Decreto Energia-Bollette

Il decreto-legge “Energia/Bollette” n. 21 del 20 febbraio 2026, recentemente approvato dal Governo italiano e attualmente in fase di conversione in legge, mira a contenere i prezzi dell'energia elettrica. Il decreto è stato pubblicato in Gazzetta Ufficiale ed è in vigore dal 21 febbraio 2026.

Sebbene le misure attuative siano ancora in fase di elaborazione, il meccanismo centrale del decreto prevede all'articolo 6 un intervento sul costo marginale della produzione di energia elettrica da gas mediante il rimborso di (i) alcune componenti della tariffa del trasporto del gas, con decorrenza dal 1° gennaio 2027; e (ii) costi dei permessi di emissione nell'ambito del sistema EU ETS commisurati al consumo di un impianto a ciclo combinato a gas (CCGT) efficiente.

Il rimborso dei costi ETS è espressamente subordinato all'autorizzazione preventiva della Commissione europea, ai sensi della disciplina sugli aiuti di Stato, a differenza della misura di rimborso delle componenti tariffarie del trasporto del gas.

Il decreto stabilisce che le risorse necessarie al rimborso siano reperite tramite specifiche componenti tariffarie applicate ai consumi di energia elettrica dei clienti finali, secondo criteri definiti dall'ARERA. Resta però ancora da definire come tali oneri verranno distribuiti tra le diverse categorie di utenti.

La misura è volta a ridurre la base di costo delle centrali termoelettriche e, poiché la produzione di energia elettrica da gas determina il prezzo all'ingrosso dell'energia elettrica in una quota significativa delle ore in Italia, l'effetto atteso è un adeguamento al ribasso dei prezzi di mercato.

 

Gli impatti della misura sul mercato elettrico italiano

Dal punto di vista economico, la riduzione dei prezzi all'ingrosso dell'energia elettrica avrebbe un impatto negativo sull'economia dei produttori di energia da fonti eoliche, idriche e solari.

Anche gli impianti di stoccaggio elettrico (BESS) potrebbero essere indirettamente interessati, in quanto la riduzione dei costi marginali del gas tende a ridurre la volatilità dei prezzi e gli spread tra i picchi di prezzo alto e basso, entrambi fattori chiave per il valore di arbitraggio.

L'area principale di preoccupazione è quindi il segmento merchant e, più in generale, per i progetti i cui ricavi sono esposti ai prezzi di mercato senza un meccanismo di stabilizzazione. I progetti che non sono stati interamente o in gran parte contrattualizzati con ricavi fissi o che dipendono dall'esposizione al mercato a breve termine, potrebbero subire una significativa riduzione dei ricavi attesi, se i prezzi all'ingrosso dell'energia elettrica dovessero diminuire in modo permanente.

Anche nei casi in cui i ricavi fissi siano contrattualizzati, è necessaria un'attenzione particolare. In particolare:

• i titolari di impianti senza un PPA a prezzo fisso, un CfD con il GSE, un tolling a prezzo fisso per i BESS o un'altra forma di ricavi effettivamente contrattualizzati sono più esposti a questo tipo di intervento normativo;
• anche nei casi in cui i titolari di impianti abbiano sottoscritto un PPA o un altro accordo a prezzo fisso, diventa fondamentale verificare che il contratto in questione escluda chiaramente la possibilità, per l'acquirente/toller o per la controparte, di invocare modifiche legislative che incidono sulla formazione dei prezzi dell'energia elettrica come motivo per richiedere la rinegoziazione del contratto, la risoluzione o altri rimedi contrattuali. I clienti finali con PPA a prezzo fisso hanno già considerato il costo dell'ETS nel prezzo concordato. L'eventuale applicazione di ulteriori oneri di sistema destinati a finanziare il rimborso dei costi ETS ai produttori termoelettrici rischierebbe di tradursi in una duplicazione del prelievo.

Il Decreto può sollevare interrogativi in merito all'applicabilità delle clausole di “modifica della legge” o simili nei contratti PPA, negli hedging finanziari e negli accordi di tolling, in particolare se tali clausole sono redatte in modo generico o se riconoscono la rilevanza di misure normative o quasi normative che incidono direttamente o indirettamente sulla ripartizione dei rischi e dei benefici delle parti.

