di trasmettere dichiarazioni semestrali riguardanti i quantitativi di energia elettrica fatturati o autoconsumati — ripartiti per ambito territoriale e destinazione d’uso — e stabilisce le procedure applicabili in caso di versamenti insufficienti o eccedenti.

Sono infine fornite indicazioni relative all’utilizzo dell’eventuale conguaglio a credito risultante dalla dichiarazione presentata dai soggetti obbligati.

Gestione dei rifiuti e IVA agevolata: chiarimenti dalla Cassazione

Con l’ordinanza n. 10654/2026, la Corte di Cassazione ha fornito importanti chiarimenti sul regime IVA applicabile ai servizi di intermediazione nel settore dei rifiuti (argomento già affrontato in una nostra precedente newsletter di approfondimento sul tema).

Dall’analisi della pronuncia emerge che, nell’attuale quadro normativo, le attività svolte da intermediari possono beneficiare dell’aliquota IVA ridotta del 10% anche quando i rifiuti non sono materialmente detenuti dall’operatore.

La controversia esaminata dalla Suprema Corte riguardava una disciplina antecedente alle modifiche introdotte dal D.Lgs. n. 205/2010. In quel periodo, infatti, l’intermediazione senza detenzione non era ancora espressamente ricompresa tra le attività di gestione dei rifiuti e, pertanto, non poteva accedere al trattamento IVA agevolato previsto per tali servizi.

Successivamente, l’evoluzione della normativa ambientale ha ampliato la definizione di gestione dei rifiuti, includendo anche le operazioni effettuate da commercianti e intermediari che operano senza acquisire la disponibilità materiale dei rifiuti. Tale modifica ha esteso l’ambito applicativo dell’agevolazione IVA alle attività di intermediazione strettamente connesse al ciclo di recupero e smaltimento.

CBAM: proposte UE per ampliare il meccanismo e sostenere la decarbonizzazione delle imprese

Durante la plenaria del 14–15 settembre 2026, il Parlamento europeo ha definito la propria posizione su due rilevanti proposte legislative per la politica climatica dell’Unione, entrambe originate da iniziative della Commissione europea risalenti al dicembre precedente. La prima riguarda il rafforzamento in chiave antielusiva del regolamento (UE) 956/2023 sul Carbon Border Adjustment Mechanism (CBAM); la seconda prevede l’istituzione di un Fondo temporaneo per la decarbonizzazione, pensato per accompagnare le imprese nella transizione verso processi produttivi a minore intensità carbonica.

Riprendendo e integrando quanto già proposto dal Consiglio il 12 giugno 2026, il Parlamento ha ulteriormente esteso la gamma di prodotti soggetti al meccanismo, aggiungendo nuovi codici doganali relativi, tra l’altro, a componentistica meccanica e industriale (voci 8207, 8409, 8481, 8482), veicoli e relative carrozzerie (voci 8704 e 8707) e dispositivi medici (voce 9018). Tale estensione mira a contrastare il carbon leakage, ossia lo spostamento di attività industriali verso giurisdizioni con vincoli ambientali meno severi.

Il testo affronta anche lo squilibrio concorrenziale tra importatori europei e piattaforme di e-commerce che vendono a distanza merci da Paesi terzi: queste ultime, in virtù del nuovo status di importatore previsto dal codice doganale riformato, saranno tenute a rispettare gli obblighi CBAM e potranno ottenere la qualifica di dichiarante autorizzato.

Sul piano antielusivo, viene introdotta la nozione di resource shuffling: la pratica di riallocare le produzioni a minore intensità carbonica verso l’UE, dirottando altrove quelle più inquinanti, così da aggirare gli obiettivi climatici del meccanismo. La Commissione sarà incaricata di monitorare le combinazioni merci-Paesi d’origine più esposte a tale rischio, applicando valori peggiorativi predefiniti per le emissioni incorporate.

