Decreto Bollette: rilevanti novità nel settore energetico

Il Decreto-legge n. 21 del 20 febbraio 2026, noto come Decreto Bollette, è entrato in vigore il 21 febbraio 2026, all'esito della sua pubblicazione sulla Gazzetta Ufficiale del 20 febbraio 2026.

Il Decreto perderà di efficacia ex tunc se non verrà convertito in legge, eventualmente con modifiche, entro 60 giorni dalla sua pubblicazione.

Significative le modifiche normative introdotte nel settore elettrico, che certamente avranno un rilevante impatto nella formazione dei prezzi, nella connessione alla rete degli impianti rinnovabili, nel settore gas incluso il biometano. Introdotte anche le norme che daranno avvio alla regolazione dei data center e degli impianti CCUS.

Rimodulazione e uscita dal Conto Energia, riduzione della componente ASOS delle bollette elettriche (Articolo 2).

Viene introdotta la possibilità di monetizzare gli incentivi residui da Conto Energia e incoraggiato il repowering, anche mediante la semplificazione delle procedure autorizzative.

I titolari di impianti fotovoltaici con potenza incentivata superiore a 20 kW, che beneficiano delle tariffe premio fisse derivanti dal meccanismo del Conto energia (dal I al IV Conto energia), possono:

1. entro il 31 maggio 2026, scegliere di ridurre l'incentivo all'85% o al 70% rispetto al valore spettante, per il periodo luglio 2026 - dicembre 2027 (se la tariffa premio scade a partire dal 1° gennaio 2029). In cambio ottengono un'estensione della convenzione di 3 o di 6 mesi. Nel periodo di estensione il GSE applicherà una tariffa pari alla media delle tariffe premio oggetto di riduzione;

2. entro il 30 settembre 2026, scegliere di uscire del tutto dai meccanismi di incentivazione a partire dal 1° gennaio 2028, per ricevere in 10 rate annuali il 90% del valore attualizzato dei flussi di cassa residui degli incentivi spettanti (tasso ≤ 6%). Tale possibilità è consentita ad un numero di impianti la cui potenza complessiva non supera i 10 GW ed è garantita la priorità agli impianti che hanno aderito alla rimodulazione volontaria. Se la rimodulazione volontaria non esaurirà il limite massimo di 10 GW, le richieste di uscita rimanenti saranno selezionate tramite un'asta al ribasso che si terrà entro il 30 giugno 2027. I richiedenti dovranno presentare uno sconto percentuale sul valore scontato del 90% dei flussi di cassa residui degli incentivi.

   Condizioni per poter accedere alla procedura di uscita:

• rifacimento integrale degli impianti tra il 2028 e il 2030 che consenta un aumento della potenza tale da garantire almeno il doppio della produzione residua prevista nell'ambito del regime di incentivazione originario (per gli impianti a terra in aree agricole o gli impianti su tetto il rifacimento deve garantire un incremento della producibilità almeno pari al 40% rispetto al valore atteso nel periodo di incentivazione residua).
• uso esclusivo di moduli prodotti nell'UE per il rifacimento integrale degli impianti;
• possibilità di accesso ai nuovi regimi di sostegno alle energie rinnovabili solo per la capacità incrementale.
• l'energia attribuibile alla capacità pre-rifacimento deve essere contratualizzata nell'ambito di PPA a lungo termine (art. 28 del decreto legislativo 199/2021), oppure oggetto di nuovi regimi incentivanti conformi alle norme UE.

Al fine di favorire gli interventi, il rifacimento integrale dei fotovoltaici a terra in aree industriali è ora realizzabile in edilizia libera, a condizione che all'esito del rifacimento l'impianto continui a ricadere interamente su area industriale.

ARERA determinerà le modalità con cui riconoscere il beneficio derivante dalle procedure sopra descritte in modo da ridurre la componente ASOS delle bollette elettriche non domestiche.

PPA: garanzie pubbliche, aggregazione della domanda e premio del 15% (Articolo 4)

Al fine di favorire la contrattazione a lungo termine di energia elettrica da fonti rinnovabili, la norma disciplina (i) la possibilità che il GSE diventi garante di ultima istanza nell'ambito dei PPA e che intervenga SACE, in caso di insufficienza delle risorse del GSE all'uopo destinate; (ii) l'aggregazione della domanda; (iii) una premialità pari al 15% in favore di alcuni impianti.

