L'articolo CORRISPETTIVI GSE NELLE DICHIARAZIONI PRECOMPILATE proviene da Externa Srl.

L’ADM precisa che l’EIN è esente da accisa (art.52, comma 3, lettera a del TUA).

L’onere di inserire nella propria dichiarazione telematica doganale (annuale/semestrale) i kWh di energia immessa negativa viene affidato al soggetto obbligato, che può essere:

• Il produttore di un impianto fotovoltaico di potenza > 200 kW che acquista sul mercato l’energia elettrica per l’UPSA, solo nel caso in cui abbia richiesto all’ufficio doganale competente di venire riconosciuto come soggetto obbligato. Per far ciò deve aver presentato una denuncia integrativa per il rilascio di una licenza di esercizio commerciale, soggetta a diritti annuali pari a € 77,47.
• l’utente del dispacciamento, ossia il trader che compra l’energia prodotta dall’impianto e vende all’impianto l’energia per alimentarne la produzione (l’EIN appunto), laddove il produttore non si sia qualificato come soggetto obbligato.

La circolare

L'articolo ENERGIA IMMESSA NEGATIVA NELLA DICHIARAZIONE DOGANALE proviene da Externa Srl.

La revisione del regolamento del dicembre 2023 si concentra in particolare sull’aggiornamento dell’elenco delle violazioni, sia quelle che comportano la decadenza degli incentivi (Allegato 1) che quelle che portano alla decurtazione (Allegato 2).

In tale ambito, è stato previsto che le dichiarazioni non veritiere possano comportare una decurtazione del 10% in luogo della revoca, qualora risultino imputabili a soggetti terzi (quali progettisti, EPC…) e il soggetto responsabile si sia costituito parte civile in un procedimento penale.

Anche in caso di artato frazionamento e conseguente revoca dell’incentivo da parte del GSE, il Regolamento riconosce al soggetto responsabile la possibilità di fare istanza di tariffa incentivante su un unico impianto di potenza pari alla somma degli impianti del lotto.

In caso di segnalazione spontanea della violazione da parte del soggetto responsabile, il Regolamento ora prevede la riduzione della decurtazione in misura fissa del 50%.

La presenza di moduli fotovoltaici privi delle certificazioni di legge comporta una decurtazione dell’incentivo, ma in misura proporzionale.

Al GSE è riconosciuto un margine di discrezionalità nell’applicazione delle misure, potendo optare, nei casi concreti, per la decurtazione in luogo della revoca oppure per il riconoscimento di una tariffa incentivante diversa da quella originariamente richiesta. A titolo esemplificativo, ciò può avvenire nei casi in cui venga applicata la tariffa prevista per impianti a terra anziché quella per serre fotovoltaiche, laddove sia accertata la mancata o parziale coltivazione dell’area sottostante.

Il Regolamento

L'articolo AGGIORNATO IL REGOLAMENTO CONTROLLI DEL GSE proviene da Externa Srl.

Si tratta di un documento tecnico volto a pianificare e a stimare con precisione gli oneri e le attività necessarie per la rimozione completa dell’impianto al termine della sua vita utile e il ripristino del sito allo stato originale o a una diversa destinazione d’uso. Questo tipo di analisi si concentra solitamente sullo scenario peggiore, il più oneroso, quello cioè in cui tutti i componenti dell’impianto diventino rifiuto da smaltire, senza che nulla possa essere recuperato, riutilizzato o rivenduto.

A cosa serve?

Questo documento viene spesso richiesto in ambito autorizzativo, soprattutto nel caso di impianti di grandi dimensioni, per garantire il ripristino dello stato originario dei luoghi al termine del ciclo di funzionamento dell’impianto e per assicurarsi che tali costi non pesino sulla collettività o sugli enti pubblici. Nel contesto autorizzativo (PAS/AU), infatti, questo tipo di perizia è utile e necessaria per definire e giustificare l’ammontare della fideiussione obbligatoria da fornire all’ente a tutela del ripristino dei luoghi, anche in caso di fallimento del titolare.

La stima puntuale dei costi di smantellamento è preziosa anche in molte altre circostanze, tutte quelle, cioè, che richiedono un business plan dettagliato e affidabile. La dismissione, infatti, è un costo certo, ancorché stimato, che dovrà essere sostenuto in futuro. Per questo motivo la sua stima accurata assume un valore strategico in numerosi contesti. Si pensi a:

• operazioni di compravendita,
• finanziamenti o mutui,
• due diligence,
• cessione del diritto di superficie,
• stipula di coperture assicurative,
• pianificazione di interventi di revamping o di sostituzioni all’interno dell’impianto,
• pratiche successorie,
• richieste di incentivi pubblici o di detrazioni fiscali,
• procedure giudiziarie o stragiudiziali.