Quanto al Fondo temporaneo per la decarbonizzazione, alimentato dai proventi dei certificati CBAM, il Parlamento ne ha sostenuto l’istituzione apportando alcune modifiche rilevanti rispetto alla proposta della Commissione. In particolare, il periodo di erogazione del sostegno è stato ampliato al triennio 2027–2029 (anziché il solo biennio 2028–2029), la platea dei beneficiari è stata estesa ai gestori a valle che utilizzano merci dell’Allegato I del Regolamento CBAM e sono state fissate finestre di domanda precise: il 31 marzo 2027 per la produzione 2026 e il 31 marzo 2028 per la produzione 2027. L’accesso al Fondo richiede il rispetto di criteri oggettivi, tra cui la produzione di merci ammissibili nel 2026–2027 e la presentazione di audit energetici e impegni di investimento in linea con un piano di neutralità climatica.

I testi approvati rappresentano la posizione negoziale del Parlamento e saranno oggetto dei triloghi con Consiglio e Commissione per giungere alla versione definitiva della normativa.

Sezione Legale

Decreto MASE 8 settembre 2026: nuove regole contro la saturazione virtuale della rete

Con il Decreto MASE n. 291/2026 dell’8 settembre 2026, il legislatore introduce un nuovo sistema di gestione della capacità di rete per impianti da fonti rinnovabili e sistemi di accumulo, con l’obiettivo di contrastare la cosiddetta “saturazione virtuale”, ossia l’occupazione della capacità di rete da parte di progetti che, pur avendo ottenuto una soluzione di connessione, non arrivano alla fase autorizzativa o realizzativa.

La riforma introduce tre importanti novità: le microzone – il cui perimetro sarà definito da Terna – quale nuovo riferimento territoriale per la gestione della capacità disponibile; l’aggiornamento almeno trimestrale della capacità di rete sulla base dell’effettivo avanzamento dei progetti e dello sviluppo delle infrastrutture; e le procedure di Open Season, attraverso le quali Terna renderà pubbliche le opportunità di connessione disponibili nelle diverse aree del Paese.

La principale novità operativa risiede nella distinzione tra attestazione della soluzione di connessione e assegnazione della capacità di rete. L’attestazione consente di proseguire l’iter autorizzativo, ma la capacità si consolida definitivamente solo con il conseguimento e la comunicazione del titolo abilitativo a Terna. Solo in quel momento vengono riservati in via definitiva la potenza in immissione e il relativo punto di connessione. In presenza di più progetti, l’assegnazione si basa su un criterio cronologico di pubblicazione dei titoli autorizzativi, incentivando l’effettivo avanzamento delle iniziative e riducendo il rischio di saturazione virtuale della rete.

Il nuovo sistema punta così a rendere più trasparente ed efficiente l’utilizzo della rete, riducendo il rischio che capacità preziosa rimanga vincolata a iniziative prive di concrete prospettive di sviluppo. Più che sulla sola priorità temporale delle richieste, il modello sembra orientato a valorizzare l’effettivo avanzamento dei progetti, favorendo una maggiore corrispondenza tra capacità disponibile e iniziative realmente cantierabili.

Per gli operatori del settore, si tratta di un cambiamento destinato a incidere sulle strategie di sviluppo, valorizzazione e finanziamento dei progetti, con possibili effetti rilevanti sul mercato delle energie rinnovabili nei prossimi anni.

FER-X Definitivo: approvate le regole operative del nuovo meccanismo di sostegno alle rinnovabili

Con il decreto del Ministro dell’Ambiente e della Sicurezza Energetica del 18 giugno 2026, n. 194 (il “FER-X Definitivo” o il “Decreto”), è entrato a regime il nuovo meccanismo di sostegno alla produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili. Applicabile fino al 31 dicembre 2030, il Decreto riguarda gli impianti fotovoltaici, eolici, idroelettrici e alimentati da gas residuati dai processi di depurazione.

