Con il Testo Unico FER il baricentro del rischio per chi investe nelle rinnovabili si è spostato dalla tecnologia all’iter autorizzativo. Il caso degli impianti in area industriale e l’insidia del cumulo mostrano perché, oggi, il vantaggio competitivo si gioca sulla qualità dei documenti.

La transizione energetica viene raccontata quasi sempre come una storia di tecnologia: pannelli più efficienti, accumuli più capienti, reti più intelligenti. Ma chi affianca le imprese che investono concretamente nelle rinnovabili sa che la variabile decisiva, oggi, è un’altra. Il rischio di un progetto fotovoltaico non si annida più nei moduli, bensì negli atti, nelle soglie e nelle procedure. È un cambiamento silenzioso, ma profondo, e cambia il modo in cui un investimento va pensato fin dal primo giorno.
Il Testo Unico FER – il decreto legislativo 25 novembre 2024, n. 190, in vigore dal 30 dicembre di quell’anno e oggi integrato dal correttivo (D.Lgs. 26 novembre 2025, n. 178, in vigore dall’11 dicembre 2025) – ha riordinato in un quadro unico i regimi per autorizzare gli impianti a fonti rinnovabili, articolandoli su tre livelli: attività libera, procedura abilitativa semplificata e autorizzazione unica. La logica è quella della semplificazione, e in molti casi funziona davvero. Le aree industriali, ad esempio, sono considerate idonee per la realizzazione di impianti, con iter alleggeriti e con il parere paesaggistico che, in area idonea, diventa obbligatorio ma non vincolante. Per un’impresa che dispone di tetti, piazzali o terreni produttivi inutilizzati, l’occasione è evidente.
Il punto è che la semplificazione non significa assenza di regole: significa regole diverse, spesso più sottili. E la più sottile di tutte è il cosiddetto effetto cumulo.

Il cumulo: quando due impianti diventano uno
Il Testo Unico stabilisce che un progetto si considera unico quando contempla più interventi sulla medesima fonte, localizzati in aree vicine e riconducibili a uno stesso centro di interessi; e che, in questi casi, la potenza rilevante è la somma delle potenze dei singoli interventi (art. 6, comma 3, del D.Lgs. 190/2024, come riformulato dal correttivo D.Lgs. 178/2025). Tradotto: un’azienda che ha già, ad esempio, un impianto fotovoltaico e ne aggiunge un secondo accanto al primo non può trattare il nuovo come un’iniziativa indipendente. I due impianti, agli occhi della legge, fanno numero insieme.
La conseguenza è tutt’altro che teorica, perché è proprio sulla potenza complessiva che si misurano le soglie. In area a destinazione industriale, artigianale o commerciale, un impianto fotovoltaico a terra fino a 5 MW rientra nell’attività libera (Allegato A); tra 5 e 15 MW richiede la procedura abilitativa semplificata («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», Allegato B); oltre, l’autorizzazione unica (Allegato C del D.Lgs. 190/2024). Va ricordato che si tratta delle soglie statali di riferimento: nel recepimento, le Regioni e le Province autonome possono innalzare le soglie di potenza degli Allegati A e B, mentre restano ferme quelle ambientali di cui si dirà.
Ma la soglia che davvero pesa è quella ambientale, ed è qui che il cumulo morde. La verifica di assoggettabilità a VIA (screening) scatta, in via ordinaria, già sopra il megawatt per gli impianti industriali non termici per la produzione di energia, vapore ed acqua calda — categoria in cui rientra il fotovoltaico a terra — ai sensi dell’Allegato IV, punto 2, lettera b), della Parte Seconda del D.Lgs. 152/2006. Questa soglia, però, è innalzata nelle aree idonee e nelle zone di accelerazione per cui lo screening di livello regionale opera oltre i 12 MW e quello statale oltre i 25 MW; nelle aree a destinazione industriale la soglia dello screening regionale sale a 15 MW e quella statale a 30 MW (Allegato II-bis della Parte Seconda del D.Lgs. 152/2006, come modificato dal Testo Unico FER). Significa che la somma di due impianti può spostare un progetto al di là di una soglia che, presi singolarmente, nessuno dei due avrebbe varcato — e che il margine fra screening regionale e statale, oltre a cambiare l’iter, cambia l’autorità competente.
A complicare il quadro interviene un meccanismo spesso trascurato: il decreto ministeriale 30 marzo 2015, n. 52, adottato ai sensi dell’art. 15 del D.L. 91/2014 e richiamato, per le soglie degli Allegati II-bis e IV, dall’art. 6, commi 6 e 7, del D.Lgs. 152/2006, che in presenza di impatti cumulativi con progetti della stessa categoria nel medesimo ambito territoriale può ridurre del 50% le soglie di assoggettabilità. È un intreccio in cui la differenza tra un percorso di pochi mesi e uno di un paio d’anni si decide su una manciata di megawatt e sulla corretta lettura di come si sommano — tanto più che l’operatività del dimezzamento, in particolare la sua estensione ai progetti in Allegato II-bis (screening statale), resta oggetto di letture non univoche da parte della stessa amministrazione (si vedano gli interpelli MASE n. 78117/2024 e n. 207198/2024, di segno opposto).