Per di più, nel 2024 l’Agenzia delle Entrate ha stabilito l’obbligo di indicare i costi di smantellamento dell’impianto e di ripristino dei luoghi nello stato patrimoniale dei bilanci delle società proprietarie.

In che cosa consiste?

L’analisi solitamente si compone di più sezioni.

Innanzitutto, viene definito l’elenco dei componenti dell’impianto, con le relative caratteristiche tecniche.

Successivamente si dettagliano tutte le fasi delle operazioni di dismissione necessarie: la messa fuori servizio, la messa in sicurezza elettrica, lo smontaggio dell’impianto (moduli, strutture di sostegno, fondazioni e cabine, estrazione di cavi interrati), le operazioni di gestione dei rifiuti e le operazioni di sistemazione del terreno per la necessaria riqualifica dell’area.

Si passa poi alla classificazione dei materiali di risulta e, per ciascun tipo, alle modalità di raccolta, stoccaggio temporaneo e trasporto verso impianti di trattamento autorizzati ai sensi della normativa ambientale vigente. Lo smaltimento dei moduli fotovoltaici in quanto RAEE, in particolare, comporta l’analisi delle procedure burocratico-amministrative obbligatorie e dei relativi costi.

Segue lo studio delle attività necessarie per ripristinare il terreno allo stato originale, che dipendono molto dalla complessità delle opere civili realizzate in fase di costruzione (strade, fondazioni, cavidotti, o rifacimento di lastrici solari): maggiori le opere costruttive, più onerose le attività di distruzione e conferimento in discarica. Per il terreno vengono anche previste attività di concimazione e ri-vegetazione per garantire il ritorno alla produttività del suolo.

Una volta definite tutte le attività da svolgere, vi è la valutazione economica di ciascuna di esse considerando la manodopera specializzata, i mezzi e le attrezzature, i costi di trasporto, gli oneri di smaltimento dei rifiuti e le eventuali opere accessorie o di ripristino.

Infine, la relazione termina con le conclusioni e l’asseverazione del tecnico incaricato che attesta la correttezza delle procedure previste, certifica la conformità alle normative vigenti e alle prescrizioni degli enti competenti e del GSE.

La perizia è uno strumento di tutela tecnica, amministrativa e legale sia per il proprietario dell’impianto che per gli enti coinvolti, garantendo la tracciabilità delle operazioni di dismissione e la conformità alle prescrizioni della normativa nazionale e, spesso, delle linee guida regionali o dei regolamenti comunali.

Externa, grazie all’esperienza decennale nella gestione full di impianti fotovoltaici, è in grado di effettuare un’analisi approfondita del fine vita dell’impianto secondo le esigenze che la rendono necessaria.

L'articolo PERIZIA DI STIMA DEI COSTI DI DISMISSINE DI IMPIANTI FOTOVOLTAICI REDATTA DA TECNICO INDIPENDENTE proviene da Externa Srl.

Frequenza delle dichiarazioni di consumo: La cadenza di presentazione di queste dichiarazioni obbligatorie diventa semestrale solo per i soggetti obbligati, titolari di licenza di officina elettrica, quindi impianti in SEU e impianti in autoconsumo non abitativo. Al contrario, gli impianti autorizzati solo con codice ditta – soggetti privi di licenza, che non rientrano tra i soggetti obbligati – mantengono la dichiarazione con cadenza annuale ai sensi dei commi 3 e 4 dell’art.56bis del TUA. Quest’ultima categoria comprende principalmente gli impianti in regime di cessione totale, vale a dire quelli che cedono alla rete tutta l’energia che producono.

Mentre la dichiarazione annuale mantiene la scadenza di presentazione dal 1° gennaio al 31 marzo dell’anno successivo, la dichiarazione semestrale segue il seguente calendario: per il 1° Semestre (gennaio-giugno) va presentata dal 1° luglio al 30 settembre, mentre per il 2° Semestre (luglio-dicembre) dal 1° gennaio al 31 marzo dell’anno successivo.