Il meccanismo mette a disposizione un contingente complessivo di 37,15 GW e prevede due modalità di accesso: accesso diretto per gli impianti fino a 1 MW, entro il limite di 10 GW, e procedure competitive del GSE per gli impianti di potenza superiore, entro il limite di 27,15 GW.

Per gli impianti oltre 1 MW, la partecipazione si articola nella Qualifica Preliminare, nella Manifestazione di Interesse e nella successiva Offerta Economica. Il nuovo assetto anticipa così la verifica dei requisiti tecnici e amministrativi e richiede adeguate garanzie finanziarie.

Tra le principali novità rientrano l’aumento dei contingenti, concentrato soprattutto sul settore eolico, e le procedure conformi al Net-Zero Industry Act, che affiancano al prezzo criteri di sostenibilità, resilienza della filiera e cibersicurezza.

Il prezzo di aggiudicazione è riconosciuto per venti anni. I termini di entrata in esercizio variano, in base alla tecnologia, da 36 a 54 mesi; eventuali ritardi comportano la riduzione dell’incentivo e, nei casi più gravi, la decadenza dalla graduatoria.

Il FER-X Definitivo offre agli operatori un nuovo quadro per programmare gli investimenti.

Un’attenta preparazione dei progetti sarà pertanto essenziale per cogliere le opportunità offerte dal nuovo meccanismo e competere efficacemente nelle procedure del GSE.

DDL Concorrenza 2026: nuove autorizzazioni, contratti tipizzati e incentivi per la trasformazione della rete carburanti

Il 27 luglio 2026 il Consiglio dei Ministri ha approvato il disegno di legge annuale per il mercato e la concorrenza (il “DDL Concorrenza” o “DDL”), attualmente all’esame del Parlamento, che introduce una riforma organica della distribuzione dei carburanti e della rete.

Il DDL modifica il procedimento per l’installazione e l’esercizio degli impianti di distribuzione, superando il silenzio-assenso e richiedendo un provvedimento espresso dell’ente competente entro 90 giorni dall’istanza. Il rilascio è subordinato alla verifica dei requisiti soggettivi e oggettivi, inclusi la capacità tecnico-organizzativa ed economica e l’esito positivo dei controlli antimafia. Le verifiche si estendono, altresì, alle autorizzazioni esistenti: in caso di carenza dei presupposti, l’autorizzazione decade, salvo che i fattori ostativi siano eliminati entro 90 giorni. La decadenza comporta inoltre lo smantellamento delle attrezzature, la verifica dell’eventuale inquinamento ai fini della bonifica ambientale e ripristino del sito, con costi a carico dei soggetti privati.

Nel testo del DDL dal 1° gennaio 2028, le nuove autorizzazioni saranno subordinate alla presenza di almeno un vettore energetico alternativo ai combustibili fossili, secondo un approccio di neutralità tecnologica che comprende ricarica elettrica, idrogeno, biometano, biocarburanti ed e-fuels. Il trasferimento dell’autorizzazione a terzi richiederà, inoltre, il contestuale trasferimento della proprietà delle attrezzature e il rilascio di una nuova autorizzazione del Comune entro 90 giorni dalla comunicazione, previa verifica dei requisiti del subentrante. La disciplina assume rilievo per acquisizioni di reti, cessioni di singoli impianti e riorganizzazioni societarie.

Sul piano contrattuale, il DDL introduce un contratto di affidamento tipizzato per i servizi di rifornimento, con contenuto minimo inderogabile. Tale contratto prevede, tra l’altro, l’oggetto, una durata minima di quattro anni, un congruo preavviso in caso di recesso e una penale proporzionale al corrispettivo residuo, entro il limite massimo di 18 mesi. Le clausole incompatibili saranno nulle e sostituite ex lege. La violazione della disciplina comporterà una sanzione amministrativa da Euro 2.000 a Euro 20.000 per ciascun punto vendita, fino a un massimo complessivo di Euro 200.000, irrogata dal MIMIT.