1. La bacheca relativa ai PPA gestita dal GME viene ampliata con apposite sezioni dedicate alla domanda per contratti di durata minima triennale, con possibilità di aggregazione tra imprese per area geografica, profilo di consumo o settore merceologico. Lato offerta la bacheca promuove la contrattazione a lungo termine dell'energia elettrica che non benefica di incentivi. I contratti si negozieranno e stipuleranno fuori dalla bacheca, anche con il supporto del GSE, ma dovranno essere registrati su di essa. Le parti potranno richiedere al GSE di agire come garante di ultima istanza di tali PPA. 

   In caso di esaurimento delle risorse del GSE destinate alla garanzia di ultima istanza, SACE potrà rilasciare garanzie aggiuntive sino a 250 milioni di euro nel 2026. Per le annualità successive l'importo sarà fissato dalla legge di bilancio.

   Entro 90 giorni dall'entrata in vigore del Decreto Bollette il MASE, su proposta del GSE, dovrà approvare le regole applicative inerenti ai requisiti che le imprese devono soddisfare per poter accedere alla garanzia di ultima istanza e gli schemi di contratto di adesione al servizio.

2.  Acquirente Unico S.p.A. ("Acquirente Unico") svolgerà, alle condizioni e con le modalità stabilite dall'ARERA con apposite linee guida, servizi di aggregazione della domanda di energia elettrica finalizzati a favorire la contrattazione a lungo termine della produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili da parte delle imprese.
3. Gli impianti di potenza superiore a 20 kW che hanno beneficiato del Conto energia (dal I al V schema), dei Certificati Verdi (DM 2008), del FER 2012 e del FER 2016, e che, al termine del periodo di incentivazione, sono selezionati con priorità sulla bacheca dei PPA nel contesto del servizio di aggregazione attuato da Acquirente Unico, è corrisposta su base annuale, e sull'energia oggetto del contratto, una premialità pari al 15% della differenza, se positiva, tra la media annua ponderata dei prezzi del mercato spot nella zona dove è localizzato l'impianto e il prezzo riconosciuto nel contesto del servizio di aggregazione.

Si tratta di misure che dovrebbero ridurre il rischio controparte e i costi di contrattualizzazione dei PPA. La premialità del 15% è riconosciuta a valere sugli oneri generali di sistema e fornisce un incentivo economico concreto per la partecipazione al servizio di aggregazione. Trattandosi di garanzie pubbliche, l'interrogativo è la compatibilità con la normativa eurounitaria sugli aiuti di Stato.

Revisione del sistema dei prezzi minimi garantiti (Articolo 5)

Ad ARERA viene demandato l’aggiornamento dei meccanismi di determinazione dei prezzi minimi garantiti applicabili agli impianti alimentati da biogas, biomassa e bioliquidi sostenibili, i cui regimi incentivanti siano scaduti, ovvero ai quali gli operatori abbiano rinunciato al fine di accedere al sistema dei prezzi minimi garantiti. 

Nell’ambito dell’aggiornamento, ARERA è tenuta a adottare criteri volti alla progressiva riduzione dei prezzi minimi garantiti. 

Riduzione degli oneri del gas naturale prelevato per la produzione di energia elettrica e rafforzamento della concorrenzialità dei mercati all'ingrosso dell'energia elettrica (Articolo 6)

Una delle previsioni più rilevanti del Decreto Bollette, potenzialmente in grado di ridefinire i meccanismi di formazione del prezzo del mercato elettrico è l'articolo 6.

Da un lato, demanda ad ARERA l'adozione, entro tre mesi dall'entrata in vigore del Decreto Bollette, di provvedimenti per la valutazione delle condotte di trattenimento economico di capacità degli operatori del mercato all'ingrosso, con riferimento alle offerte di vendita presentate nel mercato del giorno prima. I costi opportunità stimabili al momento dell'offerta saranno l'unica giustificazione legittima per offrire un prezzo superiore al costo marginale. 

ARERA potrà dunque contestare le offerte che superano il costo marginale se non supportate da ragioni economiche oggettive e verificabili. 

Dall'altro, ARERA definirà con propri provvedimenti:

•  la modalità con le quali, a partire dal 1° gennaio 2027, alcune componenti variabili della tariffa di trasporto del gas naturale, saranno rimborsate ai produttori termoelettrici. 
•  il rimborso ai produttori termoelettrici – nei limiti del costo atteso per un impianto a ciclo combinato a gas efficiente derivante dagli adempimenti connessi alle emissioni ETS – degli oneri connessi al sistema ETS. L'efficacia di tale disposizione è subordinata all'approvazione della Commissione europea in quanto potrebbe essere considerata un aiuto di Stato.

