Nel complesso e dinamico scenario della fiscalità internazionale contemporanea, la corretta gestione del transfer pricing nel commodity trading rappresenta, senza dubbio, la sfida più ardua e sofisticata per le Multinazionali del Settore Energetico. La convergenza tra l’estrema volatilità dei mercati delle materie prime, la strutturazione di catene del valore verticalmente integrate (dall’Upstream al Downstream) e l’aggressività sempre crescente degli accertamenti fiscali, richiede infatti un approccio difensivo proattivo e tecnicamente ineccepibile.
I rilievi mossi dall’Agenzia delle Entrate e dalla Guardia di Finanza verso le Multinational Enterprises dell’Energia vanno ormai oltre la semplice congruità numerica del prezzo di trasferimento (Transfer Price) nella singola operazione cross border. Oggi l’Amministrazione finanziaria, supportata da una giurisprudenza di legittimità e di merito sempre più analitica, mette in discussione la sostanza economica delle transazioni, la qualificazione dei flussi finanziari e la legittimità delle strutture intercompany. Per le Major Energetiche, comprendere i trend giurisprudenziali è dunque una necessità vitale per proteggere il valore e garantire la tax compliance.
Occorre guardare alla giurisprudenza non soltanto come a una somma di decisioni su casi specifici. Ogni pronuncia è, invece, uno «scrigno prezioso» che custodisce pattern logico-giuridici utilizzabili per la difesa in sede di contenzioso, ma soprattutto per costruire una contrattualistica intercompany e una politica di transfer pricing idonee a prevenire, a monte, contestazioni e verifiche fiscali.
Nel presente contributo analizzerò alcune recenti sentenze e ordinanze della Cassazione, delle Corti di Giustizia Tributaria e della Corte UE approfondite nella mia attività professionale e di ricerca. Si tratta di arresti potenzialmente molto utili per le realtà dell’Oil & Gas, dai quali estrapolerò i principi di diritto applicabili alle specificità del Transfer Pricing nel Commodity Trading, proponendo altresì alcune soluzioni operative concrete.
La Prova del Beneficiario Effettivo nelle Contestazioni di Transfer Pricing: Il Caso Dynatrace (Cass. Ord. 666/2026)
Nuovi Paradigmi per il Transfer Pricing nel Commodity Trading: Il Caso Dynatrace (Cass. Ord. 666/2026)
L’Ordinanza della Corte di Cassazione n. 666 del 12 gennaio 2026 rappresenta uno spartiacque fondamentale per i gruppi multinazionali. Sebbene la fattispecie riguardi il settore software, i principi ivi enunciati impattano violentemente sulle dinamiche di Transfer Pricing nel Commodity Trading. La vicenda processuale vede contrapposta l’Agenzia delle Entrate alla Dynatrace S.r.l., consociata italiana del gruppo statunitense “Compuware”, in relazione a flussi di royalties in uscita verso la controllante USA, Dynatrace LLC, registrata in Delaware.
La società italiana, fungendo da sostituto d’imposta, aveva applicato la ritenuta convenzionale ridotta dell’8% prevista dalla Convenzione Contro le Doppie Imposizioni Italia-USA su un imponibile di oltre 3 milioni di euro. L’Amministrazione Finanziaria, tuttavia, ha contestato tale applicazione. La tesi dell’Ufficio si fondava sull’assunto che la società statunitense non fosse il “beneficiario effettivo” (beneficial owner) dei redditi, bensì un mero soggetto interposto (conduit). Di conseguenza, l’Ufficio ha rideterminato la ritenuta applicando l’aliquota piena del 30% prevista dall’art. 25, comma 4, del D.P.R. 600/1973, accertando maggiori imposte per € 669.565,00 oltre sanzioni.
Si tratta delle ritenute alla fonte a titolo d’imposta operate sui compensi corrisposti a non residenti per l’uso (o la concessione in uso) di opere dell’ingegno, note anche come “Ritenute sulle Royalties”. Tali prelievi, illo tempore previsti dal citato art. 25, comma 4, DPR 600/1973, dal 2026 trovano la loro disciplina all’art. 38, comma 4, D.Lgs. 33/2025. Incontreremo nuovamente tale norma più avanti, quando esamineremo la Sentenza n. 1754/2025 della CGT di 2° grado della Lombardia, proprio in merito ad un caso di Software e Royalties.
Impatti Processuali sul Transfer Pricing nel Commodity Trading: Il Ribaltamento dell’Onere Probatorio
La genesi della contestazione risiede in una fase istruttoria complessa. L’Ufficio, ha in primo luogo inviato questionari e instaurato il contraddittorio ex art. 5-ter D.Lgs. 218/97 (Invito obbligatorio). Mi preme far notare che tale articolo è stato abrogato e sostituito dal c.d. contraddittorio preventivo generalizzato ex art. 6-bis, L. 212/2000 (Statuto dei Diritti del Contribuente). Infatti, ai sensi dell’art. 41, comma 2, del D.Lgs. 13/2024, mentre il “vecchio” art. 5-ter continua ad applicarsi agli atti impositivi emessi fino al 29 aprile 2024, per gli atti emessi a partire dal 30 aprile 2024, trova invece applicazione il “nuovo” regime del contraddittorio preventivo dello Statuto. Torniamo ora al caso in esame.
A seguito del contraddittorio, l’Agenzia delle Entrate ha evidenziato criticità sostanziali, tra cui l’opacità dei bilanci consolidati e la natura ibrida della LLC del Delaware. Nonostante la vittoria della società nei gradi di merito (CTR Lombardia, sent. 4954/2022), la Cassazione ha poi accolto il primo motivo di ricorso dell’Agenzia delle Entrate.
In particolare, la Suprema Corte ha statuito un principio che ridefinisce le strategie di difesa nel Transfer Pricing nel Commodity Trading: una volta che l’Ufficio fornisce «elementi di criticità spia della non disponibilità» delle somme, l’onere della prova trasla interamente sul contribuente (cfr. punto 1, pag. 4 dell’Ordinanza n. 666/2026 della Cassazione). Infatti, come si legge testualmente a pagina 4, punto 1 dell’Ordinanza, la Corte censura la sentenza di secondo grado affermando che:
«spettava esclusivamente al contribuente provare la natura di beneficiario effettivo del percipiente residente interessi e royalties. La Corte di secondo grado aveva invertito l’onere della prova, pretendendo che fosse l’amministrazione finanziaria a dimostrare la mancanza di qualità in capo al percipiente».
L’Iter Logico-Giuridico della Suprema Corte: la qualifica di “beneficiario effettivo” e l’onere di provarla
Più avanti, a pagina 8, punto 1.6 dell’Ordinanza n. 666/2026 della Corte di Cassazione, i giudici di legittimità rendono evidente l’iter logico-giuridico seguito. Infatti, prima si soffermano sulla qualifica di “beneficiario effettivo” (beneficial owner) e, poi, sul soggetto che ha l’onere di provare tale qualità.
Quanto al primo aspetto, il Supremo Collegio, richiamando le c.d. “Sentenze Danesi” della Corte di Giustizia dell’Unione Europea (CGUE), pubblicate il 26 febbraio 2019 [Interessi e Royalties: Le cause riunite C-115/16, C-118/16, C-119/16 e C-299/16 interpretano la Direttiva 2003/49/CE (Interessi e Canoni); Dividendi: Le cause riunite C-116/16 e C-117/16 riguardano la Direttiva 2011/96/UE (Madre-Figlia)], rileva quanto segue:
«Questa Corte (cfr. Cass. n. 17746/2021) ha avuto modo di chiarire come la qualifica di beneficiario effettivo presupponga la “reale disponibilità giuridica ed economica del provento percepito”. In particolare, conformemente alla giurisprudenza della Corte di Giustizia dell’Unione Europea (cd. “sentenze danesi”) tale qualifica “deve essere accertata, in fatto, dal giudice di merito, sul trattenimento ed autonomo impiego dei dividendi medesimi ovvero sulla loro traslazione alla capogruppo residente nello Stato estero”».
Con riguardo al secondo aspetto, invece, la Cassazione osserva che:
«poiché la società italiana è il sostituto d’imposta che ha operato la ritenuta convenzionale, non può che gravare su di essa l’onere di provare la qualità di “beneficiario effettivo” della società destinataria».
Le “Sentenze Danesi”, le ritenute sugli interessi e sulle royalties e la nozione di “beneficial owner”, sono tutti argomenti che incontreremo nuovamente nel prosieguo del presente articolo. In particolare, quando esamineremo il Caso Engie (Cass. Sent. 6067/2023) e i c.d. 3 Test “Anti Conduit” stabiliti dalla Corte di Cassazione in materia di operazioni intercompany e, quindi, di Transfer Pricing nel Commodity Trading.
Il Principio dell’Excess Amount e i Rischi del Transfer Pricing nel Commodity Trading
Il secondo motivo di ricorso accolto dalla Cassazione è quello che deve maggiormente allarmare i CFO e i General Counsel delle Major Energetiche. L’Agenzia delle Entrate, infatti, aveva contestato un vizio di omessa pronuncia in relazione a un precedente accertamento definito in adesione, che aveva rettificato il valore di transfer pricing riducendo i costi deducibili (cfr. punto 3, pag. 10 dell’Ordinanza n. 666/2026 della Corte di Cassazione).
Ricordiamoci, infatti, che il costo è deducibile solo fino alla soglia del valore di libera concorrenza (Arm’s Length Price). Diversamente, il costo corrispondente alla parte di prezzo eccendente il valore di libera concorrenza è indeducibile per violazione dell’art. 110, comma 7, TUIR. Nel caso in esame, il prezzo eccedente quello di libera concorrenza è quello che la società contribuente (italiana) ha pagato alla consociata estera e sul quale ha operato le ritenute in qualità di sostituto d’imposta. L’effetto è una ripresa fiscale IRES (sul costo indeducibile) e, a cascata, una ripresa sulle Ritenute (sull’excess amount non più protetto dalla Convenzione Italia-USA), realizzando una “Doppia Penalizzazione” per il gruppo americano (“Compuware”) al quale le consociate appartengono.
Transfer Pricing: L’Aliquota Convenzionale si Applica Solo al Valore di Libera Concorrenza
A tal riguardo, la Corte di Cassazione ha stabilito un principio ferreo applicabile anche al Transfer Pricing nel Commodity Trading: l’applicazione dell’aliquota convenzionale ridotta (o l’esenzione) si applica solo alla parte di corrispettivo che rientra nel “valore normale” (o arm’s length). Tutto ciò che eccede tale valore perde la copertura del trattato.
Più precisamente, a pagina 11, punto 3 dell’Ordinanza n. 666/2026 della Cassazione, si trova l’argomentazione decisiva:
«l’applicazione della ritenuta ad aliquota convenzionale sui canoni è subordinata alla congruità dell’importo degli stessi nell’ottica della disciplina dei prezzi di trasferimento contenuta nell’art. 110, comma 7 TUIR. Ne deriverebbe, dunque, che la parte eccedente il valore di libera concorrenza […] avrebbe dovuto essere assoggettata a ritenuta con l’aliquota ordinaria (30%) di cui all’art. 25, comma 4 DPR 600/1973».
Il principio de quo, svela un rischio fiscale che è singolo per le consociate coinvolte nell’operazione intercompany, ma che, come poc’anzi accennato, diventa doppio a livello di gruppo.
Gestione del Rischio di Doppia Imposizione sul Transfer Pricing nel Commodity Trading Oil & Gas
Per una multinazionale dell’energia, questo significa che una rettifica di Transfer Pricing nel Commodity Trading non comporta solo il recupero a tassazione dell’IRES corrispondente alla deduzione dei costi contestata. La medesima rettifica, in realtà, si ripercuote anche sulle ritenute. Infatti, se il prezzo del gas o del greggio acquistato dalla Trading Unit estera viene giudicato “eccessivo”, l’eccedenza (excess amount) viene tassata alla fonte con aliquota piena, senza protezione convenzionale.
Transfer Pricing ed Excess Amount: Evitare la Doppia Imposizione Economica e Giuridica a Livello di Gruppo
Questo scenario impone una revisione radicale delle strategie. Non è più sufficiente difendere il margine operativo; è necessario blindare la qualificazione giuridica dei flussi finanziari per evitare la doppia imposizione economica e giuridica che deriva dalla riqualificazione del pricing infragruppo. Mi spiego meglio. Il danno economico si manifesta proprio a livello di bilancio consolidato del Gruppo, colpendo la liquidità complessiva della multinazionale su 2 fronti distinti ma simultanei:
- da un lato, danneggia la Consociata Italiana (Acquirente), che subisce una maggiore IRES (e sanzioni) perché il costo d’acquisto della commodity o della royalty, ritenuto “eccessivo”, viene reso indeducibile. È qui che si verifica l’imposizione Economica (IRES), in quanto, il costo eccedente diventa indeducibile e aumenta quindi l’utile tassabile in Italia. Nella fattispecie, l’indeducibilità dei costi derivante da operazioni di transfer pricing in violazione dell’art. 110, comma 7, TUIR, era stato contestato alla società con diverso avviso di accertamento, poi definito in adesione (cfr. punto 3, pag. 10 dell’Ordinanza n. 666/2026 della Corte di Cassazione);
- dall’altro lato, danneggia la Consociata Estera (Venditrice), che subisce la Ritenuta alla fonte (es., 30% o 26%) sulla parte di prezzo incassata in eccesso, che viene tassata in Italia come se fosse un dividendo o un reddito non protetto dalla Convenzione. È qui che, invece, si verifica l’imposizione Giuridica (Ritenute). Quella stessa somma eccedente (excess amount), infatti, perde la protezione del Trattato internazionale (es. aliquota 0%, 5%, 8%). Ed è proprio ciò che è accaduto nel caso deciso dalla Ordinanza n. 666/2026 della Corte di Cassazione: la consociata estera si è vista disapplicare la ritenuta convenzionale ridotta dell’8% prevista dalla Convenzione Italia-USA. La parte di prezzo ritenuta “eccedente” viene spesso dall’Ufficio riqualificata come un flusso di ricchezza diverso (solitamente dividendo dissimulato) e tassata subito alla fonte con aliquota piena (es. 26% o 30%).
Prevenzione delle Contestazioni di Transfer Pricing nel Commodity Trading: Strutturare le Unit Estere
Alla luce dell’Ordinanza n. 666/2026 della Corte di Cassazione, pertanto, le grandi realtà del settore Energy dovrebbero adottare un approccio proattivo nella strutturazione delle proprie Trading Unit estere. E ciò, al fine di mettere in sicurezza le operazioni infragruppo. Soprattutto quelle di Transfer Pricing nel Commodity Trading nel settore Oil & Gas. La prevenzione rimane sempre la “via aurea” per mitigare il rischio di riqualificazioni aggressive.