Infine, è istituito il “Fondo per la trasformazione della rete carburanti verso la mobilità green”, gestito da Acquirente Unico S.p.A. e dotato di Euro 120 milioni per il periodo 2028-2030. Il contributo in conto capitale coprirà il 50% delle spese, fino a Euro 60.000 per impianto, per la conversione in stazioni di ricarica elettrica con potenza almeno pari a 90 kW o in punti di distribuzione di biocarburanti. Per le aree interne è previsto un contributo aggiuntivo fino a Euro 30.000, mentre ai gestori il cui rapporto non prosegua nell’impianto riconvertito potrà essere riconosciuto un indennizzo fino a Euro 20.000.

Si resta in attesa dell’approvazione del DDL e di eventuali modifiche in sede di approvazione.

Bonus Colonnine 2026: al via le domande per i nuovi contributi a favore della ricarica domestica

Con l’apertura dello sportello Invitalia dal 22 settembre 2026, prende ufficialmente avvio la nuova edizione del Bonus Colonnine domestiche, l’incentivo volto a sostenere la diffusione della mobilità elettrica attraverso il finanziamento dell’acquisto e dell’installazione di infrastrutture di ricarica private. La misura, rifinanziata dal DPCM Automotive del 10 giugno 2026 e gestita dal Ministero delle Imprese e del Made in Italy (MIMIT), resterà operativa fino al 2030.

Il contributo è riconosciuto a favore di persone fisiche residenti in Italia e condomìni e copre l’80% delle spese ammissibili sostenute per l’acquisto e la posa in opera di colonnine o wallbox ad uso privato. L’agevolazione è concessa fino a un massimo di 1.500 euro per ciascun privato e di 8.000 euro per gli interventi effettuati sulle parti comuni degli edifici condominiali.

Per l’annualità 2026, sono ammissibili le infrastrutture di ricarica la cui installazione sia completata nel periodo compreso tra il 26 giugno 2026 e il 31 dicembre 2026. Le domande possono essere presentate tramite la piattaforma Invitalia a partire dalle ore 12:00 del 22 settembre 2026 e fino alle ore 12:00 del 31 gennaio 2027, secondo una procedura interamente digitale accessibile tramite SPID, CIE o CNS.

Tra le spese agevolabili rientrano non solo l’acquisto dell’infrastruttura di ricarica, ma anche i costi direttamente connessi all’installazione, quali opere elettriche e murarie, progettazione, direzione lavori, collaudi e connessione alla rete elettrica. Restano invece escluse dall’ambito applicativo le imprese e i professionisti, per i quali continuano a essere previsti specifici strumenti di incentivazione dedicati.

La misura si inserisce nel più ampio quadro delle politiche nazionali di sostegno alla transizione energetica e alla mobilità sostenibile e mira a favorire la diffusione della ricarica domestica, considerata un elemento essenziale per l’incremento dell’utilizzo dei veicoli elettrici. Grazie alla copertura fino all’80% dell’investimento, il bonus contribuisce infatti a ridurre significativamente i costi di accesso alle infrastrutture di ricarica private, incentivandone l’adozione sia nelle abitazioni unifamiliari sia nei contesti condominiali.

Per gli operatori del settore e per i proprietari di immobili, l’apertura del nuovo sportello rappresenta un’importante opportunità per programmare interventi di elettrificazione e valorizzazione del patrimonio immobiliare, in un contesto in cui la disponibilità di punti di ricarica privati assume un ruolo sempre più centrale nelle scelte di acquisto dei veicoli e nelle strategie di decarbonizzazione.

Il Critical Raw Materials Act: una compliance sempre più integrata

A oltre due anni dall’entrata in vigore del Critical Raw Materials Act (“CRMA”), il quadro europeo in tema di materie prime critiche si colloca in una fase di progressiva attuazione delle misure previste dal Regolamento (UE) 2024/1252, in vigore dal 23 maggio 2024, finalizzate a rafforzare la sicurezza e la sostenibilità degli approvvigionamenti di materie prime strategiche attraverso tre principali direttrici: i) sviluppo della capacità europea; ii) diversificazione delle fonti di approvvigionamento; e iii) riduzione delle vulnerabilità delle supply chain.

