COMMENTO
DI CARLA DE LUCA | 23 FEBBRAIO 2026
Il D.L. 20 febbraio 2026 n. 21, c.d. Decreto Bollette, pubblicato in G.U. n. 42 del 20 febbraio 2026, introduce un pacchetto organico di misure a sostegno di famiglie e imprese per la riduzione del costo di energia elettrica e gas, la rimodulazione degli oneri di sistema e la decarbonizzazione del comparto industriale, con forte interazione con l’assetto IRAP del settore energetico e con i regimi incentivanti sulle rinnovabili.
Il D.L. 20 febbraio 2026 n. 21, c.d. Decreto Bollette, pubblicato in G.U. n. 42 del 20 febbraio 2026, introduce un pacchetto organico di misure a sostegno di famiglie e imprese per la riduzione del costo di energia elettrica e gas, la rimodulazione degli oneri di sistema e la decarbonizzazione del comparto industriale, con forte interazione con l’assetto IRAP del settore energetico e con i regimi incentivanti sulle rinnovabili.
L’intervento si colloca nel solco dei precedenti decreti emergenziali 2022‑2024 in materia energetica e fa leva, da un lato, su riallocazioni di spesa e maggiori entrate IRAP, dall’altro su una profonda revisione di schemi incentivanti (Conto Energia, bioenergie, biogas, biomasse) e dei meccanismi di prezzo su elettrico e gas.
Misure per famiglie e PMI: bonus elettrico e contributi
L’articolo 1 rafforza il perimetro del bonus sociale elettrico e introduce un contributo straordinario di 115 euro per il 2026, riconosciuto attraverso delibera ARERA ai titolari di bonus sociale per elettricità, con copertura finanziaria a valere su specifici capitoli del MASE.
Per i clienti domestici residenti non titolari di bonus sociale, con ISEE fino a 25.000 euro, è prevista, per gli anni 2026‑2027, la facoltà (non l’obbligo) per i venditori di riconoscere un contributo straordinario pari alla componente PE sui consumi del primo bimestre, entro limiti quantitativi di consumo (0,5 MWh nel bimestre e 3 MWh nei 12 mesi precedenti) e con riconoscimento in bolletta nel quinto mese successivo.
L’ARERA è chiamata a disciplinare modalità applicative, trasparenza informativa e rilascio di attestazioni ai venditori aderenti, utilizzabili anche in chiave commerciale, con monitoraggio sul biennio 2026‑2027.
Le risorse non utilizzate sul plafond dei 315 milioni per il 2026 sono riversate all’entrata del bilancio dello Stato, con perdita della destinazione vincolata.
Rimodulazione oneri ASOS e revisione IRAP energia
Gli articoli 2 e 3 operano congiuntamente per ridurre la componente ASOS della bolletta elettrica delle utenze non domestiche (con precise esclusioni: illuminazione pubblica BT, alcune utenze MT/AT/AAT e imprese energivore già agevolate).
Sul versante elettrico si prevede un meccanismo volontario di riduzione temporanea dei premi Conto Energia per impianti fotovoltaici >20 kW con premi fissi non dipendenti dal prezzo di mercato, a fronte di un’estensione convenzionale di 3 o 6 mesi e, opzionalmente, di una fuoriuscita anticipata dagli schemi incentivanti con correspettivo calcolato sul valore attualizzato dei flussi residui.
Per l’uscita dagli incentivi, il GSE dovrà determinare per ciascun impianto un valore base pari al 90% del valore attualizzato degli incentivi residui 2028‑fine convenzione, assumendo come produzione attesa la media quinquennale storica, con successiva procedura competitiva per una potenza complessiva massima di 10 GW.
Il legislatore condiziona l’erogazione dei corrispettivi decennali alla realizzazione, tra 2028 e 2030, di interventi di rifacimento integrale con incremento minimo di producibilità (almeno raddoppio, o +40% in taluni casi) e uso di moduli iscritti al registro ex art. 12 D.L. n. 181/2023, con vincolo di contrattualizzazione a termine dell’energia residua.
Incremento IRAP settore energia
L’articolo 3 aumenta di due punti percentuali, per il periodo d’imposta successivo al 31 dicembre 2025 e per il successivo, l’aliquota IRAP di cui all’art. 16 del D.Lgs. n. 446/1997 per i soggetti che esercitano in via prevalente le attività individuate nella Tabella 1 allegata (estrazione, raffinazione, produzione e intermediazione di energia, trasporto gas ecc.). Ai fini degli acconti per il primo periodo interessato, la norma impone il ricalcolo dell’imposta “virtuale” come se la nuova aliquota fosse già in vigore, con effetti immediati sulla pianificazione finanziaria e sui flussi di cassa dei player energetici.
Le maggiori entrate IRAP sono destinate alla riduzione della ASOS per utenze non domestiche, con importi stimati pari a 469,6 milioni nel 2026, 545,4 milioni nel 2027 e 74,5 milioni nel 2028, al netto degli oneri stimati per la manovra stessa e della riduzione del Fondo per interventi strutturali di politica economica per il 2029.