Il mancato gettito derivante da tali rimborsi verrà coperto tramite componenti applicative ai prelievi di energia elettrica, secondo modalità definite da ARERA.

ARERA verificherà che i rimborsi siano effettivamente trasferiti nelle offerte di vendita delle centrali termoelettriche beneficiarie. In caso contrario, scattano gli obblighi di rimborso maggiorati da eventuali sanzioni. Le regole del Capacity Market dovranno essere adeguate a garantire che gli effetti delle disposizioni sopradescritte siano pienamente riflessi nelle offerte di mercato da parte degli impianti termoelettrici.

Nel mercato italiano dell'energia elettrica all'ingrosso, i prezzi sono determinati attraverso un meccanismo di marginal price: spesso un impianto a gas fissa il prezzo per tutti i produttori. La generazione a gas incorpora i costi ETS nei suoi costi variabili. Pertanto, quando i prezzi delle quote di CO₂ aumentano, il prezzo all'ingrosso dell'energia elettrica aumenta per tutte le tecnologie, compresi gli impianti che non emettono CO₂. La norma in questione mira a determinare una riduzione dei livelli di prezzo mediante il rimborso di componenti tariffarie e costi ETS ai produttori termoelettrici.

Nuove procedure per la connessione alla rete degli impianti alimentati a fonti rinnovabili (Articolo 7)

Nuove procedure di connessione

Il principale impatto del Decreto Bollette in materia di connessioni consiste nel superamento del criterio c.d. queue-based, in forza del quale le richieste di connessione venivano esaminate secondo un criterio cronologico, senza limitazioni al numero di richieste che potevano pervenire. Tale approccio aveva determinato, in molte porzioni della rete, un accumulo di richieste concorrenti, con conseguenti rallentamenti fisiologici sia nella gestione delle istanze sia nella successiva realizzazione delle connessioni.

A tale scopo, la norma introduce nel TUFER il nuovo articolo 10-bis, avente ad oggetto nuove procedure di connessione alla rete elettrica degli impianti alimentati da fonti rinnovabili e dei sistemi di accumulo. Entro 180 giorni dall'entrata in vigore del decreto, ARERA dovrà aggiornare le procedure di connessione alla rete degli impianti a fonti rinnovabili e di accumulo, fatta eccezione per quelli off-shore, stabilendo che Terna e i gestori dei sistemi di distribuzione rilascino le soluzioni di connessione tramite procedure trasparenti e non discriminatorie. 

Ai fini della partecipazione a tali procedure, Terna dovrà rendere nota la capacità massima integrabile in una determinata sezione della rete elettrica, consentendo agli operatori di valutare ex ante l’effettiva possibilità di connessione e assicurando un utilizzo più efficiente della capacità disponibile.

A far data dalla pubblicazione dei provvedimenti dell'ARERA, le soluzioni di connessione riferite a progetti non autorizzati, già rilasciate ma non ancora validate dal gestore del sistema di trasmissione nazionale, perdono di efficacia. In ogni caso, il gestore assegnerà definitivamente la capacità di rete solo ai progetti autorizzati.

La perdita di efficacia delle soluzioni di connessione non comporta l’automatico rigetto o archiviazione delle procedure autorizzative già avviate sulla base delle soluzioni di connessione divenute inefficaci. Infatti, i termini dei relativi procedimenti – inclusi quelli di valutazione ambientale – vengono sospesi e riprendono a decorrere dalla presentazione, da parte del proponente, della nuova soluzione di connessione ottenuta secondo le modalità procedurali aggiornate.

Procedure autorizzative relative agli interventi di potenziamento e sviluppo della RTN

I nuovi interventi di potenziamento e sviluppo della rete di trasmissione nazionale funzionali all’integrazione di impianti a fonti rinnovabili e di accumulo sono autorizzati, su istanza di Terna, mediante il procedimento di autorizzazione unica di cui all’articolo 1-sexies, commi da 1 a 4-bis.2, del D.L. n. 239/2003.

Sono invece assoggettati alla dichiarazione di inizio attività (DIA), sempre su impulso di Terna, i seguenti interventi:

1. l’adeguamento o l’ampliamento di stazioni elettriche esistenti;
2. la realizzazione di nuove stazioni elettriche su aree o siti industriali dismessi, anche parzialmente;
3. la realizzazione di raccordi alla rete di trasmissione nazionale di lunghezza non superiore a tre chilometri, se in aereo, ovvero a dodici chilometri, se in cavo interrato;
4. l’ammodernamento e il potenziamento di elettrodotti esistenti, realizzati sul medesimo tracciato o che se ne discostano per un massimo di sessanta metri lineari e che non comportano una variazione dell'altezza utile dei sostegni superiore al trenta per cento dei medesimi.