La concentrazione geografica delle attività di estrazione, raffinazione e trasformazione, unitamente alla possibile introduzione di restrizioni all’esportazione e alla rilevanza assunta dai fattori geopolitici, impone di considerare la sicurezza degli approvvigionamenti secondo una prospettiva estesa all’intera catena del valore, non limitata alle sole condizioni economiche della fornitura o all’affidabilità commerciale del singolo fornitore.

Per gli operatori industriali, e in particolare per utility ed energy companies, ciò comporta la necessità di integrare, nell’ambito delle decisioni di procurement e dei processi di gestione del rischio, ulteriori profili di valutazione suscettibili di incidere sulla continuità e sulla sicurezza degli approvvigionamenti nel medio-lungo periodo.

In particolare, assumono rilievo la provenienza e la concentrazione geografica della supply chain, ai fini dell’individuazione di eventuali dipendenze da aree maggiormente esposte a fattori geopolitici o regolatori; la dipendenza da singoli Paesi, operatori o impianti di raffinazione e trasformazione, quale elemento idoneo a determinare specifici rischi di concentrazione della catena di fornitura; nonché l’esposizione a sanzioni, restrizioni commerciali ed export controls, in quanto suscettibili di incidere sulla disponibilità delle materie prime, sui tempi di approvvigionamento e sulle relative condizioni economiche.

A tali profili si aggiungono i requisiti in materia di sostenibilità, tracciabilità e due diligence, rilevanti sia ai fini della qualificazione e selezione dei fornitori sia ai fini della verifica della conformità lungo la catena del valore, nonché l’esposizione a modifiche del quadro normativo e regolatorio che impongono il conseguente adeguamento delle condizioni di approvvigionamento, dei processi interni e della disciplina contrattuale applicabile.

La gestione del rischio di approvvigionamento assume, pertanto, una dimensione integrata, nella quale analisi della catena di fornitura, selezione e qualificazione dei fornitori, compliance regolatoria e allocazione contrattuale del rischio costituiscono profili tra loro strettamente connessi.

Nel mercato delle materie prime critiche, gli accordi di offtake di lungo periodo costituiscono uno degli strumenti maggiormente utilizzati ai fini della pianificazione degli approvvigionamenti e possono assumere rilievo anche nell’ambito della strutturazione economico-finanziaria di nuovi progetti. In tale contesto, la disciplina contrattuale assume particolare rilievo con riferimento, tra l’altro, a:

• clausole di force majeure, anche in relazione a export bans, sanzioni o provvedimenti adottati dalle autorità competenti;
• clausole di change in law, con riferimento all’introduzione o alla modifica di requisiti normativi, regolatori o di sostenibilità;
• meccanismi di hardship e price adjustment, volti a disciplinare le conseguenze di sopravvenienze idonee a incidere sull’equilibrio economico del rapporto;
• diritti di suspension e termination in caso di impossibilità, interruzione o significativa modifica delle condizioni di fornitura;
• obblighi in materia di compliance, tracciabilità e reporting;
• meccanismi di diversificazione delle fonti di approvvigionamento, alternative sourcing e sostituzione dei fornitori.

La relativa disciplina è funzionale non soltanto ad assicurare la continuità della fornitura, ma anche a definire in modo espresso l’allocazione tra le parti dei rischi operativi, regolatori, geopolitici e di concentrazione della supply chain, individuandone presupposti, conseguenze e meccanismi di gestione. Per gli operatori, rileva l’esigenza di considerare in modo coordinato i profili regolatori, finanziari, contrattuali e di procurement connessi agli approvvigionamenti di materie prime critiche. In questa prospettiva, la gestione della supply chain richiede una valutazione integrata dei rischi connessi alla disponibilità delle materie prime, alla concentrazione delle fonti di approvvigionamento, al quadro normativo applicabile e alla disciplina dei rapporti contrattuali lungo la catena del valore.