Documentazione DEMPE e Substance per il Transfer Pricing nel Commodity Trading
Per blindare le operazioni di Transfer Pricing nel Commodity Trading, è vitale dimostrare che la società estera non è una mera conduit. Su tale aspetto, a pagina 8, punto 1.6 dell’Ordinanza n. 666/2026 la Corte di Cassazione ricorda che la qualifica di beneficiario effettivo presuppone la «reale disponibilità giuridica ed economica del provento percepito» e il potere di «autonomo impiego» dello stesso.
Questo dictum si allinea perfettamente con le indicazioni delle OECD Transfer Pricing Guidelines (2022), Capitolo VI, paragrafo 6.42, che, sebbene riferito agli intangibili, esprime un principio generale applicabile mutatis mutandis alle Trading Unit ad alto valore aggiunto:
«For transfer pricing purposes, legal ownership of intangibles, by itself, does not confer any right ultimately to retain returns derived by the MNE group […] The return ultimately retained […] depends upon the functions it performs, the assets it uses, and the risks it assumes».
Il FAR è “Come” si Misura il Contributo e il DEMPE è “Dove” Cercarlo
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Il precedente paragrafo 6.32 delle Linee Guida OCSE 2022 menziona lo stesso criterio FAR (Functions, Assets, Risks), accostandolo a quello DEMPE. Quest’ultimo l’acronimo sta per Development (Sviluppo), Enhancement (Miglioramento/Potenziamento), Maintenance (Mantenimento), Protection (Protezione) e Exploitation (Sfruttamento). Si tratta delle cinque funzioni chiave individuate dall’OCSE per determinare quale entità, all’interno di un gruppo multinazionale, abbia diritto ai profitti derivanti dallo sfruttamento di un bene immateriale (Intangible), al di là della semplice titolarità legale. Il paragrafo 6.32, infatti, stabilisce che:
«…the determination of the entity or entities within an MNE group which are ultimately entitled to share in the returns derived by the group from exploiting intangibles is crucial. […] ultimate allocation of the returns […] is accomplished by compensating members of the MNE group for functions performed, assets used, and risks assumed in the development, enhancement, maintenance, protection and exploitation of intangibles…»
La c.d. “Documentazione DEMPE” consiste nell’insieme delle analisi e delle prove (da inserire nel Master File e nel Local File) volte a dimostrare chi fa cosa in relazione all’intangibile. Una corretta “Documentazione DEMPE” deve provare che la società che incassa le royalties (o il profitto da trading, per analogia) non è una scatola vuota, ma esercita il controllo sulle funzioni chiave.
Il menzionato paragrafo 6.32 non si limita a citare il FAR e il DEMPE, ma stabilisce una relazione di subordinazione e strumentalità tra i due concetti, fondamentale per la difesa di una major energetica:
- Il FAR è lo Strumento: L’analisi di Funzioni, Asset e Rischi è il “come” si misura il contributo.
- Il DEMPE è il Perimetro: Le attività di Sviluppo, Potenziamento, Mantenimento, Protezione e Sfruttamento sono il “dove” bisogna andare a cercare quel contributo.
Transfer Pricing: Il Principio di “Sostanza Economica” e la Prevalenza dell’Analisi FAR
Il citato paragrafo 6.42 delle Linee Guida OCSE 2022 codifica il primato della “sostanza economica” sulla pura forma legale. In sintesi, la mera titolarità giuridica di un asset (sia esso un immateriale o, per estensione nel trading, il contratto di compravendita della commodity) non è condizione sufficiente per attrarre e trattenere il profitto derivante da quell’asset.
Il principio impone una rigorosa Analisi FAR: la quota di profitto che una Trading Unit può legittimamente trattenere non dipende dalla firma sul contratto, ma dalla presenza effettiva di tre pilastri:
- Functions (Funzioni): Quali attività critiche svolge concretamente il personale locale (es. negoziazione attiva, gestione logistica complessa)?
- Assets (Beni): Quali risorse strategiche utilizza (es. software proprietari di trading, piattaforme di market intelligence, capitale di rischio)?
- Risks (Rischi): Quali rischi assume e, fattore decisivo, chi ha il controllo decisionale (control over risk) su tali rischi (es. rischio prezzo, rischio volume, rischio controparte)?
Questi parametri sono il banco di prova per le Multinazionali dell’Energia che effettuano operazioni infragruppo simili a quelle del gruppo “Compuware” (oggetto dell’Ordinanza della Cassazione n. 666/2026). Per evitare che la consociata estera venga riqualificata dall’Agenzia delle Entrate come una conduit company – perdendo così i benefici convenzionali e subendo rettifiche di prezzo – è indispensabile fornire la prova rigorosa che il personale locale gestisce attivamente i rischi di mercato.
La documentazione di supporto (Master File e Local File) deve evidenziare in modo inequivocabile che il decision-making process è radicato all’estero e che i flussi finanziari in entrata non sono oggetto di un ribaltamento automatico (pass-through) alla capogruppo, ma vengono reinvestiti o gestiti in piena autonomia finanziaria.
Il Ruolo del Metodo CUP nel Transfer Pricing nel Commodity Trading
Nella definizione del Transfer Pricing nel Commodity Trading, la scelta del metodo è la prima linea di difesa contro l’applicazione della clausola dell’excess amount (art. 12 par. 7 della Convenzione Italia-USA, citato a pagina 11, punto 3 dell’Ordinanza della Cassazione n. 666/2026). L’ordinanza suggerisce implicitamente che un metodo basato sul confronto di prezzo (Comparable Uncontrolled Price – CUP) è molto più solido per evitare contestazioni sull’ammontare del corrispettivo rispetto a metodi reddituali come il TNMM.
Infatti, se il prezzo di trasferimento della commodity è allineato ai listini internazionali (es. Platts o Argus) con opportuni aggiustamenti, diventa arduo per l’Ufficio sostenere che vi sia un “eccedenza” rispetto al valore di mercato e/o al prezzo di libera concorrenza (arm’s lenght). Verrebbe così neutralizzato il rischio di vedersi applicare la ritenuta piena sull’eccedenza di prezzo descritto dai giudici di legittimità.
Strategia Difensiva in Caso di Verifica sul Transfer Pricing nel Commodity Trading Oil & Gas
Qualora una major energetica si trovasse già sotto verifica della Guardia di Finanza o avesse già ricevuto una contestazione da parte dell’Agenzia delle Entrate, i principi espressi dalla Ordinanza della Cassazione n. 666/2026 offrono, paradossalmente, anche gli strumenti per una difesa tecnica raffinata in materia di Transfer Pricing nel Commodity Trading.
Scardinare la Presunzione di Interposizione nel Transfer Pricing nel Commodity Trading
Come già osservato, se l’Ufficio contesta la natura interposta di una controllata sulla base di indizi, per il Supremo Collegio, il primo soggetto chiamato ad assolvere l’onere della prova è la società contribuente. Essa deve in primo luogo dimostrare che la consociata estera percettrice dei pagamenti ha pieno titolo per essere considerata il beneficial owner di quegli emolumenti e non, invece, una mera conduit company. In merito alla prova del beneficiario effettivo mediante i c.d. 3 Test “Anti Conduit”, si suggerisce la lettura del Caso Engie (Cass. Sent. 6067/2023) riportato più avanti in questo stesso articolo.
Una volta dimostrata la qualifica di beneficiario effettivo, l’onere della prova passa all’Agenzia delle Entrate. Infatti, a pagina 8, punto 1.6, l’Ordinanza della Cassazione n. 666/2026 esprime un principio garantista:
«Quanto invece alla posizione dell’Ufficio, incombe su di esso l’onere di contestare espressamente i fatti affermati dal contribuente, essendo la sua posizione processuale espressa dall’atto impugnato (i.e. l’avviso di accertamento)».
La strategia difensiva in un accertamento di Transfer Pricing nel Commodity Trading deve concentrarsi a monte: attaccare la qualificazione degli elementi portati dall’Agenzia. Se l’Ufficio deduce la natura di conduit solo dal regime fiscale estero o dalla struttura societaria, la difesa deve eccepire la mancanza di gravità, precisione e concordanza degli indizi, impedendo così il ribaltamento dell’onere probatorio a carico della società.
La Battaglia sulla Correlazione con le Ritenute nel Transfer Pricing nel Commodity Trading
Se l’Amministrazione finanziaria contesta un excess amount nelle transazioni di Transfer Pricing nel Commodity Trading, applicando il principio sanzionatorio sancito al punto 3, pagina 11 dell’Ordinanza della Cassazione n. 666/2026 (disapplicazione della convenzione sulla parte di prezzo ritenuta eccedente), la difesa potrebbe utilmente invocare le OECD Transfer Pricing Guidelines (2022).
Una strategia vincente, infatti, risiede nel dimostrare che l’elevata remunerazione della Trading Unit non è un mero trasferimento di utili, ma il corrispettivo per l’assunzione di rischi reali supportati da adeguata sostanza patrimoniale. A tal fine, il riferimento normativo dirimente è il Paragrafo 1.64, pag. 50, Capitolo I delle Linee Guida, che definisce la “capacità finanziaria” come requisito ineludibile per l’assunzione del rischio:
«Financial capacity to assume risk can be defined as access to funding to take on the risk or to lay off the risk, to pay for the risk mitigation functions and to bear the consequences of the risk if the risk materialises. […] Where the financial capacity to assume a risk is lacking, then the allocation of risk requires further consideration».
L’Applicazione Operativa per le Major Energetiche
Nel trading di commodities, dove la volatilità dei prezzi può generare perdite ingenti in pochi minuti, questo principio è lo scudo difensivo primario. La tesi da sostenere è la seguente:
La consociata estera dispone del capitale proprio (financial capacity) necessario per coprire le margin calls o le perdite di trading (“bear the consequences if the risk materialises“).
Poiché ha la capacità finanziaria, l’assunzione del rischio è genuina secondo gli standard OCSE.
Di conseguenza, il profitto (anche se elevato) è un legittimo Risk Premium e non un excess amount.
Dimostrando che il profitto è funzionale al rischio (risk-adjusted return) sulla base del citato paragrafo 1.64, si smonta alla radice la pretesa dell’Ufficio di tassare l’eccedenza con ritenuta piena, salvando l’applicazione dell’aliquota convenzionale ridotta e proteggendo la posizione fiscale del gruppo.
Diagramma Illustrativo: Beneficiario Effettivo e Ritenute nel Transfer Pricing nel Commodity Trading
Per i Chief Financial Officer e i Tax Director delle Major Energetiche, comprendere la correlazione tra rettifiche di Transfer Pricing e l’applicazione delle ritenute alla fonte è cruciale per evitare la doppia imposizione economica e giuridica. A tal riguardo, ho ritenuto utile condensare i concetti e i passaggi chiave dell’analisi sopra riportata in un diagramma di flusso. Procederò in questo senso anche con riguardo all’esame delle successive pronunce. Il seguente grafico visualizza l’iter logico della Suprema Corte nel Caso Dynatrace (Ordinanza della Cassazione n. 666/2026), evidenziando i rischi di riqualificazione dei flussi infragruppo e le leve difensive basate sulla sostanza economica (Substance) e sulla capacità finanziaria (Financial Capacity).
Ingrandire l’immagine per leggere meglio il testo. Per uno zoom ancora maggiore, cliccare sul diagramma e poi ingrandirlo quanto desiderato.
La “Trappola” della Materialità OCSE nel Transfer Pricing: Il Caso CNH Industrial (Cass. Ord. 10438/2025)
Transfer Pricing nel Commodity Trading e la “Materialità” OCSE: Il Caso CNH Industrial (Cass. Ord. 10438/2025)
La Ordinanza della Corte di Cassazione n. 10438 del 22 aprile 2025 costituisce un precedente giurisprudenziale dirompente per i gruppi multinazionali che gestiscono volumi transazionali elevati. La vicenda vede contrapposti l’Agenzia delle Entrate e due colossi del settore automotive/industriale (CNH Industrial N.V. e FPT Industrial S.p.A.), in relazione all’anno d’imposta 2013.
Al centro del contenzioso vi erano rettifiche per importi considerevoli: maggior IRES per € 3.514.901, maggior IVA per € 522.160 e rettifiche IRAP, derivanti principalmente:
- per un verso, dallo scostamento dei prezzi intercompany rispetto al valore normale
- per altro verso, dal disconoscimento di costi del personale.
La fase di merito aveva visto le società contribuenti prevalere. In particolare, la Commissione Tributaria Regionale del Piemonte (oggi Corte di Giustizia Tributaria di 2° grado) aveva annullato i rilievi dell’Ufficio basandosi su una tesi difensiva affascinante ma insidiosa: la “non materialità” delle operazioni contestate. I giudici d’appello avevano ritenuto che, trattandosi di transazioni di importo inferiore a 5 milioni di euro o con un’incidenza sui ricavi inferiore all’1%, le società fossero esonerate da oneri documentali stringenti, richiamando le semplificazioni previste dalle Linee Guida OCSE.
L’Agenzia delle Entrate ha impugnato la sentenza, lamentando che tale interpretazione creasse una illegittima “zona franca” probatoria, violando l’art. 110, comma 7, del TUIR (nella versione ratione temporis vigente).
La Cassazione: Onere Probatorio “Immanente” nel Transfer Pricing nel Commodity Trading
La Suprema Corte ha accolto il ricorso dell’Amministrazione Finanziaria, smontando l’architettura difensiva basata sulla soglia di rilevanza. Il ragionamento dei giudici di legittimità (iter logico-giuridico) è rigoroso e non lascia spazio a interpretazioni di comodo.
Un Local File «Corposo» Da Solo Non Prova la Conformità al Principio di Libera Concorrenza
In primo luogo, la Corte censura la sentenza d’appello per vizio di motivazione apparente. I giudici di secondo grado avevano giustificato la congruità dei prezzi con un generico rinvio al «corposo Documento Nazionale» prodotto dalle società, senza tuttavia esplicitare quale specifica parte di esso supportasse la tesi difensiva. A tal proposito, infatti, al punto 6 dell’Ordinanza 10438/2025 (pag. 4), la Suprema Corte rileva espressamente:
«Invero non si ha il minimo riferimento a quali siano le giustificazioni addotte, sapendosi solo che esse dovrebbero ricavarsi dal corposo Documento Nazionale, senza alcun riferimento a specifiche parti d’esso […] Insomma, il vago e generico riferimento operato dai giudici d’appello impedisce la ricostruzione dell’iter logico e ciò determina l’invalidità sul punto dell’impugnata sentenza».
Inesistenza di Soglie Quantitative Minime che Esonerano dalla Prova della Conformità
In secondo luogo, e qui risiede il principio cardine per il Transfer Pricing nel Commodity Trading, la Corte stabilisce che le semplificazioni documentali OCSE non derogano al principio sostanziale di libera concorrenza. Per il Supremo Collegio, infatti, nel nostro ordinamento non esiste una soglia quantitativa al di sotto della quale il contribuente è esonerato dal provare la correttezza dei prezzi di trasferimento.