Entro la fine del mese di presentazione della dichiarazione semestrale, i soggetti obbligati tenuti al versamento delle accise sull’energia venduta (SEU) devono effettuare il versamento dell’eventuale conguaglio emerso nella dichiarazione stessa. Qualora dalla dichiarazione risultassero somme versate in eccedenza, invece, le stesse verranno detratte dai successivi versamenti di accisa fino al loro completo esaurimento oppure richieste a rimborso.

Versamento Accise: il versamento delle accise – ad esempio impianti in SEU poiché vendono l’energia ai clienti finali – non dovrà più essere effettuato entro il giorno 16, ma entro la fine del mese. Inoltre le accise non verranno più calcolate con acconti fissi sulla base della produzione dell’anno precedente seguiti da conguaglio, ma verranno calcolate di mese in mese sulla base dei quantitativi di energia elettrica effettivamente autoconsumata (venduta al consumatore finale) nel mese precedente. I produttori, quindi, dovranno effettuare il calcolo delle accise dovute di mese in mese e versarle entro la fine del mese successivo.

Cauzione ad avvio attività: per i soggetti sottoposti ad accisa, a partire dal 1° gennaio 2026 la cauzione di inizio attività dovrà essere prestata in misura pari al 15% dell’accisa annua, determinata sulla base dei dati dichiarati in denuncia e di quelli eventualmente disponibili presso le dogane. Le nuove disposizioni stabiliscono inoltre un meccanismo di adeguamento trimestrale della cauzione entro la fine del primo mese successivo al trimestre di riferimento. Tale adeguamento non deve mai essere inferiore alla media aritmetica dell’accisa dovuta nei tre mesi precedenti. Nessun adeguamento è richiesto, però, se l’aumento della cauzione è inferiore al 10% del suo valore. L’omesso adeguamento secondo i termini di legge (art. 64, comma 2) comporta la revoca dell’autorizzazione o della licenza.

Estratto del TUA (D.lgs 504/1995 aggiornato al 2026)

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In sintesi, la Corte ha stabilito come gli standard europei in ambito energetico (direttiva 2019/944, direttiva 2018/2001 e regolamento 2022/1854) non ostino ad una normativa nazionale più restrittiva, come è il caso dell’art.15bis del DL 4/2022 e delle disposizioni correlate. Le questioni sollevate – compatibilità, periodo di riferimento per il calcolo del tetto ai prezzi e assenza di misure analoghe rivolte agli altri produttori di energia, in particolare da fonti fossili – non sono incompatibili con la normativa europea. La valutazione, invece, se il decreto italiano comprometta i segnali di investimento e non assicuri la copertura di investimenti e costi di esercizio viene considerata di natura materiale, intrinseca del mercato nazionale e delle circostanze di diritto e di fatto: rientra pertanto nelle competenze del giudice nazionale, in questo caso del ricorrente TAR Milano.

La corte ha infatti precisato che sarà il TAR a dover verificare se:

• il tetto italiano abbia colpito solo i ricavi eccedenti, quelli cioè non ipotizzabili in fase di investimento;
• il tetto non abbia compromesso gli investimenti nelle rinnovabili;
• la struttura dei costi degli impianti rinnovabili sia rimasta sostanzialmente inalterata nonostante l’aumento dei prezzi dell’energia;
• il prelievo extraprofitti abbia compromesso i segnali di investimento e non abbia assicurato la copertura di investimenti e costi di esercizio;
• tali prelievi siano stati utilizzati per finanziare misure di sostegno ai clienti finali di energia elettrica.

Nei prossimi 90 giorni verrà presentata al tribunale regionale istanza di fissazione dell’udienza. Dopo tale periodo potranno essere presentati documenti e memorie e il TAR procederà col fissare l’udienza pubblica.

La sentenza

L'articolo PUBBLICATA LA SENTENZA DELLA CORTE DI GIUSTIZIA EUROPEA SUL CONTENZIOSO EXTRAPROFITTI proviene da Externa Srl.

In questo scenario Arera – l’Autorità che regola energia, reti e ambiente – è intervenuto con una serie di provvedimenti per la sicurezza del sistema elettrico. Il primo passo risale al 2014 con l’introduzione della procedura RIGEDI, che ha previsto il distacco da remoto degli impianti tramite ricevitori GSM/GPRS. Successivamente, con la delibera 540/2021, Arera ha stabilito l’obbligo, entro maggio 2024, per gli impianti di potenza pari o superiore a 1 MW di installare il CCI (Controllore Centrale di Impianto). Visto, però, che a giugno 2025 Terna ha riferito uno scenario di adeguamento largamente incompleto, Arera è intervenuta nuovamente con la delibera 340/2025, introducendo sanzioni per coloro che al 01/11/2025 siano ancora inadempienti, quali la sospensione della remunerazione sia del GSE che dei BRP (Balance Responsible Party, cioè i trader titolari del contratto di dispacciamento che acquistano l’energia prodotta).