L’insidia del frazionamento
Di fronte a queste soglie, la tentazione più pericolosa è la più ovvia: presentare due istanze separate per restare, sulla carta, sotto i limiti. È esattamente ciò che la norma chiama frazionamento artificioso, e che nei casi più gravi può arrivare fino alla decadenza degli incentivi e al recupero delle somme percepite. La stessa disciplina degli incentivi considera unico l’insieme di impianti alimentati dalla stessa fonte, nella disponibilità del medesimo produttore, su particelle catastali contigue (art. 5, comma 2, lettera b, del D.M. 23 giugno 2016, fermo restando il divieto di artato frazionamento di cui all’art. 29 del medesimo decreto). Chi prova a smontare un progetto per farlo passare inosservato non aggira il rischio, lo moltiplica.
La strada corretta è opposta e, paradossalmente, più semplice: la trasparenza. Dichiarare il cumulo, calcolare la potenza complessiva, dimostrare il rispetto delle soglie e, dove serve, anticipare il confronto con l’amministrazione competente per cristallizzare il regime applicabile prima di presentare l’istanza. Un progetto che mette le carte in tavola è un progetto difficile da contestare.

Cosa dicono i giudici (2025-2026)
La giurisprudenza amministrativa più recente conferma il divieto, ma ne ridisegna i confini in senso garantista per gli operatori – un dato che vale soprattutto per il profilo degli incentivi. Il Consiglio di Stato ha ribadito che il frazionamento artificioso presuppone un requisito oggettivo: gli impianti devono insistere sulla medesima particella catastale o su particelle contigue; in difetto di tale contiguità, la contestazione non regge (Cons. Stato, Sez. II, n. 9961/2025, che ha annullato la rideterminazione della potenza operata dal GSE e ha indicato che: “un requisito oggettivo è relativo a quelle caratteristiche degli impianti che inducono a considerarli un impianto unico, ossia il fatto che siano alimentati dalla stessa fonte, posti a monte di un unico punto di connessione alla rete elettrica, localizzati sulla medesima particella catastale o su particelle contigue, ed eventualmente aventi un unico nodo di raccolta dell’energia” e “un requisito soggettivo, relativo alla disponibilità del medesimo produttore ovvero alla riconducibilità, a livello societario, a un unico produttore”). La sola condivisione del punto di connessione, la prossimità degli impianti o il collegamento societario sono indizi (o anche definiti “elementi indicativi” dalla giurisprudenza richiamata), non prove: non bastano, da soli, a dimostrare l’abuso (Cons. Stato n. 2252/2025; TAR Lazio n. 7600/2026), anche in ragione del legittimo affidamento dell’operatore. È chiaro che i rimandi alla giurisprudenza devono essere valutati caso per caso per non rischiare un rimando generalizzato.
Per chi investe, la lettura è duplice: il rischio di contestazioni pretestuose si è ridotto, ma il presidio resta la coerenza documentale, perché è proprio sugli indici sintomatici – e sulla loro smentita – che si gioca la partita.