A tal riguardo, al punto 6 dell’Ordinanza 10438/2025 (pagg. 4-7 ), la Cassazione statuisce:
«Ed è vero che le Linee guida citate consentono, entro certi limiti […] di esimere i contribuenti dagli obblighi documentali configurati dalle linee stesse. Resta però pur sempre l’obbligo immanente, stabilito sia dal modello di convenzione OCSE, sia dalla disciplina interna (artt. 9 e 110 TUIR) del rispetto della libera concorrenza […]. Anche in tali casi dunque non basta al contribuente, in caso di verifica e riscontro da parte dell’Amministrazione […] asserire l’esenzione dall’obbligo di puntuale documentazione […] ma si afferma l’onere per il contribuente di dimostrare di aver rispettato il principio di libera concorrenza al momento in cui è stato fissato il prezzo di trasferimento».
Il Transfer Pricing nel Commodity Trading e l’Errore da Evitare: La “Trappola” della Materialità OCSE
Nell’Ordinanza n. 10438/2025, la Corte di Cassazione mette a nudo un errore interpretativo che, se commesso da una Major Energetica, può costare milioni in sanzioni.
Le società ricorrenti avevano imperniato la propria difesa su un’interpretazione “estensiva” delle Linee Guida OCSE (Capitolo V, Allegato II, così come richiamati al paragrafo 5.32., pag. 234), sostenendo che le transazioni definite di “poca materialità” (nel caso specifico, inferiori a 5 milioni di euro o all’1% dei ricavi) fossero esenti tout court dagli obblighi documentali.
Secondo la tesi difensiva, infatti:
- poiché l’OCSE suggerisce soglie di rilevanza per non gravare le imprese (Linee Guida OCSE, par. 5.32.: «Not all transactions that occur between associated enterprises are sufficiently material to require full documentation in the local file […] Thus, jurisdictional transfer pricing documentation requirements based on Annex II to Chapter V of these Guidelines should include specific materiality thresholds»);
- queste transazioni minori non necessitano di giustificazione puntuale nel Local File (Documentazione TP) e l’Ufficio non può sindacarle.
Semplificazione Documentale Non è Esenzione per le Operazioni di Transfer Pricing
La Suprema Corte ha chiarito che esiste una differenza abissale tra semplificazione documentale ed esenzione sostanziale. Anche se una transazione è troppo piccola per essere dettagliata nel Local File ai fini della c.d. penalty protection, essa non è mai esente dal rispetto dell’art. 110, comma 7, TUIR.
Il Rischio Sanzionatorio: Niente Penalty Protection Per il Transfer Pricing nel Commodity Trading
Affidarsi a questa argomentazione espone la società al peggiore dei scenari. Se si sceglie di non documentare una transazione (es. fee accessorie di trading) perché ritenuta “sotto soglia”, in caso di rettifica si perde automaticamente il diritto alla penalty protection. La protezione dalle sanzioni amministrative (art. 1, c. 6, D.Lgs. 471/97, vigente ratione temporis, ma che a partire dall’01/01/26 sarà sostituito dall’art. 27, comma 8 del D.Lgs. 5 novembre 2024, n. 173), infatti, copre solo le operazioni descritte in modo idoneo nella transfer pricing documentation (Masterfile e Local File). Ciò che non è documentato perché considerato “immateriale”, è per definizione sanzionabile.
Il Consiglio per il Management
Mai cadere nell’equivoco di considerare le soglie di materialità OCSE («materiality thresholds») come una franchigia fiscale. La corretta strategia di Transfer Pricing nel Commodity Trading richiede che anche le transazioni minori siano coperte da un’analisi di benchmark (magari aggregata o semplificata), pronta per essere esibita. L’obiettivo non è solo difendere il prezzo, ma garantire che, in caso di contestazione, la documentazione sia giudicata “idonea” a disapplicare le sanzioni, anche per le operazioni ancillari.
Transfer Pricing nel Commodity Trading e gli Impatti Operativi per le Major Energetiche
Per una multinazionale dell’energia, questa pronuncia impone un cambio di paradigma nella gestione del rischio fiscale. Il settore del Transfer Pricing nel Commodity Trading, infatti, presenta non di rado una dicotomia strutturale:
- da un lato i flussi core (Oil & Gas) dai volumi enormi e iper-controllati;
- dall’altro, una miriade di transazioni accessorie e capillari.
Proprio queste ultime, prese singolarmente, sono state storicamente considerate “immateriali” (id est, di esiguo valore economico/commerciale in confronto alle restanti operazioni della controllata o del gruppo) e, spesso, non degne di una puntuale giustificazione nel Local File. Tuttavia, l’Ordinanza n. 10438/2025 ha cancellato questa zona di comfort: tali operazioni accessorie devono ora considerarsi pienamente esposte all’accertamento tributario, poiché l’onere della prova sulla congruità dei prezzi è stato definito dalla Corte come «immanente» e non derogabile da soglie quantitative. La holding e/o le sue subsidiaries saranno comunque chiamate a provare (e, quindi, a “documentare” adeguatamente) che il prezzo di trasferimento praticato in tali “minori” operazioni intercompany è conforme al principio di libera concorrenza ai sensi dell’art. 110, comma 7, TUIR. (i.e., arm’s length principle – art. 9 Modello OCSE).
Vediamo quindi come una Major possa trasformare questo principio giurisprudenziale in asset difensivo, agendo su due orizzonti temporali.
Difesa Con l’Adeguata Documentazione delle Operazioni Ancillari di Transfer Pricing nel Commodity Trading
Ipotizziamo lo scenario critico: la holding o una controllata è oggetto di verifica (Guardia di Finanza o Agenzia delle Entrate) su transazioni ancillari “minori” (es. fee di logistica, servizi di hedging puntuali, riaddebiti di costi amministrativi di trading desk locali), non dettagliate analiticamente nel Masterfile.
In questo frangente, la strategia difensiva non può più basarsi sull’argomento della “scarsa rilevanza” o sul generico rinvio alla documentazione di gruppo. La Cassazione è stata tranchant: il rinvio generico al «corposo Documento Nazionale» senza indicare la specifica giustificazione per la singola operazione costituisce «motivazione parvente» ed è illegittimo (cfr. punto 5, pag. 4 dell’Ordinanza 10438/2025).
L’Azione Correttiva nelle Operazioni di Transfer Pricing
In sede di contraddittorio, è cruciale non limitarsi a depositare la TP Documentation generica. Bisogna produrre memorie integrative corredate da analisi economiche puntuali (c.d. mini-benchmark o analisi dei costi specifici per i servizi accessori). L’obiettivo è dimostrare la conformità al valore normale (art. 110, comma 7 – art. 9, comma 3 TUIR, vigenti prima della riforma del 2017), o, per essere attuali, al principio di libera concorrenza (art. 110, comma 7 e art. 9 Modello OCSE, vigenti dopo la riforma del 2017) della specifica micro-transazione contestata, colmando ex post quel vuoto argomentativo che la Suprema Corte ha sanzionato nel caso CNH/FPT.
Per un approfondimento sul regime normativo e giurisprudenziale del transfer pricing, applicabile prima e dopo la riforma del 2017, rimando alla lettura del mio articolo La Nozione di Controllo nel Transfer Pricing per la Cassazione.
Prevenzione del Rischio Fiscale per il Transfer Pricing nel Commodity Trading: Contrattualistica e Matrix Pricing
L’aspetto più prezioso di questa ordinanza risiede nella sua funzione di “bussola” per la compliance futura. Come anticipato nell’introduzione del presente articolo, nutro personalmente un debole per questo concetto: anticipare la difesa fiscale già nella fase di costruzione della contrattualistica commerciale infragruppo. Per blindare i profitti derivanti dal Transfer Pricing nel Commodity Trading e prevenire rettifiche che erodono l’EBITDA di gruppo [ossia, Earnings Before Interest, Taxes, Depreciation and Amortization, equivalente al MOL – Margine Operativo Lordo), quindi, può essere molto utile agire su 3 livelli strategici:
A. Contrattualistica Intercompany “Granulare”
Potrebbe essere insufficiente regolare con framework agreements i grandi flussi di commodities [es:, petrolio greggio, prodotti raffinati, gas naturale e GNL (Gas & LNG), ecc….]. Sarebbe invece opportuno mappare e contrattualizzare analiticamente le transazioni ancillari (demurrage, ispezioni, differenziali di nolo, servizi di agency). Con l’Ordinanza in commento, la Cassazione insegna che l’assenza di documentazione specifica espone al rischio di ripresa fiscale indipendentemente dall’importo: ogni flusso finanziario deve avere il suo “specchio” contrattuale che ne definisca i driver di prezzo.
B. Scelta del Metodo e “Matrix Pricing”
Per gestire l’onere probatorio su migliaia di piccole transazioni senza paralizzare l’operatività del trading, l’approccio case-by-case potrebbe essere non sempre il migliore. Una possibile soluzione è adottare metodologie di pricing standardizzate e pre-codificate (es. matrici di costo pre-approvate o l’uso dei safe harbors OCSE per i servizi a basso valore aggiunto, ove applicabili), supportate da policies interne rigorose. Questo approccio, infatti, potrebbe meglio soddisfare la richiesta di «puntuale documentazione» della Cassazione (cfr. punto 6, pag. 6 dell’Ordinanza 10438/2025), garantendo coerenza e difendibilità su larga scala.
C. Audit Readiness e Data Retention
La documentazione di Transfer Pricing nel Commodity Trading deve evolvere da mero adempimento formale a strumento sostanziale. I sistemi ERP aziendali devono essere configurati per estrarre rapidamente la giustificazione del prezzo per ogni singola linea di transazione. A tal proposito, giova ricordare a noi stessi la Risposta all’Istanza di Interpello n. 174 del 21 agosto 2024, con la quale l’Agenzia delle Entrate, ai fini dell’accesso al regime di penalty protection:
- da un lato, e in via principale, ribadisce la necessaria redazione in lingua italiana della Documentazione TP Nazionale, ossia, il Local File (pag. 9: «Il Master file e la Documentazione Nazionale devono essere redatti in lingua italiana; tuttavia il Master file può essere presentato in lingua inglese»);
- dall’altro lato, ricorda che la medesima documentazione deve in ogni caso essere «idonea a consentire il riscontro della conformità al valore normale dei prezzi di trasferimento praticati» (pag. 7). Come accennato, a seguito della riforma del 2017, detta conformità va riferita al principio di libera concorrenza (art. 110, comma 7, TUIR).
In conclusione, l’ordinanza 10438/2025 elimina le zone d’ombra. Per le Multinazionali del Settore Energetico il messaggio è inequivocabile: la “materialità” non è uno scudo giuridico. La vera prevenzione passa attraverso la capacità di giustificare, con dati alla mano e in real time, la congruità di ogni singolo tassello della catena del valore, anche il più piccolo.
Diagramma Illustrativo: Nuovi Paradigmi e Strategie di Transfer Pricing nel Commodity Trading
Per avere una visione d’insieme immediata e operativa, ho sintetizzato nel seguente grafico l’iter logico-giuridico seguito dalla Suprema Corte nell’Ordinanza 10438/2025 e le relative implicazioni pratiche. Il diagramma mappa visivamente il percorso decisionale, evidenziando come trasformare i rischi derivanti dalla “trappola della materialità” in best practices di compliance preventiva, blindando così la fiscalità di gruppo. I principi illustrati possono essere molto rilevanti per il Transfer Pricing nel Commodity Trading Oil & Gas.
Ingrandire l’immagine per leggere meglio il testo. Per uno zoom ancora maggiore, cliccare sul diagramma e poi ingrandirlo quanto desiderato.
Transfer Pricing e Infrastrutture Energetiche: Il Caso Azienda Elettrica Ticinese (Cass. Ord. 12432/2025)
Transfer Pricing nel Commodity Trading e il Nodo delle Infrastrutture: Il Caso Azienda Elettrica Ticinese (Cass. Ord. 12432/2025)
L’Ordinanza della Corte di Cassazione n. 12432/2025, rappresenta uno snodo cruciale per gli operatori del settore energetico. In questo settore, infatti, il valore economico non risiede solo nella molecola (gas o petrolio), ma anche nella capacità logistica di spostarla nel momento giusto e nel luogo giusto. Ebbene, come attestato dalla pronuncia in commento – letta in combinato disposto con la sottostante sentenza di merito (CTR Lombardia n. 4686/2021) – il pricing dell’accesso alle infrastrutture strategiche (gasdotti, elettrodotti, terminali GNL) è un tema di crescente conflittualità con le Autorità fiscali.
Sebbene l’esito formale in Cassazione sia un’estinzione per cessazione della materia del contendere, la genesi della controversia e la strategia processuale adottata offrono lezioni indispensabili per la gestione del rischio fiscale nelle multinazionali, specialmente in tema di Transfer Pricing nel Commodity Trading.
La Vicenda: La Contestazione sul “Capacity Booking” nel Transfer Pricing nel Commodity Trading
La controversia vede contrapposte l’Azienda Elettrica Ticinese Italia s.r.l. (risultante da complesse operazioni di fusione infragruppo) e l’Agenzia delle Entrate. Oggetto del contendere è l’avviso di accertamento emesso per l’anno d’imposta 2012 ai fini IRES. L’Amministrazione Finanziaria ha focalizzato la propria attività di verifica sulla congruità dei prezzi di trasferimento applicati in operazioni intercompany, ai sensi dell’allora vigente art. 110, comma 7, del TUIR.
Ricordo nuovamente che prima della riforma del 2017, il parametro della congruità dei prezzi di trasferimento era il c.d. «valore normale» ex art. 9, comma 3, TUIR, così come richiamato dall’ art. 110, comma 7, illo tempore vigente. Oggi, invece, il novellato art. 110, comma 7, TUR, parametra la congruità del transfer price a quello praticato in condizioni di «libera concorrenza». Per un approfondimento sul regime applicabile al periodo pre/post riforma del 2017, rimando alla lettura dell’articolo La Nozione di Controllo nel Transfer Pricing per la Cassazione.
Il Capacity Booking nel Transfer Pricing nel Commodity Trading: Asset o Servizio?
Come si evince dalle premesse in fatto dell’Ordinanza 12432/2025 , nella fattispecie la Guardia di Finanza prima e l’Agenzia delle Entrate poi, hanno contestato la valorizzazione del
«diritto di utilizzo della capacità della Merchant Line, finalizzata al trasporto di energia elettrica (Italia-Svizzera)».
La contestazione, quindi, non riguardava il prezzo della commodity in sé (es., il gas, o l’energia elettrica come nel caso oggetto dell’Ordinanza), bensì sul valore economico dell’infrastruttura logistica (il c.d. Capacity Booking).