L’applicazione della dichiarazione di inizio attività è subordinata al fatto che Terna disponga della legittima disponibilità delle aree interessate e che tali aree non siano assoggettate a vincoli ai sensi del Codice dei beni culturali e del paesaggio, ambientali, geologici ovvero idrogeologici.

Procedura autorizzativa per i data center (Articolo 8)

Al fine di superare la frammentazione regolatoria relativa ai data center, viene introdotta una procedura autorizzativa unica per la realizzazione o l’ampliamento dei data center e delle relative reti di connessione, di competenza dell’autorità che rilascia l’Autorizzazione Integrata Ambientale. Il procedimento non può superare dieci mesi, con tempi dimezzati per la VIA, e può essere prorogato solo in casi eccezionali e per un massimo di tre mesi. L’autorizzazione viene rilasciata ad esito di una conferenza di servizi nella quale sono coinvolte tutte le amministrazioni competenti, comprese quelle per la tutela ambientale, paesaggistica, dei beni culturali, della salute e della pubblica incolumità.

Riduzione del prezzo della bolletta gas per le imprese, misure in materia di mercati all'ingrosso del gas (Articoli 9 e 10)

Il GSE deve provvedere alla vendita del gas stoccato ai sensi dell'articolo 5-bis del decreto-legge 17 maggio

2022, n. 50 (ovverosia, quello necessario al c.d. "riempimento di ultima istanza") e al versamento delle risorse ricavate alla Cassa per i servizi energetici e ambientali (CSEA), al netto delle risorse necessarie all'operatività del servizio di liquidità. Sulla base delle risorse raccolte ARERA definirà le modalità di riduzione degli oneri e delle componenti tariffarie di trasporto e distribuzione del gas applicati ai clienti finali direttamente connessi alla rete di trasporto. 

È introdotto un nuovo “servizio di liquidità” per il mercato del gas all’ingrosso, gestito attraverso contratti tra Snam e operatori selezionati tramite gare. Gli operatori devono offrire gas nei mercati giornalieri a prezzi collegati al TTF (Title Transfer Facility), ricevendo un premio per il rischio di volatilità. 

L'obiettivo della misura è avvicinare il più possibile il prezzo del PSV (punto di scambio virtuale) e al TTF. 

Competitività delle imprese e decarbonizzazione delle industrie (Articolo 11)

Gas naturale 

È introdotta la possibilità, per i contitolari di concessioni di coltivazione di gas naturale, esistenti o da conferire, di partecipare individualmente alle procedure di approvvigionamento di lungo termine di gas naturale.

È inoltre previsto un procedimento unico, da concludersi entro sei mesi e comprensivo di tutte le valutazioni ambientali necessarie, per il rilascio di nuove concessioni, nonché per la proroga o la modifica di concessioni esistenti, ove finalizzate alla ripresa o all’incremento della produzione di gas naturale, includendo altresì le autorizzazioni delle opere necessarie all’attuazione dei relativi programmi di produzione.

Biometano

Le modifiche apportate al cd. "Decreto Agricoltura" prevedono che (i) nell'ambito dei contratti di cessione del biometano autoprodotto ai clienti hard to abate, le singole voci di costo dovranno essere previste in modo chiaro e trasparente, evitando la traslazione indiretta del costo delle garanzie d'origine e consentendo esclusivamente un corrispettivo per la gestione del contratto (oltre alla remunerazione del gas); (ii) il biometano incentivato ai sensi del Decreto Ministeriale 15 settembre 2022 può essere oggetto dei suddetti contratti nel limite del 35% dei consumi dei clienti hard to abate. Inoltre, è stata ammessa la possibilità per i clienti finali di concludere tali contratti in forma aggregata.

CCUS

In relazione alla cattura, trasporto, utilizzo e stoccaggio del biossido di carbonio (CCUS), per la prima volta ARERA avrà il compito di definire, entro 120 giorni, un primo quadro regolatorio per l’intera filiera. Si tratta di regole preliminari per l’accesso alla rete di trasporto della CO₂, per l’utilizzo dei siti di stoccaggio e per la contabilizzazione delle emissioni catturate.