Il vero vantaggio competitivo
È qui che il discorso si chiude e torna al punto di partenza. Per molto tempo, valutare un investimento fotovoltaico ha significato soprattutto stimare rendimenti e tempi di rientro. Oggi quella valutazione è incompleta se non incorpora il rischio autorizzativo: la classificazione urbanistica dell’area, l’effetto cumulo con impianti esistenti, le soglie ambientali, i nuovi obblighi di sostenibilità introdotti dal correttivo (come la gestione delle acque meteoriche sulle superfici impermeabilizzate), la coerenza tra ciò che si dichiara e ciò che si costruisce. Sono elementi che non si vedono nei rendering, ma che determinano se e quando un impianto entrerà davvero in esercizio.
La lezione, per le imprese, è che la transizione premia chi la amministra con metodo. Non basta avere la tecnologia giusta: serve la qualità dei documenti, la solidità dei contratti, la pulizia delle procedure. È la parte meno appariscente di un progetto energetico, ed è diventata quella in cui si vince o si perde. Anticipare – mettere in ordine dati, ruoli e atti prima che una scadenza diventi un’urgenza – non è prudenza eccessiva: è, semplicemente, la nuova forma del vantaggio competitivo.

Nota redazionale: il quadro normativo è in evoluzione (recepimenti regionali del Testo Unico FER e disciplina delle aree idonee introdotta dal D.L. 175/2025, conv. L. 4/2026). Le soglie indicate riflettono il regime statale vigente alla data di redazione, salvo diverso e più favorevole regime regionale.

L’aggiornamento della legge europea sul clima e la recente revisione del sistema di scambio di quote di emissione di gas a effetto serra (EU ETS) hanno riportato al centro del dibattito pubblico e industriale il tema dei crediti di carbonio, spesso evocati come possibile strumento di compensazione degli obblighi derivanti dall’ETS2, il nuovo sistema europeo per edifici, trasporto stradale e ulteriori settori.
Si tratta, tuttavia, di una prospettiva che non trova riscontro nel diritto vigente dell’Unione europea e che rischia di alimentare aspettative non coerenti con l’attuale quadro normativo.
Accanto a questo dato, sta però emergendo un secondo filone di crescente interesse, distinto dall’ETS ma pienamente legittimo: lo sviluppo di crediti di carbonio locali lungo le filiere produttive delle imprese. Un ambito che, pur non incidendo sulla compliance ETS2, presenta ricadute rilevanti in termini di strategia industriale, rendicontazione di sostenibilità e posizionamento competitivo nel medio‑lungo periodo.

L’ETS2 è stato introdotto dalla Direttiva (UE) 2023/959, che ha modificato la Direttiva 2003/87/CE, ed è stato recepito in Italia con il decreto legislativo 10 settembre 2024, n. 147. Il nuovo sistema estende il carbon pricing ai combustibili utilizzati negli edifici, nel trasporto stradale e in altri settori non ricompresi nell’ETS1, adottando un modello a monte per i soggetti regolamentati – i fornitori che immettono in consumo combustibili e carburanti – e a valle per i consumatori finali, sui quali i costi saranno progressivamente ribaltati.
L’ETS2 non prevede assegnazioni gratuite pertanto le quote di emissione dovranno essere interamente acquistate all’asta. Gli obblighi di monitoraggio, rendicontazione e verifica sono già operativi dal 2025, mentre l’avvio del mercato e dell’obbligo di restituzione delle quote è fissato al 1° gennaio 2028.
Nel quadro giuridico attuale la disciplina è inequivoca: gli obblighi ETS2 possono essere adempiuti esclusivamente mediante la restituzione di quote EUA2. Non è ammesso l’utilizzo di crediti di carbonio, né di origine internazionale né domestica, per la compliance. Qualsiasi ipotesi di compensazione diretta resta quindi giuridicamente inammissibile allo stato del diritto positivo.