Nel Transfer Pricing nel Commodity Trading, infatti, il Capacity Booking è il contratto che garantisce l’uso di una “corsia” nell’infrastruttura:
Per una Major Oil & Gas, è il diritto di trasporto nei gasdotti internazionali (es. Transmed, TAG). È la prenotazione dello “spazio” per far fluire il gas all’estero fino al mercato italiano.
Per una Major Power, è la riserva di potenza sugli elettrodotti di frontiera (Merchant Line).
Dalla lettura della sentenza di secondo grado (CTR Lombardia n. 4686/2021), emerge che la società italiana aveva acquistato capacità di trasporto per 13 anni, rivendendone una parte a terzi (a prezzi di mercato variabili) e una parte rilevante alla propria controllante svizzera a un prezzo fisso e basso (Cost Plus con mark-up irrisorio).
Rischio Fiscale e Base Erosion nel Transfer Pricing nel Commodity Trading
Tale rischio emerge ogni volta che il Fisco controlla se il prezzo pagato o incassato per questa “prenotazione” (capacity booking) sia arm’s length. Nel caso di specie, l’Agenzia delle Entrate ha ritenuto che il prezzo fisso applicato alla consociata svizzera fosse fuori mercato, nascondendo un trasferimento di materia imponibile.
L’operazione contestata nel Transfer Pricing nel Commodity Trading ha generato, secondo l’Ufficio, un duplice effetto distorsivo:
Profit Shifting: La società italiana ha rinunciato agli extra-profitti derivanti dalla volatilità del mercato, trasferendoli di fatto alla Svizzera (che ha potuto sfruttare la capacità a basso costo).
Base Erosion: Se guardiamo l’operazione dal lato dei costi, una società che paga troppo per la capacità riduce indebitamente la propria base imponibile. Per un approfondimento sui rischi di indeducibilità, rimando al mio articolo sulla Deducibilità dei Costi per l’Impresa.
L’Ufficio ha quindi rettificato l’utile della società italiana, accertando un maggior reddito. La fase di merito è stata disastrosa per la contribuente: sia la CTP di Milano che la CTR della Lombardia hanno confermato la pretesa erariale, avallando l’uso del Profit Split Method al posto del CUP proposto dalla società.
Il Principio di Diritto e la “Resa Ragionata” nel Transfer Pricing nel Commodity Trading
La Corte di Cassazione, con l’Ordinanza n. 12432/2025, ha dichiarato l’estinzione del giudizio per intervenuta conciliazione. La società, infatti, dopo due sconfitte nei precedenti gradi di merito, ha scelto di “chiudere il rischio” pagando. Questa “resa ragionata” è il vero principio strategico.
La sentenza della CTR Lombardia, a pag. 8, aveva infatti affermato un principio pericoloso per il Transfer Pricing nel Commodity Trading:
«Nessun operatore commerciale si sarebbe vincolato così a lungo a quelle condizioni, in un mercato così variabile come quello dell’energia (senza nemmeno prevedere possibilità di revisione dei criteri di calcolo mediante aggiustamenti periodici dei margini), e tale scelta imprenditoriale – effettivamente – si giustifica e acquisisce un senso non alla luce dei criteri e delle logiche di mercato che definiscono l’assetto dei rapporti contrattuali fa operatori indipendenti e portatori di interessi differenti, ma solo alla luce delle logiche e delle strategie interne al gruppo».
La scelta della società di aderire a una conciliazione onerosa, rinunciando a una pronuncia della Cassazione, infatti, evidenzia la consapevolezza della debolezza della propria posizione difensiva di fronte a una doppia soccombenza di merito ben motivata. E la decisione di conciliare è agevolmente spiegabile. Accettare una sentenza di Cassazione che confermasse il rilievo sopra riportato avrebbe creato un precedente “tombale”, legittimando l’uso estensivo del Profit Split Method su tutti i contratti infrastrutturali a lungo termine della Major. Un principio sfavorevole che avrebbe potuto impattare negativamente su annualità successive o su altre società del gruppo.
Difesa con la Accurate Delineation delle Operazioni di Transfer Pricing nel Commodity Trading
Se una Major energetica si trova oggi a fronteggiare verifiche sul pricing di gasdotti o rigassificatori, la lezione è chiara. L’utilizzo del Cost Plus Method per determinare il prezzo dell’operazione di capacity booking intercorsa con una o più società appartenenti al medesimo gruppo, può esporre il gruppo “as a whole” a vulnerabilità.
E nel caso in cui l’Amministrazione contesta che il valore della capacità include un “premio” legato alla scarsità (spread PSV vs TTF), la difesa deve basarsi sulla Accurate Delineation della transazione, come previsto dal Capitolo I delle Linee Guida OCSE.
Ai sensi del paragrafo 1.35 (pag. 39) delle OECD Transfer Pricing Guidelines (2022):
«The accurate delineation of the actual transaction or transactions between the associated enterprises requires analysis of the economically relevant characteristics of the transaction. These economically relevant characteristics consist of the conditions of the transaction and the economically relevant circumstances in which the transaction takes place».
Bisogna dimostrare che l’eventuale extra-profitto derivante dall’arbitraggio geografico spetta all’entità che ha assunto il “rischio mercato” (la Trading Unit), e non alla società che detiene meramente l’asset infrastrutturale (la PropCo), la quale dovrebbe ricevere una remunerazione più stabile e a basso rischio. Secondo le Linee Guida OCSE (Chapter 1 – sezione D.1.2.1. Analysis of risks in commercial or financial relations, pag. 47 e ss.), infatti, il profitto segue il rischio, e il rischio segue il controllo (Control over Risk). Se la documentazione non supporta questa allocazione del rischio, la difesa crolla e il contenzioso rischia di finire come nel caso Ticinese: con una capitolazione nel merito, sebbene gestita in modo intelligente nella fase di legittimità.
Analisi del Valore dell’Opzione (Real Option) nel Transfer Pricing nel Commodity Trading
Per prevenire contestazioni, occorre evitare di considerare il gasdotto solo come un mezzo di trasporto e iniziare a vederlo come una preziosa “opzione di arbitraggio”. Una sorta di “biglietto prioritario” che, quando il mercato è volatile, permette di comprare il gas dove costa poco (es. Olanda) e rivenderlo dove costa tanto (es. Italia), incassando l’intera differenza.
Se la policy di transfer pricing nel commodity trading applica il semplice Cost Plus Method (un prezzo basato solo sui costi di gestione del tubo) e cede questo “biglietto” alla consociata ad un prezzo molto basso, si ignora il suo valore reale. L’Agenzia delle Entrate, quindi, potrebbe contestare alla Major energetica italiana di aver svenduto all’estero un’opportunità di guadagno milionaria, id est, extra profitti tassabili in Italia.
Prevenzione del Rischio Fiscale Per il Transfer Pricing nel Commodity Trading: Segregazione Funzionale, Pricing Dinamico e Documentazione delle Real Options
In conclusione, per evitare un accertamento dell’Agenzia delle Entrate su future operazioni di Transfer Pricing nel Commodity Trading aventi ad oggetto il capacity bookin, le multinazionali potrebbero adottare alcune misure come, ad esempio: Attuare una Segregazione Funzionale, Adottare un Pricing Dinamico e Documentare le Real Options.
Attuare una Segregazione Funzionale
Le MNEs dell’Energia potrebbero innanzitutto definire chiaramente nella documentazione di transfer pricing (Masterfile e Local File):
chi è l’imprenditore del trading (Trading Unit), vale a dire la società che se, da un lato, specula esercitando l’opzione di arbitraggio, dall’atro si assume i rischi imprenditoriali di tale operazione e, più in generale, della volatilità dei prezzi della commodity (es., del gas);
chi è il fornitore di capacità (PropCo), che si limita a possedere e gestire fisicamente l’infrastruttura, come ad es., il gasdotto.
Adottare un Pricing Dinamico
In secondo luogo, le Major dell’Energia Oil & Gas potrebbero valutare di abbandonare le tariffe fisse flat per l’uso delle infrastrutture infragruppo, in favore di meccanismi con clausole di revisione (price review). Queste ultime, infatti, potrebbero meglio riflettere il comportamento di parti indipendenti in mercati volatili.
Diversamente, la Guardia di Finanza e/o l’Agenzia delle Entrate, facendo tesoro del rilievo della CTR della Lombardia (Sent. n. 4686/2021) poi confermato dall’Ordinanza 12432/2025 della Cassazione in commento, potrebbero contestare alla multinazionale che «in un mercato così variabile come quello dell’energia», ha regolato l’operazione di transfer pricing con la consociata «senza nemmeno prevedere possibilità di revisione dei criteri di calcolo mediante aggiustamenti periodici dei margini». E tale accortezza vale soprattutto con riguardo ai contratti long term che spesso caratterizzano le operazioni di transfer pricing nel commodity trading Oil & Gas. Proprio con riguardo a tali contratti, infatti, la medesima CTR aveva altresì rilevato che «nessun operatore commerciale si sarebbe vincolato così a lungo a quelle condizioni».
Documentare le Real Options
In terzo luogo, le Multinazionali dell’Energia potrebbero giustificare in seno ai Master File (Transfer Pricing Documentation) le ragioni per le quali l’allocazione dei profitti derivanti dall’arbitraggio è coerente con l’allocazione dei rischi e degli asset strategici. Occorre infatti ricordare che, secondo le Linee Guida OCSE (Chapter 1 – sezione D.1.2.1. Analysis of risks in commercial or financial relations, pag. 47 e ss.), il profitto segue il rischio, e il rischio segue il controllo sullo stesso (Control over Risk). Il profitto è la remunerazione per aver assunto decisioni imprenditoriali rischiose. Una società (ad esempio, la Trading Unit) che ha il controllo sulle decisioni strategiche relative a come gestire un rischio [es. se e quando effettuare un arbitraggio (Real Options), come coprirsi dalle fluttuazioni di prezzo] è quella che, secondo il principio di libera concorrenza (arm’s length principle), avrebbe diritto ai profitti o subirebbe le perdite che ne derivano.
In conclusione, l’Ordinanza della Cassazione n. 12432/2025 (così come la sentenza della CTR Lombardia n. 4686/2021), insegna che nel settore energetico la battaglia fiscale si sta spostando dalla commodity all’infrastruttura. Una major che voglia proteggere il proprio valore deve anticipare questa tendenza, costruendo una compliance fiscale che rifletta la sostanza economica e i rischi reali del business, evitando di dover gestire il danno quando i giudici di merito hanno già validato le tesi dell’Ufficio.
Diagramma Illustrativo: Il Capacity Booking Come Real Option Per il Transfer Pricing nel Commodity Trading Oil & Gas
L’estinzione del giudizio per conciliazione non deve trarre in inganno: il caso Azienda Elettrica Ticinese fissa paletti precisi per chi opera con asset infrastrutturali. Il grafico seguente decodifica la vicenda processuale oggetto dell’Ordinanza della Cassazione n. 12432/2025. In particolare, il diagramma evidenzia come l’errata qualificazione del Capacity Booking possa generare rischi sistemici e quali contromisure adottare in fase di compliance preventiva. Tali temi risultano cruciali per il Transfer Pricing nel Commodity Trading, data l’intrinseca volatilità dei prezzi delle materie prime (metano, GNL, greggio, NGL, GPL) e il conseguente impatto sul valore d’uso delle infrastrutture di trasporto (gasdotti e oleodotti).
Ingrandire l’immagine per leggere meglio il testo. Per uno zoom ancora maggiore, cliccare sul diagramma e poi ingrandirlo quanto desiderato.
Il Controllo Societario nel Transfer Pricing: Il Caso Domori/Illy (Cass. Ord. 18058/2025)
Nozione di Controllo e Joint Ventures Per il Transfer Pricing nel Commodity Trading: Il Caso Domori/Illy (Cass. Ord. 18058/2025)
In tema di Transfer Pricing nel Commodity Trading, la corretta identificazione del perimetro di consolidamento societario è il primo passo per una corretta compliance fiscale. A ben vedere, ai fini del transfer pricing, più che di perimetro di consolidamento, riterrei più corretto parlare di “perimetro delle operazioni intercompany”. Ebbene, l’operazione di tracciamento di tale perimetro, a sua volta, implica la corretta comprensione e applicazione della nozione di controllo societario ai fini della normativa tributaria sul transfer pricing. Ed è proprio tale disciplina che è stata oggetto di una recente riforma. A tal riguardo, l’Ordinanza della Corte di Cassazione n. 18058 del 3 luglio 2025 ha fornito un chiarimento fondamentale sulla successione delle norme nel tempo, distinguendo nettamente tra il regime antecedente e quello successivo alla riforma del transfer pricing:
- introdotta dall’art. 59 del D.L. n. 50/2017
- e completata dal Decreto Ministeriale del 14 maggio 2018
Comprendere con esattezza la portata e la decorrenza della riforma è un fattore cruciale per la corretta applicazione al caso concreto della nozione di controllo nel transfer pricing. Il tema è stato già ampiamente esaminato nell’articolo La Nozione di Controllo nel Transfer Pricing per la Cassazione, al quale pertanto si rimanda per ogni approfondimento. Anche l’Ordinanza qui in commento è stata ivi esaminata. Nei successivi paragrafi, pertanto, ci si limiterà a delineare alcuni tratti rilevanti dall’argomento in questione, rimandando per il resto al già citato contributo.
Il Caso Domori/Agriland: Influenza “Potenziale” vs “Concreta”
Nel caso in esame, l’Agenzia delle Entrate aveva accertato la società Domori per l’anno 2015, contestando i prezzi applicati al distributore monegasco Agriland. Non essendoci una partecipazione di controllo ai sensi dell’art. 2359 c.c., l’Ufficio aveva invocato l’esistenza di un “controllo di fatto” o “influenza dominante” basandosi su indizi quali la presenza di amministratori comuni e l’assenza di penali contrattuali per il mancato raggiungimento dei budget di vendita.
La Cassazione ha respinto il ricorso dell’Ufficio, stabilendo 2 principi chiave per la gestione delle verifiche sugli anni pre-riforma (fino al 2017):
Irretroattività della Riforma: La Corte ribadisce che la nuova nozione di controllo (ancorata rigidamente all’art. 2359 c.c., dall’art. 59 del D.L. n. 50/2017 e dal D.M. 14/05/2018) non ha effetto retroattivo. Per gli anni fino al 2017 (incluso), vige ancora la vecchia nozione di “influenza economica potenziale”.
Onere della Prova Rafforzato: Tuttavia, anche sotto il vecchio regime, l’influenza economica non può essere presunta da meri indizi formali. Deve essere provata la “sudditanza economica concreta”.
Nell’Ordinanza 18058/2025 la Suprema Corte ha valorizzato l’autonomia gestionale della controparte, affermando (al punto 1.1, pag. 5):
«La pronuncia non tanto risolve la questione sulla base dei sintomi indicati dall’ufficio […] ma nega proprio alla radice la rilevanza di tali sintomi […] In particolare, la CGT di 2^ grado: 1) ritiene che la comunanza fra le due società di due consiglieri […] non sia accompagnata dalla sussistenza di concrete iniziative gestorie che avrebbero portato alla sudditanza economica di Agriland».