Per il commercialista, ciò implica la necessità di rivedere tempestivamente i modelli previsionali IRAP e gli stress test di sostenibilità fiscale delle imprese ricadenti nei codici ATECO dell’allegato, in coordinamento con le nuove leve sui contratti di lungo termine e sugli investimenti in rinnovabili.
Rinnovabili, bioenergie e contrattazione a lungo termine
Gli articoli 5 e 24 D.Lgs. n. 28/2011, come modificati, spostano l’architettura dei “prezzi minimi garantiti” verso logiche di plafonatura delle ore semestrali e di controllo stringente del tendenziale di spesa a carico degli oneri generali di sistema, con distinte traiettorie per bioliquidi, biogas e biomasse.
ARERA dovrà aggiornare entro brevi termini i meccanismi, distinguendo fra impianti asserviti a processi produttivi (per i quali il numero massimo di ore è parametrato al ciclo produttivo) e impianti non asserviti, con priorità di riduzione delle ore per questi ultimi in caso di rischio di superamento dei tendenziali.
Per gli impianti a biogas >300 kW l’accesso/permanenza nei prezzi minimi è consentito solo fino al 31 dicembre 2030, a condizione di impegno alla riconversione a biometano secondo modalità da definirsi con decreto MASE; i piccoli impianti ≤300 kW, non riconvertiti, restano nel perimetro fino al 2037.
Per biogas e biomasse, la norma fissa puntualmente i tetti di spesa per ciascun anno 2026‑2037, con impatto importante sui business plan: gli impianti che hanno rinunciato agli incentivi per accedere ai prezzi minimi cessano di beneficiare del meccanismo alla data in cui sarebbe scaduto il precedente schema incentivante.
PPA da rinnovabili, garanzia di ultima istanza e ruolo GSE/SACE
L’articolo 4 interviene sul sistema di contrattazione a lungo termine delle rinnovabili (PPA) ex art. 28 D.Lgs. n. 199/2021, rafforzando la “bacheca” per i contratti di durata non inferiore a tre anni, anche in forma aggregata, e introducendo la figura del GSE come garante di ultima istanza entro il plafond di spesa definito.
Le imprese, inclusa la platea delle PMI, potranno accedere a schemi di minimizzazione/trasferimento del rischio, anche tramite garanzie SACE, con un limite di impegni SACE per il 2026 pari a 250 milioni, demandando ai decreti successivi la fissazione dei tetti per gli anni successivi.
Acquirente Unico è chiamato a svolgere servizi di aggregazione della domanda elettrica per favorire i PPA da rinnovabili, mentre ARERA dovrà definire condizioni, linee guida per i gruppi di acquisto e modalità per l’approvvigionamento ai sensi dell’art. 4 della direttiva 2019/944, come modificata.
La norma prevede, inoltre, una premialità aggiuntiva, a carico degli oneri di sistema, per impianti >20 kW ex decreti 2008‑2016 selezionati da Acquirente Unico sulla bacheca, pari al 15% della differenza positiva tra media annua dei prezzi spot e prezzo contrattuale nel servizio di aggregazione.
Rimodulazione corrispettivi gas per termoelettrico e servizio di liquidità sul gas
L’articolo 6, in combinato disposto con gli articoli 9 e 10, mira a rafforzare la concorrenza sul mercato elettrico all’ingrosso, riducendo il costo variabile imputabile al gas utilizzato per la produzione elettrica e introducendo un servizio di liquidità sul mercato all’ingrosso del gas.
Dal 1° gennaio 2027, ARERA dovrà includere tra gli oneri rimborsabili ai produttori termoelettrici ulteriori corrispettivi variabili di trasporto e componenti tariffarie addizionali, con copertura a carico dei prelievi elettrici e con contestuale obbligo di verifica del pieno trasferimento in offerta, pena restituzione dei rimborsi e sanzioni.
Il servizio di liquidità prevede contratti fra l’impresa maggiore di trasporto e operatori selezionati, con diritto a un premio e obbligo di offerte di vendita sul mercato italiano a prezzi ancorati al TTF più un corrispettivo di copertura del rischio, entro un tetto massimo di spesa di 200 milioni finanziato con risorse specifiche.
Gli eventuali proventi netti derivanti da tali operazioni, nonché quelli da procedure PPA gas ex art. 16 D.L. n. 17/2022 come modificato, sono destinati alla riduzione degli oneri di trasporto gas, creando un circuito di parziale auto‑finanziamento del sistema.
Utilizzo stock gas GSE e riduzione oneri tariffari gas per imprese
L’articolo 9 dispone la vendita, da parte del GSE e dell’impresa maggiore di trasporto, del gas stoccato ai sensi dei precedenti decreti (D.L. n. 50/2022e D.M. 22 giugno 2022), con versamento alla CSEA delle risorse entro il 30 settembre 2026.
