Il c.d. DL Bollette (DL 21 del 2026), approvato in Consiglio dei Ministri lo scorso 18 febbraio, è stato pubblicato nella Gazzetta Ufficiale di venerdì 20 febbraio, trasmesso alla Camera e assegnato alla Commissione Attività Produttive per l’avvio dell’esame in sede referente.
Il decreto introduce riforme strutturali per accelerare il rifacimento degli impianti esistenti e facilitare gli accordi di vendita diretta tra produttori e imprese. Di seguito una breve analisi dei contenuti degli articoli di maggior interesse:
- Riduzione ASOS e Repowering (art. 2) con un meccanismo volontario Conti Energia I-IV prevede che i responsabili di impianti > 20 kW con incentivi in scadenza dal 2029 possano optare per una riduzione della tariffa premio
- all’85% (fino a fine 2027 con 3 mesi di proroga);
- al 70% (fino a fine 2027 con 6 mesi di proroga).
Entro il 30 settembre 2026, i titolari possono uscire dai regimi incentivanti dal 2028 (entro un limite di 10 GW totali) ricevendo un corrispettivo pari al 90% del valore attualizzato dei flussi residui. Gli impianti ammessi devono essere sottoposti a rifacimento integrale nel triennio 2028-2030, raddoppiando la producibilità (o aumentando del 40% per impianti agricoli/su tetto). Gli interventi di rifacimento totale in aree industriali diventano “attività libera”, indipendentemente dalla potenza risultante. Si allineano, quindi, i termini di versamento degli oneri ASOS/ARIM dai distributori alla CSEA, generando un incasso anticipato strutturale. Il comma 8, in particolare, recepisce le sollecitazioni di Confapi prevedendo che la riduzione degli oneri di sistema sia prevista per le utenze non domestiche in Media Tensione (MT), in Alta (AT) ed Altissima Tensione (AAT) a differenza del precedente DL Bollette (DL 19/2025) che prevedeva tale riduzione solo per le utenze non domestiche in bassa tensione (BT) e quindi, escludendo la gran parte delle PMI industriali. Una delibera di ARERA prevederà i criteri e le modalità per la riduzione degli oneri. Sono esclusi i grandi energivori già iscritti negli elenchi CSEA e le utenze con regimi tariffari speciali (es. ex D.L. 91/2014).
Contratti PPA per PMI (art. 4): introduce misure per promuovere i contratti a lungo termine (PPA) di energia rinnovabile per le PMI, come sollecitato da Confapi. La bacheca del GSE viene adeguata con sezioni dedicate a contratti di almeno tre anni, consentendo anche aggregazioni della domanda in base a settori o profili di consumo. Il GSE assume il ruolo di garante di ultima istanza per minimizzare i rischi dei contraenti, con il supporto di SACE S.p.A. che può rilasciare garanzie fino a 250 milioni di euro per il 2026. L’ Acquirente Unico svolgerà servizi di aggregazione per favorire la partecipazione delle PMI ai contratti di lungo termine nonché attività formative. Si superano i limiti quinquennali per i contratti per differenza, adattandoli meglio alle esigenze di mercato.
Bioenergie (art. 5): interviene sui costi delle bioenergie, aggiornando i meccanismi dei prezzi minimi garantiti per impianti a bioliquidi, biogas e biomasse. I nuovi criteri privilegiano gli impianti asserviti a processi produttivi (autoproduzione) e definiscono un numero massimo di ore di funzionamento incentivabile per garantire la flessibilità del sistema. Sono stabiliti precisi limiti di spesa annui (tendenziali), con l’obbligo di riconversione a biometano entro il 2030 per gli impianti a biogas sopra i 300 kW.
Mercato all’ingrosso e REMIT (art. 6): mira a rafforzare la concorrenza e ridurre il costo del gas per la produzione elettrica. ARERA dovrà monitorare le condotte degli operatori per evitare il “trattenimento economico” di capacità. Dal 2027, i produttori termoelettrici potranno ricevere il rimborso di oneri tariffari sul gas, a condizione che tali risparmi siano trasferiti integralmente nelle offerte di vendita dell’energia elettrica.
Connessione alla rete (art. 7): introduce riforme per la connessione alla rete degli impianti rinnovabili e di accumulo. Terna dovrà pubblicare la capacità massima addizionale disponibile per ogni porzione di rete. ARERA è incaricata di aggiornare le condizioni di connessione, prevedendo procedure trasparenti e la possibilità di rilasciare soluzioni “in eccesso” rispetto alla capacità massima, ma con assegnazione definitiva solo a chi possiede titoli abilitativi. Sono inoltre semplificate le procedure autorizzative per gli interventi di potenziamento della rete nazionale.
Procedimento Unico Data Center (art. 8): istituisce un procedimento unico per l’autorizzazione di nuovi centri dati (Data Center) e delle relative reti di connessione. Il processo, gestito dall’autorità competente per l’AIA, deve concludersi entro 10 mesi, con termini dimezzati per le valutazioni ambientali. Se il progetto è dichiarato di interesse strategico nazionale, si applicano procedure ulteriormente accelerate (DL 104/2023)
Vendita scorte e riduzione tariffe (art. 9): prevede misure per ridurre le bollette del gas delle imprese tramite la vendita del gas stoccato dal GSE e dalle imprese di trasporto. I proventi (stimati in oltre 600 mln. di euro) saranno utilizzati da ARERA per ridurre, fino a fine 2026, gli oneri di trasporto e distribuzione per i clienti industriali (con consumi superiori a 80.000 smc/anno) e i “gasivori”.
Servizio di liquidità ARERA (art. 10): introduce un servizio di liquidità per integrare il mercato italiano con quello europeo, contrastando il cumulo dei costi di trasporto dall’Europa del Nord. Operatori selezionati avranno l’obbligo di offrire determinati quantitativi di gas a prezzi legati al mercato TTF olandese. Viene inoltre richiesta una proposta per integrare pienamente i mercati italiano e tedesco attraverso la Svizzera. Il meccanismo ha un limite di 200 milioni di euro e rimarrà operativo fino all’esaurimento delle risorse.
GAS Release e CCS (art. 11): aggiorna le norme per l’approvvigionamento di lungo termine di gas nazionale per i settori “hard-to-abate“. Vengono semplificati i procedimenti per le concessioni di coltivazione, con termini di conclusione di sei mesi. Sono introdotte disposizioni sulla trasparenza dei costi nei contratti di compravendita di biometano e viene dato mandato ad ARERA di definire un quadro preliminare per l’accesso alle reti di cattura e stoccaggio della CO2 (CCUS). Viene chiarito che l’autoconsumo di biometano include anche il consumo in siti diversi da parte di clienti industriali difficili da decarbonizzare.