Inoltre, la Cassazione ha ritenuto giustificata la mancata applicazione di penali contrattuali. A tal riguardo, la Corte ha confermato la difesa della società secondo cui ciò dipendeva da problemi produttivi del fornitore stesso, e non da una volontà di favorire la consociata. Viene così smentita l’ipotesi di influenza dominante.
Rilevanza per Joint Ventures Upstream e Contratti di Off-Take Tipici del Transfer Pricing nel Commodity Trading Oil & Gas
Per una Major dell’Energia operante nel settore Oil & Gas, l’Ordinanza n. 18058/2025 in commento potrebbe avere implicazioni rilevanti nella gestione delle Joint Ventures (JV) nei paesi produttori (Upstream). Spesso, infatti, queste MNEs operano in Paesi come il Kazakistan, la Nigeria o l’Egitto tramite JV in cui detengono quote di minoranza, ma esercitano un’influenza notevole grazie alla tecnologia fornita, agli accordi operativi (Joint Operating Agreements – JOA) o ai Contratti di Off-Take esclusivi del greggio estratto.
Joint Ventures (JV) Upstream
Nel settore Oil & Gas, le Joint Ventures sono cruciali in quanto le operazioni di esplorazione e produzione coinvolgono strutturalmente parti correlate. Il rischio fiscale si annida nella ripartizione dei costi operativi e nella valorizzazione dei servizi infragruppo. Sebbene una JV paritetica (50/50) possa formalmente mitigare la presunzione di controllo civilistico, le autorità fiscali – in linea con l’Ordinanza della Cassazione n. 18058/2025 in esame – superano il dato azionario per verificare l’esistenza di una “influenza economica stabile” o di fatto. Tale influenza, svincolata dai rigidi requisiti dell’art. 2359 c.c., potrebbe risultare sufficiente a giustificare la rettifica dei prezzi di trasferimento qualora si ravvisi un condizionamento sulle decisioni imprenditoriali del partner.
Contratti di Off-Take
I Contratti di Off-Take, invece, sono ulteriori accordi spesso presenti nelle operazioni di Transfer Pricing nel Commodity Trading. In tali contratti, infatti, un acquirente correlato si impegna a ritirare quote della produzione futura. Qui il rischio fiscale verte sulla determinazione della “data di fissazione del prezzo” (pricing date). In rigorosa applicazione del paragrafo 2.22 (pag. 99), Capitolo II delle Linee Guida OCSE (2022), è onere del contribuente fornire “prove attendibili” (reliable evidence) – quali contratti registrati o proposte e accettazioni con data certa – che la pricing date sia stata concordata ex ante e non manipolata ex post per sfruttare arbitrariamente le fluttuazioni di mercato a fini di pianificazione fiscale. A tal proposito, infatti, il citato par. 2.22, stabilisce espressamente che:
«A particularly relevant factor for commodity transactions determined by reference to the quoted price is the pricing date, which refers to the specific time, date or time period (e.g. a specified range of dates over which an average price is determined) selected by the parties to determine the price for commodity transactions. Where the taxpayer can provide reliable evidence of the pricing date agreed by the associated enterprises in the controlled commodity transaction at the time the transaction was entered into…»
Il Controllo “Per il Passato” e il Controllo “Per il Futuro” delle Operazioni di Transfer Pricing nel Commodity Trading
Premesso ciò, le multinazionali dell’energia sono chiamate a svolgere una valutazione:
Per il passato (anni aperti pre-2018): L’Agenzia potrebbe tentare di applicare la normativa sul transfer pricing (art. 110, comma 7, TUIR) sostenendo che la Joint Venture è “di fatto” controllata dall’Italia. L’Ordinanza n. 18058/2025 a tal riguardo potrebbe fornire una possibile difesa: se la JV ha una propria struttura, propri asset e un management non eterodiretto, la normativa sul transfer pricing non si applica, anche se vi sono consiglieri di nomina della major nel board.
Per il presente (anni post-2018): La certezza del rinvio all’art. 2359 c.c., permetterebbe di escludere con maggiore sicurezza dal perimetro del transfer pricing nel commodity trading le transazioni con partner terzi o JV non consolidate, semplificando notevolmente la compliance e riducendo i rischi di rettifica sui prezzi di acquisto del greggio equity.
Per un approfondimento specifico su questo tema, rimando al mio articolo dedicato: “La Nozione di Controllo nel Transfer Pricing per la Cassazione”.
L’Erroneo Perimetro delle Operazioni Intercompany: 2 Conseguenze Per il Transfer Pricing nel Commodity Trading
Appare quindi evidente che tracciare il perimetro delle operazioni intercompany è un’operazione molto delicata.
A tal fine, le multinazionali dell’energia sono chiamate a identificare e applicare allo specifico caso concreto, la corretta nozione di controllo societario ai fini del transfer pricing. Se tale operazione non venisse eseguita correttamente, verrebbe tracciato un perimetro di consolidamento ai fini del transfer pricing (i.e., perimetro delle operazioni intercompany) minore di quello reale.
In tale ipotesi, la prima ricaduta applicativa sarebbe la predisposizione di una transfer pricing documentation (Masterfile e Loca File) qualitativamente poco adeguata e/o quantitativamente insufficiente. Ciò, in quanto, redatta con riguardo a un numero di società (controllate) e/o transazioni transfrontaliere (relative a tali società) minori rispetto a quelle reali. La seconda ricaduta, direttamente dipendente dalla prima, è di carattere giuridico-tributario e consiste nella probabile perdita della “Penalty Protection” ex art. 1, c. 6, D.Lgs. 471/97, norma che, a partire dall’01/01/26, sarà abrogata e sostituita dall’art. 27, comma 8 del D.Lgs. 5 novembre 2024, n. 173. Si tratta, come accennato, dello speciale regime di disapplicazione delle sanzioni amministrative tributarie, applicabile quando l’Agenzia delle Entrate, mediante notifica dell’avviso di accertamento, procede a rettificare i prezzi di trasferimento delle operazioni intercompany.
Diagramma Illustrativo: Perimetro di Controllo e Transfer Pricing nel Commodity Trading
La corretta individuazione del perimetro di consolidamento fiscale costituisce la prima linea di difesa contro le rettifiche da milioni di euro. Il grafico seguente sintetizza l’impatto della distinzione temporale (ante/post Riforma 2017) sancita dalla Cassazione con l’Ordinanza 18058/2025, offrendo una guida visiva immediata per la gestione delle Joint Ventures Upstream e la blindatura dei contratti di Off-Take nel contesto del Transfer Pricing nel Commodity Trading Oil & Gas.
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Il TNMM Può Essere Preferibile al CUP nel Transfer Pricing: Il Caso De Grisogono (Cass. Ord. 29083/2025)
Metodologia di Transfer Pricing nel Commodity Trading. Il TNMM Può Essere Preferibile al CUP: Il Caso De Grisogono (Cass. Ord. 29083/2025)
La corretta selezione del metodo di Transfer Pricing nel Commodity Trading rappresenta lo snodo cruciale di ogni strategia difensiva. Storicamente, nel settore Oil & Gas, il metodo del confronto di prezzo (CUP – Comparable Uncontrolled Price) è stato considerato il “Re” incontrastato, spesso ritenuto l’unica via percorribile in presenza di beni fungibili quotati.
La disponibilità di quotazioni pubbliche e trasparenti (come Platts, Argus, Brent, TTF) offriva una base solida per giustificare la congruità dei prezzi intercompany. Tuttavia, l’Ordinanza della Corte di Cassazione n. 29083 del 4 novembre 2025 (caso De Grisogono) ha radicalmente mutato questo scenario. La Suprema Corte ha infatti scardinato la rigida gerarchia dei metodi di transfer pricing, legittimando l’uso di metodologie reddituali (TNMM) anche in presenza di scambi di beni tangibili, qualora l’analisi funzionale lo suggerisca.
Il Caso De Grisogono: Analisi della Vicenda e Contestazione
Per comprendere l’impatto sul Transfer Pricing nel Commodity Trading, è essenziale analizzare i dettagli della controversia. Le parti in causa erano l’Agenzia delle Entrate e la De Grisogono Italia s.r.l., filiale distributiva di una nota maison svizzera.
L’Amministrazione Finanziaria ha notificato avvisi di accertamento per gli anni d’imposta dal 2010 al 2013, recuperando a tassazione imposte IRES e IRAP per circa 4,7 milioni di euro. La contestazione nasceva da una verifica della Guardia di Finanza che aveva evidenziato perdite sistematiche in capo alla società italiana per il periodo 2010-2014.
L’Ufficio, applicando l’art. 110, comma 7 del TUIR (nella versione ratione temporis vigente, basata sul «valore normale»), ha disconosciuto il metodo del prezzo di rivendita [Resale Price Method (RPM)] o del confronto di prezzo [CUP], ritenuti inaffidabili a causa della struttura dei costi della filiale. Ha invece applicato il metodo TNMM (Transactional Net Margin Method), utilizzando come Profit Level Indicator (PLI) il ROS (Return on Sales).
La società contribuente, risultata vittoriosa nei gradi di merito (CTP Firenze e CTR Toscana). Sosteneva l’inapplicabilità del TNMM. La difesa argomentava che le perdite non derivavano dai prezzi di trasferimento dei gioielli, bensì dagli elevati costi fissi di locazione delle boutique di lusso (Roma e Porto Cervo). Inoltre, la contribuente eccepiva la violazione della gerarchia dei metodi, sostenendo la prevalenza del metodo tradizionale basato sul prezzo [Comparable Uncontrolled Price (CUP) method], supportata dalla (ormai superata) Circolare Ministeriale n. 32/80.
La Cassazione Stabilisce un Principio Utile per il Transfer Pricing nel Commodity Trading: TNMM e Low Risk Distributor
Nell’accogliere il ricorso dell’Agenzia delle Entrate, la Corte di Cassazione ha ribaltato l’esito dei giudizi di merito. L’iter logico-giuridico seguito dai giudici di legittimità è di fondamentale importanza per le multinazionali dell’energia, in quanto chiarisce la natura delle Linee Guida OCSE e la selezione del “Metodo Più Appropriato” (Most Appropriate Method).
La Corte ha innanzitutto chiarito la natura delle raccomandazioni OCSE, definendole non fonti gerarchiche, ma «norme tecniche» indispensabili. Al punto 4.5 (pag. 16) dell’Ordinanza 29083/2025, infatti, la Corte afferma testualmente:
«Non è revocato in dubbio che le raccomandazioni Ocse fuoriescano dalla gerarchia delle fonti. Si tratta infatti di norme tecniche, sistemi derivati da modelli matematici, contabili e attuariali che sono tradizionalmente sussidiari alle disposizioni normative […]. Ne deriva quanto sia fuorviante ricercare nelle raccomandazioni Ocse un metodo in astratto prevalente sull’altro […]».
Sulla base di questa premessa, la Corte ha enunciato il seguente principio di diritto (punto 5, pag. 19 dell’Ordinanza 29083/2025), che legittima l’uso del TNMM per i distributori a rischio limitato (Low Risk Distributor):
«La CGT-2 si atterrà al seguente principio di diritto: “in tema di transfer pricing (art. 110, comma 7, t.u.i.r.), nell’ipotesi di cessione di beni infra-gruppo tra due società a basso rischio, con alea ridotta in ragione dell’unicità del centro di produzione che opera sostanzialmente su ordini già confermati, il sistema di TNMM risulta più aderente rispetto al CUP, perché il margine di guadagno è criterio più indicativo rispetto al prezzo che non è frutto di libero mercato”».
Questo passaggio sancisce la legittimità del TNMM quando la tested party (la società verificata) svolge funzioni routinarie e non assume rischi significativi. In tali circostanze, la redditività netta diventa l’indicatore più affidabile della conformità al principio di libera concorrenza, poiché sterilizza le inefficienze operative che un metodo basato sul prezzo (CUP) o sul margine lordo (RPM) non catturerebbe.
La Riqualificazione delle LRD nel Transfer Pricing nel Commodity Trading: Strategie di Difesa tra CUP e TNMM
L’Ordinanza 29083/2025 della Cassazione ha ripercussioni immediate per le major energetiche. Nel Transfer Pricing nel Commodity Trading, le Sales Units o le filiali di distribuzione locale spesso operano come entità a rischio limitato (Limited Risk Distributors o LRD).
Queste entità acquistano prodotti raffinati o gas naturale dai Trading Hubs globali del gruppo per rivenderli sul mercato domestico. Spesso operano su base back-to-back, eliminando il rischio prezzo e il rischio magazzino. Se una tale entità chiude i bilanci in perdita, la difesa basata sul CUP (es. “abbiamo comprato a prezzo Platts più premium di mercato”) rischia di crollare di fronte a un accertamento basato sulla Ordinanza De Grisogono in commento.
In ottica difensiva, per contenziosi in essere:
da un lato, occorrerebbe dimostrare che la filiale locale non è un mero esecutore passivo, ma esercita un controllo sui rischi (decision-making);
dall’altro lato, bisognerebbe provare che tale filiale assume rischi imprenditoriali reali (es. rischio credito, rischio volume, rischio operativo locale) che giustificano la volatilità dei risultati e le perdite temporanee, rendendo il TNMM meno appropriato rispetto al CUP.
In ottica preventiva, invece, le multinazionali dell’energia potrebbero rivedere gli Intercompany Agreements e le Transfer Pricing Policies. Se il contratto qualifica la filiale come LRD, la Policy deve garantire un margine operativo netto (bottom-line) positivo e stabile.
È fondamentale notare che l’Amministrazione potrebbe usare il TNMM per contestare non il prezzo della materia prima, ma l’eccessiva incidenza dei costi operativi (es. noli, stoccaggi, costi di struttura). Come nel caso De Grisogono (dove i costi erano gli affitti), se i costi logistici o operativi erodono il margine lasciando la tested party in perdita, il TNMM correggerà automaticamente questa distorsione allocando un profitto di routine.
L’Importanza della Functional Analysis e delle Linee Guida OCSE per il Transfer Pricing nel Commodity Trading
L’Ordinanza 29083/2025 della Corte di Cassazione si allinea perfettamente con le Linee Guida OCSE sul Transfer Pricing (2022). È essenziale che la documentazione sui prezzi di trasferimento (Master File e Local File) sia aggiornata per riflettere la sostanza economica delle operazioni e giustificare la scelta del metodo.
Come evidenziato dalle Linee Guida OCSE, il TNMM è spesso preferibile quando mancano comparabili interni perfetti o quando i dati pubblici non consentono un confronto affidabile sui margini lordi a causa di differenze nella classificazione dei costi. A tal proposito, le OECD Transfer Pricing Guidelines 2022 (Chapter II, Part III, Section B.2, Paragrafo 2.68), stabiliscono che:
«One strength of the transactional net margin method is that net profit indicators (e.g. return on assets, operating income to sales, and possibly other measures of net profit) are less affected by transactional differences than is the case with price, as used in the CUP method. Net profit indicators also may be more tolerant to some functional differences between the controlled and uncontrolled transactions than gross profit margins. Differences in the functions performed between enterprises are often reflected in variations in operating expenses».