Parte della confusione che circonda il tema nasce dal frequente richiamo alla soglia del 5%, talvolta presentata come una finestra di flessibilità applicabile anche all’ETS. In realtà, tale riferimento appartiene a un ambito normativo del tutto distinto, legato alla definizione del nuovo obiettivo climatico dell’Unione europea al 2040, che prevede una riduzione del 90% delle emissioni nette rispetto ai livelli del 1990. In quel contesto, è stato ipotizzato che, a partire dal 2036, gli Stati membri possano coprire fino al 5% dell’obiettivo complessivo attraverso crediti internazionali di alta qualità conformi all’articolo 6 dell’Accordo di Parigi. Questa flessibilità riguarda la Climate Law e i contributi determinati a livello nazionale (Nationally Determined Contributions – NDC), non il funzionamento dell’ETS, e non consente in alcun modo l’impiego di crediti per la restituzione delle quote ETS2.
Un ulteriore tassello del nuovo quadro europeo è rappresentato dal Carbon Removals and Carbon Farming Certification Framework (CRCF), istituito con il Regolamento (UE) 2024/3012. Il CRCF introduce una certificazione europea volontaria per le rimozioni permanenti di carbonio, per il carbon farming e per lo stoccaggio del carbonio nei prodotti. Anche in questo caso, i confini giuridici sono netti: il CRCF non modifica l’ETS2, non introduce meccanismi compensativi e non consente l’utilizzo delle rimozioni certificate ai fini della compliance. Rappresenta piuttosto la base tecnica di un possibile futuro mercato regolato delle rimozioni, demandato a eventuali revisioni legislative future.

Proprio perché esclusi dal perimetro della compliance ETS, i crediti di carbonio volontari trovano oggi uno spazio di sviluppo pienamente legittimo al di fuori degli obblighi regolatori, in particolare lungo le filiere produttive. Il diritto dell’Unione europea consente – e in parte incoraggia – tali strumenti, a condizione che siano addizionali rispetto agli obblighi normativi, fondati su sistemi di misurazione e verifica certi, privi di doppio conteggio con politiche pubbliche o sistemi ETS e utilizzati in modo coerente per finalità volontarie, di rendicontazione CSRD o per claim ambientali prudenti e difendibili.
Rientrano in questo ambito interventi come l’efficientamento energetico, l’elettrificazione e il fuel switch dei processi industriali, il ricorso a biometano o idrogeno low‑carbon dove non imposto dalla normativa, nonché i progetti di carbon farming, biochar, gestione forestale o stoccaggio del carbonio in prodotti a lunga durata. Iniziative che non riducono gli obblighi ETS2, ma che generano valore su un piano distinto e crescente.

Sotto il profilo giuridico ed economico, i crediti di filiera non sostituiscono la restituzione delle quote ETS2 e non incidono sulla compliance. La loro funzione è un’altra. Da un lato, rafforzano la rendicontazione di sostenibilità in ambito CSRD ed ESRS, contribuendo a dimostrare riduzioni reali delle emissioni di Scope 3, se correttamente contabilizzate. Dall’altro, costituiscono una vera e propria palestra regolatoria in vista dell’attuazione futura del CRCF. Infine, offrono alle imprese capofila un vantaggio competitivo concreto, riducendo il rischio climatico della supply chain e aumentando la resilienza degli approvvigionamenti.
In questo senso, l’ETS2 agisce come un catalizzatore indiretto. L’impossibilità di compensare gli obblighi con crediti rende questi ultimi più selettivi e strategici. Il segnale di prezzo applicato ai combustibili fossili spinge verso una riduzione strutturale dei consumi e indirizza gli investimenti verso soluzioni che, pur non rilevanti per la compliance, generano crediti volontari di alta qualità.

Ne emerge un ecosistema nel quale l’ETS2 disciplina il costo del carbonio fossile, mentre i crediti di filiera valorizzano la riduzione anticipata e certificata delle emissioni.
In conclusione, l’ETS2 non è compensabile con crediti di carbonio e non lo sarà nel breve periodo. Ma limitare l’analisi all’alternativa “ETS sì, crediti no” significa non cogliere il disegno più ampio che il legislatore europeo sta costruendo. I crediti di carbonio locali di filiera, se ben progettati, non servono a eludere l’ETS2, ma ad anticipare l’evoluzione regolatoria, rafforzare la rendicontazione e preparare le imprese ai mercati regolati di domani.
L’ETS2 non si compensa. Ma la filiera che riduce e certifica oggi, domani avrà un vantaggio negoziabile.

pubblicato su Partner24Ore Network