ARERA dovrà utilizzare tali risorse per ridurre, nel periodo 1 aprile‑31 dicembre 2026, oneri e componenti di trasporto/distribuzione del gas per clienti finali direttamente connessi alla rete di trasporto, gasivori connessi in distribuzione e altri clienti per i consumi superiori a 80.000 smc/anno, con esclusione di termoelettrico, clienti civili e condomini.
La riduzione dovrà privilegiare classi tariffarie/scaglioni con oneri più elevati, perseguendo un allineamento dei livelli di agevolazione e consolidando il vantaggio competitivo delle imprese ad alto consumo industriale non termoelettrico.
In parallelo, l’articolo 10 impone ad ARERA di presentare al MASE, entro 90 giorni, una proposta per la piena integrazione dei mercati del gas italiano e tedesco via infrastrutture svizzere, per attenuare gli effetti del cumulo dei costi di trasporto nei prezzi italiani.
Nuova disciplina delle soluzioni di connessione
L’articolo 7 inserisce nel D.Lgs. n. 190/2024 il nuovo art. 10‑bis, che consente a Terna e ai gestori di distribuzione di rilasciare soluzioni di connessione “in eccesso” rispetto alla capacità massima accoglibile, tramite procedure trasparenti e non discriminatorie, e prevede misure decadenziali in caso di mancato avanzamento autorizzativo.
Le soluzioni di connessione non validate e riferite a progetti non abilitati/autorizzati perderanno efficacia alla pubblicazione dei provvedimenti ARERA, con obbligo per Terna di comunicazione ai soggetti interessati e disciplina di restituzione/rimodulazione dei corrispettivi di connessione già versati.
Gli interventi di sviluppo/potenziamento della RTN relativi a rinnovabili e accumuli, in aree non vincolate o industriali, potranno beneficiare di procedimenti semplificati ex art. 1‑sexies D.L. n. 239/2003, con procedure specifiche per ampliamento stazioni, nuovi raccordi di lunghezza limitata e ammodernamento elettrodotti sul medesimo tracciato.
Ciò richiede una ricalibrazione delle strategie di sviluppo degli operatori, che dovranno ora considerare la “tenuta” nel tempo delle soluzioni di connessione e i termini stringenti per la presentazione delle istanze di PAS/autorizzazione (90 giorni dall’accettazione della soluzione).
Procedimento unico per i centri dati
L’articolo 8 introduce un procedimento unico, della durata massima di dieci mesi (prorogabile di tre in casi eccezionali), per l’autorizzazione alla realizzazione/ampliamento dei data center ex regolamento delegato UE 2024/1364, attribuendo la competenza all’autorità AIA ex art. 7 D.Lgs. n. 152/2006.
Il proponente deve presentare un’istanza comprensiva di tutta la documentazione per autorizzazioni, nulla osta, VIA, paesaggio, acque, emissioni; nei casi di VIA i termini sono dimezzati e la valutazione è effettuata unitariamente in conferenza di servizi con tutte le amministrazioni coinvolte.
Per progetti già dotati di titoli abilitativi e connessioni >220 kV, l’autorità competente per le opere di connessione è individuata nella regione (o, se più regioni, in quella con tracciato prevalente), mantenendo il vincolo di invarianza finanziaria per la PA.
Per il professionista, ciò apre un filone consulenziale rilevante nel coordinamento tra pianificazione energetica del data center, disciplina AIA/VIA e assetto dei contratti di fornitura elettrica a lungo termine.
Per la clientela del comparto energia e per le imprese energivore/non domestiche, il decreto impone una revisione integrata di piani economico‑finanziari, struttura dei contratti di fornitura, strategie di investimento in rinnovabili e scelte in tema di permanenza/uscita dai meccanismi incentivanti. Sul fronte fiscale, l’aumento mirato dell’aliquota IRAP comporta una riquantificazione immediata di acconti e oneri prospettici, da affiancare a valutazioni di convenienza sugli schemi di fuoriuscita dagli incentivi e sugli interventi di repowering fotovoltaico e riconversione a biometano.
Per le imprese industriali non strettamente energetiche, assumono rilievo la possibilità di accedere a PPA da rinnovabili con supporto GSE/SACE, la riduzione mirata degli oneri gas e la nuova disciplina di accesso alle infrastrutture di trasporto e stoccaggio CCS/CCUS in via regolatoria preliminare.
La figura del commercialista senior è centrale nella traduzione di queste misure in scelte operative: dalla strutturazione dei contratti di lungo termine, alla gestione degli oneri di sistema, fino alla valutazione delle opportunità offerte da data center, aree industriali e consorzi ASI per l’autoconsumo e la decarbonizzazione.
Riferimenti normativi:
- D.L. 20 febbraio 2026, n. 21;
- D.Lgs. 15 dicembre 1997, n. 446, art. 16;
- D.Lgs. 8 novembre 2021, n. 199, art. 28;
- D.Lgs. 3 marzo 2011, n. 28, artt. 5 e 24
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