Per una major dell’energia, questo significa che l’Agenzia delle Entrate è legittimata a rettificare il reddito di una filiale distributiva in perdita, portandola a un margine di routine (es. ROS 1,5% – 3%), ignorando le giustificazioni sui costi operativi se non supportate da una solida analisi funzionale.
Un’efficace gestione del rischio fiscale nel Transfer Pricing nel Commodity Trading richiede quindi di non limitarsi al monitoraggio dello spread commerciale lordo. Invece, risulta imperativo simulare preventivamente l’impatto del TNMM sui bilanci delle legal entities periferiche, assicurando che la loro redditività netta rientri nell’Interquartile Range (IQR) dei comparabili funzionali, evitando così accertamenti basati sulla riqualificazione del profilo di rischio.
Diagramma Illustrativo: La Selezione del Metodo di Transfer Pricing nel Commodity Trading dopo la Cassazione
Per le Major Energetiche del settore Oil & Gas, comprendere l’algoritmo decisionale della Suprema Corte è indispensabile per anticipare le contestazioni sulla metodologia applicata nelle operazioni di Transfer Pricing nel Commodity Trading. Il grafico seguente visualizza il percorso logico seguito dalla Corte di Cassazione con Ordinanza 29083/2025 per legittimare il passaggio dal CUP al TNMM. Basandomi sulla pronuncia, con lo schema ho altresì delineato un percorso per verificare la tenuta delle Transfer Pricing Policies applicate alle Sales Units a rischio limitato (Limited Risk Distributors o LRD).
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Comparabili Interni Non Omogenei nel Transfer Pricing (CGT 2° Grado Lombardia 1524/2025)
Insidie nei Volumi e nel CUP Interno per il Transfer Pricing nel Commodity Trading: CGT 2° Grado Lombardia 1524/2025
L’analisi della recente giurisprudenza di merito, e in particolare della Sentenza n. 1524/2025 della Corte di Giustizia Tributaria di 2° grado della Lombardia, impone una revisione profonda delle strategie difensive nel Transfer Pricing nel Commodity Trading. La pronuncia non si limita a confermare un accertamento, ma smonta metodicamente, punto per punto, una difesa basata su comparabili interni non omogenei.
Il Caso di Specie: Asimmetria dei Volumi e Scelta del PLI
La vicenda processuale vede contrapposta l’Agenzia delle Entrate (Direzione Regionale Lombardia) a due società appartenenti al medesimo gruppo: la S.p.A. (quale consolidata) e la S.p.A. in liquidazione (quale consolidante). Il nodo del contendere, relativo al periodo d’imposta 2017, verte sulla rettifica dei prezzi di vendita intercompany applicati dalla società operativa (S.p.A. consolidata) verso le consociate estere.
La società contribuente aveva tentato di validare i propri prezzi infragruppo (applicati su volumi pari al 41% del fatturato) utilizzando come Internal CUP le vendite a clienti terzi, che tuttavia rappresentavano un residuale 4% del totale. La difesa erariale, accolta dai giudici d’appello, ha invece individuato nelle vendite verso distributori nazionali interni (il canale “I/C Italia”, pari al 54% del fatturato) il termine di paragone corretto, in quanto dimensionalmente coerente.
Ancor più rilevante per chi si occupa di Transfer Pricing nel Commodity Trading è il rifiuto della Corte di accettare il Margine Operativo Lordo (Gross Profit) come indicatore di redditività. Viene invece preferito il Margine Netto (Net Margin), che, come si legge a pag. 3 della sentenza, ha permesso di rivelare una perdita operativa nelle transazioni estere (-1,9%) contro un utile in quelle interne (+2,6%).
L’accertamento dell’Ufficio riguardava la «cessione di profilati di alluminio», ossia di prodotti semilavorati o finiti. Trattasi, quindi, non di commodities pure come il petrolio greggio, il gas naturale o i lingotti di alluminio quotati all’LME. Ciò nonostante i principi giuridici espressi dalla sentenza risultano di estrema rilevanza anche per Major Energetiche. Soprattutto con riguardo ad operazioni intercompany di Transfer Pricing nel Commodity Trading Oil & Gas.
La Corte Valorizza i Volumi delle Transazioni Intercompany: Rilevanza per il Transfer Pricing nel Commodity Trading
La Corte, nel riformare la sentenza di primo grado, ha applicato un rigoroso iter logico-giuridico fondato:
- sia sulla gerarchia dei metodi di transfer pricing e
- sia sulla significatività statistica del campione.
I giudici, infatti, hanno statuito che la comparabilità economica non può prescindere dalla dimensione dei volumi transati. A tal proposito, al punto 1 (pag. 4) della sentenza in commento, la CGT di 2° grado della Lombardia rileva espressamente:
«È condivisibile che il campione da prendere a riferimento per l’analisi di comparabilità […] sia quello relativo alle transazioni I/C Italia atteso che il volume di fatturato relativo (54%) è paragonabile con quello realizzato per le cessioni degli stessi beni alle consociate estere (41%), mentre il fatturato relativo ai clienti “Terzi” indipendenti è sensibilmente inferiore (4%). Ciò in considerazione del fatto che la differenza dei volumi può influire in modo sostanziale sulla comparabilità delle transazioni. In tal senso si veda l’esemplificazione di cui al par. 3.28 delle linee guida OCSE».
Transfer Pricing nel Commodity Trading: La CGT della Lombardia Preferisce il Margine Netto al Margine Operativo Lordo
Inoltre, la Corte di Giustizia Tributaria della Lombardia ha inferto un duro colpo alla prassi di utilizzare margini lordi senza un’adeguata segmentazione dei costi operativi. Citando poi il paragrafo 2.68 delle Linee Guida OCSE 2022, la Corte, al punto 2 (pag. 5) della sentenza, testualmente osserva:
«La scelta da parte della Società del margine operativo lordo come indicatore di profitto […] non è condivisibile, nella considerazione che il margine netto è ritenuto dalle stesse linee guida OCSE (1 2.68.) più affidabile come indicatore di profitto».
L’OCSE (e la CGT di 2° grado della Lombardia), infatti, ci ricordano che il margine netto è
«less affected by transactional differences than is the case with price».
Tale aspetto rende il TNMM lo strumento prediletto dall’Amministrazione finanziaria quando il CUP interno presenta fallacie di volume o livello commerciale. Questa preferenza dell’OCSE (e dei giudici tributari lombardi) per il Transactional Net Margin Method, merita qualche considerazione in più.
I 4 Motivi della Preferenza dell’OCSE per il TNMM Rilevano Per il Transfer Pricing nel Commodity Trading Oil & Gas
La preferenza che le Linee Guida OCSE sul Transfer Pricing (2022) accordano al Transactional Net Margin Method (TNMM) è espressa al Paragrafo 2.68 (Chapter II – Transfer Pricing Methods). Qui l’OCSE descrive i 4 motivi per cui il metodo del margine netto transazionale (TNMM) viene considerato vantaggioso o preferibile, in determinate circostanze, rispetto ad altri metodi (come il CUP o i metodi basati sul margine lordo):
Minore sensibilità alle differenze transazionali (rispetto al CUP):
Gli indicatori di profitto netto (come il ROS o il ROA) sono meno influenzati dalle differenze nelle caratteristiche specifiche dei prodotti o delle transazioni rispetto a quanto lo sia il prezzo (che è l’elemento centrale del metodo CUP).Maggiore tolleranza alle differenze funzionali (rispetto al Margine Lordo):
Gli indicatori di profitto netto tollerano meglio le differenze nelle funzioni svolte dalle imprese messe a confronto, rispetto ai margini lordi (utilizzati nel Resale Price o nel Cost Plus).Assorbimento delle variazioni nei costi operativi:
Le differenze funzionali tra le imprese si riflettono spesso nei costi operativi. Mentre tali differenze possono causare ampie variazioni nei margini lordi (rendendo difficile il confronto), i livelli di profitto operativo netto tendono a rimanere “ampiamente simili” (broadly similar), rendendo il confronto più affidabile.Superamento delle differenze di classificazione contabile:
In molte giurisdizioni, i dati pubblici non offrono chiarezza sulla classificazione dei costi (ossia se un costo è registrato come “costo del venduto” o come “spesa operativa”). Questa incertezza rende difficile comparare i margini lordi. L’uso degli indicatori di profitto netto evita questo problema, poiché considera la redditività finale indipendentemente da come i costi sono stati classificati nel bilancio (sopra o sotto la linea del margine lordo).
I 4 aspetti appena evidenziati, sono direttamente evincibili dal testo ufficiale del Paragrafo 2.68, qui sotto riportato.
Il Paragrafo 2.68 delle Linee Guida OCSE
«One strength of the transactional net margin method is that net profit indicators (e.g. return on assets, operating income to sales, and possibly other measures of net profit) are less affected by transactional differences than is the case with price, as used in the CUP method. Net profit indicators also may be more tolerant to some functional differences between the controlled and uncontrolled transactions than gross profit margins. Differences in the functions performed between enterprises are often reflected in variations in operating expenses. Consequently, this may lead to a wide range of gross profit margins but still broadly similar levels of net operating profit indicators. In addition, in some jurisdictions the lack of clarity in the public data with respect to the classification of expenses in the gross or operating profits may make it difficult to evaluate the comparability of gross margins, while the use of net profit indicators may avoid the problem».
Quando e Perché le Major dell’Energia Devono Valutare il TNMM per il Transfer Pricing nel Commodity Trading Oil & Gas
Nonostante le criticità operative evidenziate, l’adozione del TNMM (Transactional Net Margin Method) nel Transfer Pricing nel Commodity Trading diventa una scelta strategica – e talvolta una necessità difensiva – in 2 specifici scenari per una Major energetica del settore Oil & Gas.
1. Utilizzo del TNMM per corroborare il CUP interno
In primo luogo, il TNMM va utilizzato come metodo di controllo (corroborativo) quando l’applicazione del metodo CUP (il gold standard per le commodities Oil & Gas) rischia di essere contestata per assenza di perfetta comparabilità interna, proprio come accaduto nella Sentenza 1524/2025. Come sappiamo, per le operazioni intercompany riguardanti commodity, sono le stesse Linee Guida OCSE a suggerire il CUP come metodologia di pricing ideale. Il paragrafo 2.18, infatti, prevede espressamente che:
«Subject to the guidance in paragraph 2.2 for selecting the most appropriate transfer pricing method in the circumstances of a particular case, the CUP method would generally be an appropriate transfer pricing method for establishing the arm’s length price for the transfer of commodities between associated enterprises».
Tuttavia, se i volumi intercompany sono massivi e quelli verso terzi esigui, affiancare al CUP un’analisi TNMM serve a dimostrare preventivamente che, anche al netto delle differenze di volume o prezzo, la redditività operativa della Trading Co. resta in linea con quella di comparables funzionali, blindando la posizione fiscale. In questo caso, quindi, utilizziamo il TNMM non per sostituire il CUP (che è la regola nel trading di commodities), ma per costruire una seconda linea di difesa che renda inattaccabile l’applicazione del CUP interno anche di fronte a contestazioni sui volumi da parte dell’Agenzia delle Entrate e/o della Guardia di Finanza.
Questa strategia di convalida (del CUP interno), peraltro, si fonda sul Paragrafo 2.12 delle Linee Guida OCSE 2022, che sdogana l’uso di più metodi in casi complessi:
«for difficult cases, where no one approach is conclusive, a flexible approach would allow the evidence of various methods to be used in conjunction».
2. Il TNMM Come Metodo Primario Se la Trading Unit Svolge Intermediazione Commerciale
In secondo luogo, il TNMM diviene il metodo primario quando la società di trading non agisce come imprenditore pieno (full risk-taker) che specula sul prezzo della commodity, ma svolge funzioni di intermediazione commerciale o servizi di marketing per le consociate produttive (Upstream). In questi casi, come suggerito dal paragrafo 2.68 delle Linee Guida OCSE, remunerare la funzione con un margine netto sui costi operativi o sulle vendite è tecnicamente più corretto e meno rischioso rispetto al tentativo di giustificare il prezzo del barile scambiato.
Transfer Pricing nel Commodity Trading Oil & Gas: Rischi Operativi e Strategie Difensive
Per una Major energetica, la Sentenza 1524/2025 non è una semplice pronuncia su profilati in alluminio, ma un Risk Alert sistemico. In certe circostanze, infatti, la tentazione operativa di validare enormi contratti di fornitura Term (es. gas o greggio infragruppo) utilizzando come benchmark poche vendite Spot a terzi, può essere forte nel Transfer Pricing nel Commodity Trading. Tuttavia, i giudici lombardi hanno chiarito che, senza omogeneità dimensionale, tale strategia è processualmente perdente.
Difesa in Verifica sul Transfer Pricing nel Commodity Trading: Disinnescare la Trappola dei Volumi
Immaginiamo lo scenario (ipotetico) in cui l’Ufficio, utilizzando la sentenza in commento, contesti a una Trading House l’uso di un Internal CUP basato su vendite spot marginali a terzi, contrapponendolo a massicci flussi interni verso la Raffineria del gruppo.
Nell’ipotesi considerata, la difesa non può limitarsi a sostenere l’identità del prodotto (commodity nature). Sarebbe invece necessario e/o opportuno valorizzare la già menzionata Accurate Delineation della transazione, come previsto dal Capitolo I delle Linee Guida OCSE (par. 1.33 e ss.).
Dimostrare la non comparabilità tra flussi interni ed esteri
Bisognerebbe quindi dimostrare “documentalmente” che:
- sia i flussi interni (“I/C Italia” nella sentenza in commento) e
- sia i flussi esteri oggetto di Transfer Pricing nel Commodity Trading
sono “non comparabili”, non solo per i volumi, ma anche per le caratteristiche economicamente rilevanti. Il riferimento che dovrebbe essere fatto è proprio alle «economically relevant characteristics» citate al paragrafo 1.35 e ss. delle Linee Guida OCSE.
Se il flusso interno verso la Raffineria risponde a logiche di ottimizzazione logistica integrata o sicurezza degli approvvigionamenti (security of supply), mentre la vendita al terzo è puro trading speculativo, le due transazioni non dovrebbero essere considerate comparabili. Mappare queste differenze funzionali nel Local File prima dell’inizio della verifica è l’unico modo per impedire alla Guardia di Finanza di usare i flussi interni come “grimaldello” per rettificare i prezzi export.