Nonostante tutti questi provvedimenti vadano nella stessa direzione, si sono dimostrati insufficienti. La scorsa primavera, infatti, numerosi episodi di sovrafrequenza – causati da un’elevata produzione in condizioni di bassa domanda – hanno rivelato tutta la vulnerabilità del sistema, che fatica ancora a gestire la crescente generazione distribuita, in attesa che la nuova capacità di accumulo, promessa dalle aste MACSE, possa assorbire gli squilibri della rete.

In questo panorama, lo scorso 5 agosto, Arera è intervenuta con la delibera 385/2025, introducendo nuovi obblighi: tutti gli impianti fotovoltaici ed eolici con potenza pari o superiore a 100 kW e connessi alla rete in media tensione dovranno installare e manutenere il CCI.

Questo provvedimento, però, ha suscitato forti malumori tra tutti gli operatori del settore – dai proprietari di impianti ai gestori, dagli installatori ai manutentori – soprattutto per le tempistiche estremamente ristrette, considerando i volumi in gioco. Anche solo la fornitura dei dispositivi necessari per l’adeguamento di un numero così elevato di impianti è problematica, senza contare la disponibilità di professionisti incaricati di progettare, adattare e configurare dispositivi nuovi su impianti datati, nonché la necessità di tecnici e manutentori in grado di effettuare le operazioni in loco. Vi sono malumori anche per l’entità del contributo previsto, che viene considerato insufficiente soprattutto nei casi in cui siano necessari interventi impiantistici o, peggio, la sostituzione di inverter di vecchia generazione non compatibili con i nuovi dispositivi. Anche considerando il contributo massimo, questo difficilmente sarà in grado di coprire integralmente il costo del CCI, della relativa installazione e configurazione, nonché delle pratiche con il gestore di rete, senza considerare il costo della sostituzione dell’inverter.

A seguito delle forti sollecitazioni del settore rinnovabile, il 23/12/2025 ARERA ha pubblicato la deliberazione 564/2025, con cui ha modificato i termini della precedente delibera (385) in relazione all’implementazione del CCI, come segue:

*Solo per questo gruppo vi è una procedura semplificata, come definita dal CEI (trasmissione dati con errore complessivo del 5% tramite TA/TV del sistema di interfaccia e, in caso di consumi unicamente per gli ausiliari, trasmissione dei soli dati di immissione)

LEGENDA CCI:

PF1: funzionalità obbligatoria, per lo scambio in tempo reale di misure tra produttore e distributore;

PF2: funzionalità obbligatoria, per la regolazione di tensione e potenza dell’impianto da parte di Terna e del distributore;

PF3: funzionalità facoltativa, per la partecipazione dell’impianto al MBR – Mercato di Bilanciamento e Ridispacciamento.

Anche i contributi forfettari, sempre destinati unicamente agli impianti di potenza inferiore a 1 MW (2° e 3° gruppo), vengono ritoccati:

2° Gruppo:

• € 10.000 se l’adeguamento avviene entro il 31/12/2026;
• € 8.000 se avviene dal 01/01/2027 al 28/02/2027;
• € 4.000 se avviene dal 01/03/2027 al 31/05/2027.

3° Gruppo:

• € 7.500 se l’adeguamento avviene entro il 31/01/2027;
• € 6.000 se avviene dal 01/02/2027 al 31/03/2027;
• € 3.000 se avviene dal 01/04/2027 al 30/06/2027.

Una volta ricevuta la comunicazione di avvenuto adeguamento da parte del produttore, il distributore ha 2 mesi di tempo dal termine delle attività di propria competenza (anch’esse posticipate di 12 mesi) per effettuare le verifiche tecniche, funzionali, documentali e di trasmissione dati. In caso di esito positivo, poi, il distributore erogherà il contributo entro il mese successivo. Ai fini della quantificazione dell’importo spettante, fa fede la data della comunicazione di adeguamento corretta, ovvero quella che ha determinato l’esito positivo delle verifiche.