Allo stesso tempo, il decreto sembra rafforzare l'importanza relativa dei regimi di sostegno regolamentati (come FER X, FER Z, il mercato della capacità e i meccanismi MACSE), che sono meno esposti alle dinamiche di prezzo di mercato. Ciò suggerisce un possibile spostamento, a medio termine, verso una riduzione dell'esposizione al mercato e una maggiore dipendenza da quadri di entrate regolamentati o quasi regolamentati.

 

Potenziali modifiche all'allocazione dei rischi nei contratti di offtake

Dato il potenziale impatto, suggeriamo di tenere conto di questo sviluppo normativo nell'allocazione dei rischi legali e commerciali di:

• progetti di energia rinnovabile merchant o parzialmente merchant;
• PPA, in particolare laddove i meccanismi di determinazione dei prezzi o di risoluzione potrebbero essere sensibili a modifiche regolatorie.
• progetti BESS e contratti di tolling, il cui valore è strettamente legato agli spread e alla volatilità.

In particolare, in caso di un significativo peggioramento della propria posizione contrattuale, una parte potrebbe essere tentata di esplorare i rimedi disponibili ai sensi della legge italiana, che includono la richiesta di risoluzione/rinegoziazione sulla base, tra l'altro, di:

1. eccessiva onerosità sopravvenuta, ai sensi dell'articolo 1467 del Codice Civile italiano;
2. sopravvenuta impossibilità parziale della prestazione, sulla base dell'impossibilità di beneficiare della causa concreta del contratto (cioè l'interesse essenziale di una parte all'adempimento di una particolare prestazione contrattuale da parte dell'altra parte);
3. un cambiamento delle ipotesi economiche implicite nella stipula del contratto (presupposizione contrattuale).

In ogni caso, se un contratto a titolo oneroso è qualificato come “contratto aleatorio”: (1) il rimedio dell'eccessiva onerosità sopravvenuta di cui al punto (i) sopra non sarà applicabile; e (2) vi sarà una rigorosa limitazione in relazione a qualsiasi richiesta di rinegoziazione/risoluzione per altri motivi, compresi quelli di cui ai punti (ii) e (iii) sopra. Nei “contratti aleatori”, il rapporto tra l'ammontare del beneficio e il rischio è sconosciuto e incerto per le parti coinvolte, poiché dipende interamente da eventi al di fuori del loro controllo.

 

Conclusioni

È probabile che il meccanismo di rimborso del costo del carbonio e di componenti della tariffa di trasporto del gas, introdotto dal decreto, influenzi indirettamente la formazione dei prezzi all'ingrosso dell'energia elettrica, nonostante la definizione di molti aspetti della misura (ad esempio, l'entità del rimborso, i tempi e le relative procedure) dipenderà dalle misure di attuazione che verranno adottate (il Parlamento italiano dovrà convertire il decreto in legge e l'ARERA dovrà pubblicare le norme operative) e dall'interazione con la Commissione UE.

Sebbene sia lecito attendersi che il Parlamento italiano confermi il decreto come legge, vista la convergenza con il Governo, il controllo della Commissione europea in relazione alla disciplina sugli aiuti di Stato, ai sensi dell'articolo 108 del TFUE, potrebbe essere approfondito ed estendersi al rimborso delle componenti del trasporto del gas, nonostante la relativa efficacia non sia stata formalmente subordinata all'approvazione della Commissione europea, diversamente dall'efficacia del rimborso dei costi ETS.

Se la misura di rimborso delle componenti del trasporto del gas acquisisse efficacia dal 1° gennaio 2027 e fosse qualificata come aiuto di Stato, la sua attuazione in violazione dell'obbligo di notifica configurerebbe un aiuto illegale, con conseguente ordine di recupero comprensivo degli interessi, qualora la Commissione adottasse una decisione negativa. In virtù dell'obbligo di standstill, i progetti di nuovi aiuti devono infatti essere notificati alla Commissione europea e non possono essere attuati prima della decisione di approvazione.

Ai fini della qualificazione come aiuto di stato ai sensi dell'articolo 107, paragrafo 1, del TFUE, una misura deve soddisfare le seguenti condizioni: (i) deve essere concessa dallo Stato o tramite risorse statali; (ii) deve conferire un vantaggio selettivo a determinate imprese; (iii) deve distorcere (anche potenzialmente) la concorrenza; e (iv) deve incidere sugli scambi tra gli Stati membri.