Prevenzione del Rischio Oltre l’Internal CUP: Safe Harbour, Analisi del Margine Lordo e Sterilizzazione degli Eventi Avversi nel Transfer Pricing nel Commodity Trading
Ora guardiamo ancora di più al futuro e a quello che dovrebbe essere l’obiettivo primario per una Major dell’Energia nel settore Oil & Gas: la tax compliance preventiva.
Al netto dei rilievi sopra già esposti, la Sentenza n. 1524/2025 della CGT della Lombardia qui esaminata, suggerisce 3 azioni concrete per “blindare” le policy di Transfer Pricing nel Commodity Trading Oil & Gas.
1. Il “Safe Harbour” dei Quoted Prices (CUP Esterno)
Nell’ipotesi in cui i volumi delle transazioni con terzi sono inferiori al 10-15% rispetto ai flussi intercompany, l’Internal CUP è a rischio rigetto. Si rischia infatti di cadere nella stessa fattispecie decisa dalla CGT Lombarda. In tal caso, una strategia vincente per una Major potrebbe essere quella di abbandonare il confronto interno e ancorare il prezzo ai Quoted Prices (CUP Esterno).
A tal proposito, sarebbe fondamentale citare esplicitamente, nei contratti e nella documentazione, il par. 2.18 delle Linee Guida OCSE 2022, che riconosce le quotazioni delle agenzie di Price Reporting (es. Platts, Argus) come riferimento affidabile per le commodities. Questo approccio, se supportato da una policy che definisce chiaramente il pricing date (par. 2.22 OCSE), neutralizza l’obiezione sui volumi sollevata dalla sentenza.
2. Difesa del Gross Margin (Trading Margin)
La Major potrebbe decidere di non passare al TNMM (Net Margin) al fine di mantenere coerenza con il controllo di gestione che monitora il margine commerciale. Questo perché, non utilizzare il TNMM permetterebbe alla Multinazionale di mantenere allineata la Tax Policy con la realtà operativa del business (Management Accounting). In questo caso, però, deve prepararsi a difendere il Gross Margin nelle operazioni di Transfer Pricing nel Commodity Trading.
In questo caso, il Local File deve dimostrare analiticamente perché il Margine Netto sarebbe inquinato da fattori non pertinenti al prezzo della commodity. Ad esempio: la volatilità dei costi finanziari o i risultati dell’hedging speculativo. Si potrebbe argomentare che, nel trading, i costi operativi sono spesso costi fissi di struttura non correlati al volume transato, rendendo il TNMM meno affidabile del metodo basato sul margine lordo o sul prezzo, in linea con le eccezioni previste dal Capitolo II OCSE.
3. Prova Analitica delle “Condizioni Avverse”
Nel caso della sentenza qui esaminata, la società ha perso perché ha invocato il «sottoutilizzo impianti» senza isolarne l’impatto numerico. Infatti, al punto 2 (pag. 5) della sentenza in commento si legge:
«In particolare il richiamo al sottoutilizzo degli impianti, a cui fa riferimento la Resistente_1, non viene poi sostenuto da concreti elementi che ne valorizzino la rilevanza ai fini dell’adozione dell’indicatore di profitto prescelto».
Nel Transfer Pricing nel Commodity Trading Oil & Gas, l’equivalente è la perdita dovuta a condizioni di mercato estreme (es. backwardation, illiquidità, demurrage imprevisti). Ebbene, la sentenza della CGT Lombarda insegna che non basta citare la crisi nei verbali del CdA. Invece, è indispensabile predisporre una contabilità industriale o un segmental reporting che isoli l’impatto quantitativo (l’adjustment) di quell’evento esogeno sul P&L (Profit and Loss, ossia, il nostro Conto Economico).
Prima di tutto, quindi, occorre quantificare il peso economico (in Euro, Dollari, ecc…) dell’evento avverso/straordinario, documentando sia l’evento che la quantificazione. Ad esempio: la nave bloccata è costata 8 milioni di penali extra.
In secondo luogo, bisogna sterilizzare il risultato totale del Conto Economico (P&L) della società dal peso economico dell’evento avverso. Quindi, ad es., al risultato reale del Conto Economico (-10M), si toglie il costo dell’evento straordinario preventivamente quantificato (-8M). Si ottiene una perdita -2 Milioni che rappresenta il risultato finale del Conto Economico “sterilizzato” dall’evento avverso. All’Agenzia delle Entrate e/o alla GdF, è tale risultato sterilizzato (-2M) che bisognerebbe valorizzare. Ed è ciò che invece non è stato fatto dalla società nella sentenza esaminata. In particolare, si dovrebbe rilevare all’Ufficio che tale risultato “sterilizzato” è un risultato in linea con il mercato.
Diagramma Illustrativo: Gestione del Rischio Volumi del Transfer Pricing nel Commodity Trading post CGT Lombardia Sent. 1524/2025
La Sentenza n. 1524/2025 della Corte di Giustizia Tributaria di 2° grado della Lombardia ha un’impatto sulla comparabilità dei volumi che impone una revisione immediata dei modelli di pricing. Soprattutto in tema di Transfer Pricing nel Commodity Trading. Il grafico seguente sintetizza l’iter logico dei giudici lombardi e traccia la rotta operativa per blindare le transazioni intercompany, mostrando come passare dalla criticità dell’Internal CUP “asimmetrico” alle più solide tutele del TNMM corroborativo e dei Quoted Prices.
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I 3 Test “Anti Conduit” nel Transfer Pricing: Il Caso Engie (Cass. Sent. 6067/2023)
La “Conduit Company” e la Sostanza Economica nel Transfer Pricing nel Commodity Trading: Il Caso Engie (Cass. Sent. 6067/2023)
La lotta all’abuso dei trattati e alle società “scatola vuota” (conduit companies) rappresenta oggi la priorità assoluta nelle verifiche fiscali internazionali che coinvolgono gruppi multinazionali. A segnare uno spartiacque decisivo sul tema è la Sentenza della Corte di Cassazione n. 6067 del 28 febbraio 2023 (caso Engie). La Suprema Corte affronta un caso di indebita applicazione del regime fiscale di favore ex art. 26-quater del D.P.R. 600/1973 (abrogato e sostituito, a decorrere dall’01/01/26, dall’art. 53, D.Lgs. 33/2025), norma di recepimento nell’ordinamento italiano della Direttiva 2003/49/CE (Direttiva Interessi e Royalties o “IRD”).
Al centro della controversia, infatti, vi è una complessa architettura di finanziamento infragruppo che vedeva una subholding italiana interposta tra la società operativa nazionale e la controllante lussemburghese, con l’obiettivo di canalizzare i flussi di interessi passivi verso l’estero in esenzione di ritenuta (art. 26-quater, DPR 600/’73). Una struttura che i Giudici di Legittimità, accogliendo la tesi dell’Agenzia delle Entrate, hanno smontato riqualificando il soggetto interposto come mera società conduit priva del requisito sostanziale del “beneficiario effettivo”.
Ed è proprio qui che, a mio avviso, risiede il pregio della pronuncia. Essa non si limita infatti a risolvere un contenzioso. La Suprema Corte va oltre e fissa un rigoroso standard probatorio per la verifica della qualifica di “Beneficiario Effettivo” (Beneficial Owner). Si tratta di un concetto cardine non solo per i flussi finanziari, ma anche per la corretta allocazione dei margini di Transfer Pricing nel Commodity Trading. Ritengo che per i grandi player dell’energia, comprendere a fondo questa decisione potrebbe risultare estremamente utile al fine di blindare la struttura e la governance dei propri Trading Hubs esteri.
Esaminiamo il caso più da vicino.
L’Architettura del “Back-to-Back”, Il Ruolo della Subholding e l’Arbitraggio Fiscale
La vicenda trae origine da una complessa operazione di rifinanziamento infragruppo (debt restructuring). In origine, la società operativa italiana, GDF Suez Produzione S.p.A., era indebitata direttamente verso la tesoreria lussemburghese, Electrabel Invest Luxembourg (EIL).
Successivamente, è stata interposta la subholding italiana GDF Suez Energia Italia S.p.A. (già “EBL Italia”) attraverso 2 contratti speculari (Credit Facility Agreements). Nello specifico, la Suprema Corte (a pag. 2, punti 1 e 2 delle premesse in fatto) descrive l’operazione come segue:
- Primo accordo: EBL Italia (oggi GDF Suez Energia Italia) ed EIL hanno sottoscritto un «accordo (credit facility agreement) con il quale EIL cedeva a EBL Italia i diritti e gli obblighi derivanti dai contratti di finanziamento stipulati con le società operative».
- Secondo accordo: Contestualmente, le due società hanno concluso un «secondo accordo (credit facility agreement) con il quale EIL concedeva a EBL Italia un finanziamento di importo pari ai crediti oggetto di acquisizione».
La Triangolazione che Sfrutta la Direttiva Interessi e Royalties: Rischio Per il Transfer Pricing nel Commodity Trading
È in virtù di questo schema che la società operativa (GDF Produzione) corrispondeva ingenti interessi passivi alla subholding italiana (GDF Energia): formalmente, il suo creditore non era più il Lussemburgo (EIL), ma l’entità italiana. Tuttavia, l’analisi dei flussi ha rivelato che la subholding (GDF Energia) non tratteneva tali somme, ma le riversava quasi istantaneamente e integralmente alla controllante lussemburghese EIL, a servizio del finanziamento “a monte” (concesso dalla stessa EIL a GDF Energia).
Norme Tributarie Nazionali e Internazionali: Quella combinazione Che Abbatte le Imposte
Questa triangolazione non era casuale, ma funzionale all’abbattimento del carico fiscale attraverso lo sfruttamento del combinato disposto delle norme domestiche e sovranazionali:
Livello Domestico (IT-IT): Gli interessi pagati dalla operativa (Produzione) alla subholding (Energia) non subivano alcuna ritenuta alla fonte, trattandosi di pagamenti tra società residenti. In ragione del principio di attrazione (art. 81 TUIR), per la subholding tali entrate costituivano reddito d’impresa e non reddito di capitale (escludendo l’applicazione dell’art. 26 DPR 600/73, che dall’01/01/26, viene sostituito dall’art. 48, D.Lgs. 33/2025). Tali componenti positivi venivano poi compensati dagli interessi passivi di pari importo pagati al Lussemburgo, la cui deducibilità era garantita dall’art. 96 TUIR (fino a concorrenza degli interessi attivi), realizzando un perfetto transito fiscale neutro.
Livello Intracomunitario (IT-LU): Gli interessi pagati dalla subholding (Energia) alla finanziaria lussemburghese (EIL) venivano esentati da ritenuta in applicazione dell’art. 26-quater del D.P.R. 600/1973 (attuativo della Direttiva 2003/49/CE “Interessi e Royalties”). Ricordo che tale disposizione, a decorrere dall’01/01/26, è stata abrogata e sostituita dall’art. 53, D.Lgs. 33/2025.
Come vedremo tra poco, la triangolazione appena descritta potrebbe essere utilizzata per strutturare complesse operazioni di Transfer Pricing nel Commodity Trading nel settore Oil & Gas. Tuttavia, se tale architettura societaria viene attuata al solo fine di ottenere un vantaggio fiscale, essa potrebbe essere disconosciuta dal Fisco, con conseguente recupero a tassazione delle imposte non versate e irrogazione delle sanzioni.
La Contestazione dell’Agenzia delle Entrate e i Primi 2 Gradi di Giudizio
L’Amministrazione Finanziaria ha scardinato questa architettura riqualificando la subholding italiana come mera società “conduit” (condotto), priva di dominion sui flussi. Applicando un approccio look-through (guardare attraverso), l’Agenzia ha imputato il pagamento degli interessi direttamente dalla società operativa italiana alla finanziaria lussemburghese EIL, identificata come reale “Beneficiario Effettivo” (Beneficial Owner).
Il punto cruciale è che, secondo l’Ufficio, EIL pur essendo il beneficiario effettivo non possedeva i requisiti sostanziali per accedere all’esenzione della Direttiva IRD (probabilmente per assenza di assoggettamento a imposta o per la natura di holding pura non operativa). Di conseguenza, venuta meno la protezione della Direttiva e “saltato” lo schermo della società italiana, l’Ufficio ha richiesto l’applicazione della ritenuta convenzionale prevista dall’art. 11, par. 2, della Convenzione contro le doppie imposizioni Italia-Lussemburgo, recuperando a tassazione il 10% dei flussi lordi corrisposti nei periodi d’imposta 2008 e 2009 (cfr. punto 3, pagg. 2 e 3 della sentenza).
I Gradi di Merito Favorevoli alla Società Contribuente
Entrambi i gradi di merito danno ragione alla società contribuente. In particolare, la Commissione Tributaria Regionale del Lazio aveva confermato le ragioni della contribuente accogliendo una tesi formale: trattandosi, a detta dei giudici di seconde cure, di una contestazione di natura elusiva, l’Ufficio avrebbe dovuto attivare le garanzie procedurali previste per l’abuso del diritto (all’epoca art. 37-bis del D.P.R. 600/73, oggi art. 10-bis dello Statuto del Contribuente), incluse la notifica della richiesta di chiarimenti e la motivazione rafforzata, omettendo le quali l’atto sarebbe stato nullo.
Giudizio Ribaltato in Cassazione: La Clausola del Beneficiario Effettivo
La Corte di Cassazione, ribaltando la decisione di appello, ha accolto il ricorso dell’Agenzia. Il principio cardine stabilito è che la clausola del “Beneficiario Effettivo” (Beneficial Owner) non è una norma anti-elusiva, ma un requisito sostanziale espressamente previsto dall’art. 1, paragrafo 1 della Direttiva 2003/49/CE, il quale recita:
«I pagamenti di interessi […] sono esentati da ogni imposta […] a condizione che il beneficiario effettivo degli interessi […] sia una società di un altro Stato membro».
Pertanto, l’Ufficio non deve provare l’intento elusivo né attivare le garanzie dell’abuso del diritto, ma può limitarsi a negare il beneficio se il contribuente non dimostra di possedere il dominio effettivo (dominion) sui redditi percepiti.
La Suprema Corte Spiega la Clausola del Beneficial Owner
Al punto 6 (pag. 5) della Sentenza della Cassazione n. 6067/2023, la Suprema Corte spiega in cosa consiste la c.d. clausola del Beneficial Owner:
«va rilevato che la direttiva IRD prevede sì l’obbligo generale dello Stato di residenza di assoggettare a tassazione il soggetto destinatario degli interessi (dei canoni etc.), ma fa salva l’applicazione della c.d. clausola del beneficiario effettivo (beneficial owner). A chiarirlo è la stessa Corte di giustizia (sent. 26 febbraio 2019, nelle cause riunite C-115/16, C-118/16, C-119/16 e C-299/16), secondo cui lo scopo della direttiva è di assicurare ai flussi di interessi (etc.) tra consociate (o stabili organizzazioni di consociate) di due diversi Stati membri, (beninteso) in possesso dei necessari requisiti applicativi, il trattamento fiscale ad essi riservato nelle operazioni intercorse all’interno di un unico Stato membro. A tal fine si dispone che gli interessi (etc.) siano esenti dalla ritenuta nello Stato della fonte, per essere assoggettati ad imposta una sola volta nello Stato di residenza del creditore, il quale deve esercitare il potere impositivo che gli è stato affidato in via esclusiva».