Il mancato adeguamento entro le scadenze previste costituisce una violazione del regolamento di esercizio e delle condizioni di connessione del TICA. Le sanzioni per gli impianti inadempienti oltre i termini stabiliti e fino ad adeguamento avvenuto sono:

per i nuovi impianti: la sospensione dell’iter di connessione;

per gli impianti esistenti: la sospensione dei pagamenti e, in ultima istanza, la disconnessione dalla rete. Il GSE sospenderà tutti i pagamenti relativi a incentivi e a valorizzazione dell’energia. Terna, dopo aver ricevuto la comunicazione da parte dei distributori, comunicherà ad ogni BRP che abbia nel proprio contratto di dispacciamento impianti non adeguati di versare mensilmente la valorizzazione dell’energia immessa da tali impianti (kWh immessi X prezzo zonale). Ad adeguamento avvenuto, gli importi verranno conguagliati;

per i soli impianti fino al MW, cui spetta il contributo forfetario, l’inadempimento entro le scadenze fissate comporta la perdita del diritto al contributo stesso.

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Dopo gli esplosivi botta e risposta tra operatori del mercato elettrico, tribunali e autorità, in una girandola di fatture, ricorsi, pagamenti a macchia di leopardo, sospensioni, nuove trattenute e nuove sospensioni, dal luglio 2023 i giudizi italiani, di TAR e Consiglio di Stato, sono slittati in attesa della pronuncia della Corte di Giustizia Europea.

Dopo che a febbraio 2025 l’avvocato generale della corte UE ha pubblicato un’opinione di ‘compatibilità condizionata’ del decreto alla normativa europea, le cose hanno ripreso a muoversi. Il GSE, interpretandola come una vittoria, ha ripreso a fatturare gli importi residui, per poi vedersi costretto, dalla rivolta del settore, ad attendere la pubblicazione della sentenza della corte, prima di qualsiasi azione di recupero crediti. Anche il Consiglio di Stato si è mosso, rifiutando, nell’udienza del 18 novembre, di attendere la Corte UE prima di emettere la propria pronuncia.

Nel frattempo, Il 27 novembre la cancellaria della Corte di Giustizia Europea ha annunciato per il 22 gennaio 2026 la pubblicazione della tanto attesa sentenza, che dovrebbe, finalmente, definire la questione.

Il 22 dicembre, però, nuovo colpo di scena: il Consiglio di Stato emette un’ordinanza con cui solleva una nuova questione pregiudiziale alla Corte Europea. Fondamentalmente vuole incardinare nuovi quesiti nel giudizio in corso, chiedendo se certi specifici articoli della normativa comunitaria:

• ostino o meno ad una disciplina nazionale più restrittiva,
• facciano salve retroattivamente misure nazionali già adottate,
• ostino a porre un tetto non sugli utili d’impresa ma su un calcolo aprioristico del legislatore nazionale.

La questione è tutt’altro che giunta al termine.

L'articolo AGGIORNAMENTO SUGLI EXTRAPROFITTI proviene da Externa Srl.

Per gli impianti che ricadono nell’Allegato A del Testo Unico Rinnovabili (DL 178/2025) – impianti fotovoltaici, di potenza inferiore a 12 MW, integrati su coperture di strutture o edifici esistenti o sulle relative pertinenze, con la stessa inclinazione e orientamento della falda, senza modifiche della sagoma e con superficie non superiore a quella della copertura – qualsiasi regolamento edilizio comunale che vieti genericamente l’installazione di pannelli fotovoltaici nel centro storico risulta incompatibile con la nuova disciplina statale e, pertanto, non più applicabile. Rimane comunque obbligatorio il parere della soprintendenza, che però viene ridimensionato a “non vincolante”. Ciò non significa che tutto sia lecito: i beni con vincolo diretto o le aree di “particolare pregio” paesaggistico sono esclusi dalla semplificazione.

Adesso sta agli enti locali recepirla nei rispettivi regolamenti edilizi, ovviamente ciascuno a suo modo.

Art.11bis D.Lgs 190/2024

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Vi è però l’impressione diffusa che il Consiglio possa rimettere alla Corte europea un nuovo quesito sulla compatibilità del decreto extraprofitti con il diritto europeo, il che spiegherebbe i tempi di pubblicazione biblici della Corte UE.

Il 27 novembre, però, la cancellaria della Corte di Giustizia Europea ha annunciato per il 22 gennaio 2026 la pubblicazione della sentenza della Corte, che finalmente dovrebbe fare chiarezza.

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