Agrivoltaico e VIA: il TAR Lazio richiama le amministrazioni a una valutazione concreta delle peculiarità del progetto

Con la sentenza n. 14547 del 2 settembre 2026, il TAR Lazio ha ribadito un principio di particolare interesse per il settore delle energie rinnovabili: gli impianti agrivoltaici, per le loro specifiche caratteristiche tecnologiche e funzionali, non possono essere automaticamente assimilati ai tradizionali impianti fotovoltaici a terra nell’ambito delle valutazioni ambientali.

La pronuncia trae origine dall’impugnazione del giudizio negativo di compatibilità ambientale reso in relazione a un progetto agrivoltaico da circa 87,4 MWp nel Comune di Tarquinia, localizzato in larga parte all’interno della ZPS “Comprensorio Tolfetano-Cerite-Manziate”. Il progetto era caratterizzato da soluzioni progettuali finalizzate a limitare l’occupazione permanente del suolo, preservarne la permeabilità e garantire la prosecuzione delle attività agricole, oltre a prevedere specifici interventi di miglioramento ecologico e tutela della biodiversità.

Nel corso del procedimento di VIA, le amministrazioni coinvolte avevano espresso valutazioni sfavorevoli, evidenziando potenziali impatti sugli habitat e sulle specie protette, nonché criticità paesaggistiche e cumulative. Tali valutazioni avevano condotto all’adozione del provvedimento finale di incompatibilità ambientale da parte del Ministero dell’Ambiente e della Sicurezza Energetica, di concerto con il Ministero della Cultura.

Accogliendo il ricorso del proponente, il TAR ha richiamato il consolidato orientamento giurisprudenziale secondo cui l’agrivoltaico rappresenta una tipologia impiantistica distinta dal fotovoltaico tradizionale, in quanto concepita per consentire la coesistenza tra produzione energetica e utilizzo agricolo del terreno, riducendo significativamente il consumo di suolo. Proprio tale peculiarità impone alle amministrazioni una valutazione specifica delle caratteristiche concrete del progetto e delle misure di mitigazione e compensazione proposte, senza fare ricorso a valutazioni standardizzate o fondate su una mera assimilazione agli impianti fotovoltaici convenzionali.

Particolarmente significativo è il passaggio della sentenza dedicato all’obbligo di motivazione. Secondo il Collegio, in presenza di progetti destinati alla produzione di energia da fonti rinnovabili, l’amministrazione è tenuta a dare conto in modo puntuale del bilanciamento tra la tutela degli interessi paesaggistico-ambientali e il principio, di derivazione euro-unitaria, della massima diffusione delle energie rinnovabili.

Nel caso di specie, il TAR ha rilevato l’assenza di un’effettiva valutazione delle peculiarità dell’impianto e delle misure di miglioramento ecologico prospettate dal proponente, ritenendo pertanto insufficiente la motivazione posta a fondamento del giudizio negativo di compatibilità ambientale.

La decisione si inserisce nel più ampio filone giurisprudenziale volto a valorizzare il ruolo dell’agrivoltaico nel processo di transizione energetica e conferma come, nell’ambito dei procedimenti autorizzativi, le amministrazioni siano chiamate a svolgere un’istruttoria particolarmente approfondita, capace di considerare le caratteristiche del singolo progetto e di esplicitare in maniera rigorosa le ragioni di un eventuale diniego. La sentenza rappresenta quindi un ulteriore richiamo alla necessità di evitare approcci generalizzati nella valutazione degli impianti agrivoltaici, riconoscendone la natura peculiare e il contributo potenziale al perseguimento degli obiettivi di decarbonizzazione e tutela del suolo.