Occorre ricordare che la clausola del beneficiario effettivo (beneficial owner) prevista dalla Direttiva IRD (Interest and Royalties Directive, 2003/49/CE), è stata recepita nell’ordinamento italiano tramite l’art. 26-quater del DPR 600/1973 (oggi art. 53, D.Lgs. 33/2025). La clausola, inoltre, opera solo tra gli stati membri dell’UE. Infatti, l’articolo prevede l’esenzione dalla ritenuta alla fonte sugli interessi e sui canoni (royalties) corrisposti tra società consociate residenti in diversi Stati membri dell’Unione Europea.
I 3 Test della Corte per Scoprire la Conduit: (1) Substantive Business Activity Test, (2) Dominion Test e (3) Business Purpose Test
La Suprema Corte, allineandosi alle celebri “Sentenze Danesi” della Corte di Giustizia UE del 2019, ha delineato una vera e propria checklist operativa per escludere la natura di conduit. Nello specifico, la Sentenza della Cassazione n. 6067/2023 (al punto 11, pag. 8) stabilisce che:
«L’indagine si articola in tre test, autonomi e disgiunti, che, a seconda della fattispecie concreta, prendono in considerazione dei “parametri spia” o “indici segnaletici, e sono stati denominati dalla dottrina, la quale ha razionalizzato i princìpi cardine enunciati dalla giurisprudenza, comunitaria e di legittimità, e dalle Corti anglosassoni e mitteleuropee in noti leading case: i) il substantive business activity test; (ii) il dominion test; (iii) il business purpose test».
Funzionamento dei Test
Substantive Business Activity Test: La società deve provare di svolgere un’attività economica effettiva. Non basta la forma giuridica; occorre dimostrare la presenza di una struttura «leggera ma adeguata» alla natura dell’attività, con personale qualificato e locali idonei, al fine di escludere che la società interposta sia una mera «costruzione artificiosa» e confermare invece lo «svolgimento di un’attività economica effettiva» (Cass. Sent. n. 6067/2023, pag. 8, punto 11).
Dominion Test: Questo test, per utilizzare le parole della Suprema Corte, è il «centro dell’indagine». La società deve avere il potere giuridico ed economico di «disporre liberamente» dei redditi ricevuti, senza che vi sia una «obbligazione restitutoria» (contrattuale o di fatto) che la costringa a trasferire le risorse a terzi. Infatti, per la Cassazione l’obbligazione restitutoria:
può «risultare da un contratto»;
oppure può essere «desunta da elementi fattuali, quali, a titolo di esempio: il ristretto arco di tempo tra la ricezione degli interessi e il pagamento della rata del finanziamento ricevuto; la regolarità dei trasferimenti alla controllante; l’esiguità del margine di guadagno sugli interessi ricevuti» (Cass. Sent. n. 6067/2023, pag. 8, punto 11).
Business Purpose Test: Deve sussistere una valida ragione economica, diversa dal mero risparmio fiscale. Infatti, il test «indaga sulle ragioni della deviazione del flusso reddituale», per accertare se l’interposizione sia «finalizzata soltanto al risparmio fiscale o se invece risponde ad altre motivazioni economiche» (Cass. Sent. n. 6067/2023, pag. 9, punto 11).
E come vedremo tra poco, i 3 Test in questione risulteranno fondamentali proprio per garantire la tax compliance delle operazioni di Transfer Pricing nel Commodity Trading nel Settore Oil & Gas.
La Prova di Essere il “Beneficiario Effettivo” Spetta al Contribuente
Un aspetto critico della pronuncia, con impatti diretti sulla strategia difensiva di una major energetica, riguarda la ripartizione dell’onere probatorio. Infatti, la Corte sancisce il passaggio da un approccio anti-abuso (dove l’onere grava sull’Ufficio) a un approccio basato sui requisiti sostanziali, ribaltando l’onere sul contribuente in virtù del «principio di vicinanza della prova» (Cass. Sent. n. 6067/2023, pag. 8, punto 10). Di conseguenza, al successivo punto 13 (pag. 11) della Sentenza della Corte di Cassazione 6067/2023, si legge che:
«spetta alla società contribuente, che ne adduca la qualità, la prova di essere il “beneficiario effettivo”; a tal fine è necessario che essa superi tre test, autonomi e disgiunti».
Attenzione ai 3 Test Anti “Conduit” Per le Operazioni di Transfer Pricing nel Commodity Trading Oil & Gas
Sebbene la sentenza Engie verta su flussi finanziari (interessi passivi), i principi di diritto ivi enunciati costituiscono una regula iuris trasversale, immediatamente applicabile anche alle dinamiche del Transfer Pricing nel Commodity Trading. La logica accertativa è, infatti, speculare: nell’ambito delle Multinazionali dell’Energia, le operazioni di finanziamento infragruppo ben possono assumere la forma della “triangolazione” vista nel caso Engie. In tal caso, la società interposta, al fine di evitare che l’Agenzia delle Entrate la riqualifichi come conduit, deve essere in grado di superare i 3 test della Suprema Corte.
Se invece tale riqualificazione avvenisse, l’Agenzia delle Entrate, come nel caso della sentenza, opererebbe su 2 aspetti.
- Da un lato, disconoscerebbe l’avvenuta applicazione del regime di non applicazione delle ritenute alla fonte sui pagamenti a soggetti non residenti [ex art. 26-quater, DPR 600/1973, oggi art. 53, D.Lgs. 33/2025].
- Dall’altro lato, in via del tutto speculare, recupererebbe a tassazione le omesse ritenute alla fonte sui medesimi pagamenti [ex art. 26, comma 5, TUIR, oggi art. 48, D.Lgs. 33/2025), applicando altresì sanzioni e interessi.
Su tali aspetti si tornerà tra poco.
L’Esito del Caso Engie: Il Duplice Principio di Diritto e la Negazione dell’Agevolazione
Nel caso di specie, la Suprema Corte ha accolto il ricorso dell’Agenzia delle Entrate, cassando la sentenza della CTR del Lazio. La società ha visto crollare la propria difesa perché i giudici di merito avevano erroneamente annullato l’accertamento basandosi su un vizio formale (la mancata attivazione delle garanzie procedurali anti-abuso ex art. 37-bis D.P.R. 600/73), invece di verificare la sostanza dell’operazione.
La Corte ha stabilito che la subholding italiana (GDF Energia) ha fallito, nella sostanza, il Dominion Test. L’assenza di un margine significativo e la specularità dei flussi (back-to-back) dimostravano che essa agiva come mera conduit verso la controllante lussemburghese. Di conseguenza, l’agevolazione (esenzione da ritenuta ex art. 26-quater) non può essere applicata poiché il “beneficiario effettivo” è un requisito costitutivo e non una clausola anti-abuso.
La Corte ha quindi cristallizzato il seguente principio di diritto articolato in 2 precetti fondamentali (Cass. Sent. n. 6067/2023, pag. 11, punto 13), che chiudono il cerchio su procedura e onere probatorio:
Sul piano procedurale (lett. a): La Corte ha chiarito che la contestazione del “beneficiario effettivo” non richiede l’attivazione delle garanzie dell’abuso del diritto [(es. contraddittorio preventivo ex art. 37-bis (allora) / art. 10-bis, L. 212/2000 (oggi)], poiché attiene alla mancanza di un requisito sostanziale della Direttiva e non a una fattispecie elusiva stricto sensu.
Sul piano sostanziale (lett. b): Ha sancito definitivamente che «spetta alla società contribuente, che ne adduca la qualità, la prova di essere il “beneficiario effettivo”; a tal fine è necessario che essa superi tre test, autonomi e disgiunti» (substantive business activity, dominion, business purpose).
In sintesi: la società ha perso perché l’Agenzia non era tenuta a provare l’intento elusivo (principio a), mentre la società non è riuscita a provare il proprio dominio sui flussi (principio b).
Impatto Strategico Per le Major Energetiche: Il Rischio “Conduit” nel Transfer Pricing nel Commodity Trading Oil & Gas
La Sentenza della Corte di Cassazione n. 6067/2023 appena esaminata verte su interessi passivi. Tuttavia, i principi di diritto in essa cristallizzati (in particolare l’inversione dell’onere della prova e i 3 test di sostanza) sono immediatamente trasponibili alle dinamiche operative delle multinazionali dell’energia. Ciò è tanto vero, quanto vero e concreto è il rischio che l’Amministrazione Finanziaria applichi per analogia il concetto di conduit finanziaria alle strutture di Transfer Pricing nel Commodity Trading.
Immaginiamo una classica triangolazione commerciale/finanziaria tipica del settore: una società di trading italiana (o un Hub estero interposto) che si inserisce tra la produzione (Upstream) e il mercato finale, acquistando e rivendendo commodities (gas, power, oil) in logica back-to-back e finanziando tali operazioni tramite liquidità infragruppo.
Ora, se tale entità interposta:
È priva di assets logistici o personale qualificato (fallimento del Substantive Business Activity Test);
Non trattiene un margine congruo rispetto ai rischi, ma ribalta quasi istantaneamente i profitti (o gli interessi attivi) alla capogruppo o ad altra consociata. In altri termini, se la società non ha autonomia decisionale sulla gestione dei flussi finanziari derivanti dal trading (fallimento del Dominion Test);
Devia ad altra consociata il flusso reddituale derivante dal trading, senza una motivazione economica diversa dal mero risparmio fiscale (fallimento del Business Purpose Test);
allora, applicando il precedente Engie, l’Agenzia delle Entrate potrebbe riqualificarla come mera società conduit. La conseguenza sarebbe il disconoscimento della deducibilità dei costi (o dell’esenzione da ritenuta sui flussi finanziari in uscita) e la riallocazione dei profitti in capo al reale “beneficiario effettivo” della transazione, smontando la struttura di Transfer Pricing nel Commodity Trading.
Difesa in Fase di Verifica: Transfer Pricing nel Commodity Trading al Vaglio dei 3 Test della Cassazione
Per una Major energetica, questa sentenza impone un cambio di paradigma difensivo. Non sarà più sufficiente eccepire vizi procedurali (come il mancato contraddittorio preventivo ex art. 10-bis dello Statuto del Contribuente, escluso dalla Corte per queste fattispecie), ma occorrerà fornire la prova positiva della sostanza, superando la presunzione di artificiosità.
La difesa della struttura di Transfer Pricing nel Commodity Trading dovrà dimostrare, documenti alla mano, che l’entità interposta (sia essa la subholding italiana come nel caso Engie o il Trading Hub estero):
Possiede il “Dominion” sui flussi finanziari: Non agisce come mero “agente pagatore” o “fiduciario”. Bisogna provare che la società ha il potere di decidere l’impiego della liquidità generata dal trading (es. reinvestimenti in derivati, copertura costi, capex), evitando automatismi contrattuali o di fatto (es. cash pooling a svuotamento immediato) che la Corte considera “spia” di una conduit.
Svolge Funzioni DEMPE reali: Non opera un mero flash title (passaggio di proprietà istantaneo) delle commodities, ma aggiunge valore attraverso la gestione attiva del rischio prezzo, volume o credito.
Ha una Giustificazione Economica (Business Purpose): L’interposizione risponde a esigenze commerciali (es. accentramento della gestione del rischio, accesso a mercati specifici) e non al mero arbitraggio fiscale.
Prevenzione e Compliance: Transfer Pricing nel Commodity Trading tra Cassazione e Linee Guida OCSE (2022)
La vera utilità della Sentenza Engie risiede nella possibilità di utilizzarla come stress test preventivo per la governance societaria. Il concetto di “Beneficiario Effettivo” elaborato dalla Cassazione (inteso come soggetto che ha il potere di disporre del reddito) si sovrappone perfettamente ai requisiti di Control over Risk e Financial Capacity delineati dalle Linee Guida OCSE sul Transfer Pricing (2022).
Per blindare i margini di Transfer Pricing nel Commodity Trading allocati alle consociate (e difendere la deducibilità dei costi in Italia), è necessario che la struttura rispetti i seguenti requisiti sostanziali, validi sia per i flussi finanziari che per quelli commerciali:
Financial Capacity: L’entità di trading deve avere la capacità finanziaria di assorbire i rischi (es. rischio di credito o di mercato) e sopportarne le conseguenze negative. Come ribadito dall’OCSE:
«[…] if the associated enterprise assuming the risk […] does not exercise control over the risk or does not have the financial capacity to assume the risk, then the risk should be allocated to the enterprise exercising control and having the financial capacity to assume the risk» (OCSE TP Guidelines 2022, Capitolo I, par. 1.98).
Decision-Making: Non basta la presenza fisica di traders. Occorre provare che l’entità abbia l’autorità decisionale autonoma di assumere o rifiutare un’opportunità di rischio. La mera esecuzione (day-to-day mitigation) non è sufficiente se la decisione strategica è eterodiretta:
«Control over risk involves […] the capability to make decisions to take on, lay off, or decline a risk-bearing opportunity […]» (OCSE TP Guidelines 2022, Capitolo I, par. 1.65).
In conclusione, la sentenza Engie chiude il cerchio: senza la prova del dominion economico e decisionale (Cassazione) e del control over risk (OCSE), qualsiasi struttura di trading o finanziamento infragruppo rischia di collassare sotto la lente dell’accertamento fiscale.
Diagramma Illustrativo: Il Test di Sostanza “Engie” e i Rischi di Transfer Pricing nel Commodity Trading
Il grafico seguente disarticola la Sentenza della Corte di Cassazione n. 6067/2023 (Caso Engie) nei suoi snodi essenziali, illustrando come i 3 test di sostanza impattino direttamente sulla tenuta delle strutture di trading e finanziarie, trasformando il rischio “conduit” in una priorità di governance.
Ingrandire l’immagine per leggere meglio il testo. Per uno zoom ancora maggiore, cliccare sul diagramma e poi ingrandirlo quanto desiderato.
Cash Pooling e Transfer Pricing: Le “Options Realistically Available” e il “Better Off” (CGT 2° Grado Piemonte 19/2025)
Il Cash Pooling e le Operazioni di Transfer Pricing nel Commodity Trading (CGT 2° Grado Piemonte Sent. n. 19/2025)
Nel complesso scacchiere del Transfer Pricing nel Commodity Trading, la gestione della liquidità infragruppo rappresenta uno dei profili di maggior rischio fiscale.
Le multinazionali dell’energia generano ingenti flussi di cassa intraday derivanti dalle attività di trading — quali margin calls, incassi spot e differenziali su derivati — che vengono tipicamente centralizzati presso una Treasury Company estera con funzioni di Pooler (o Cash Pool Leader). Tale entità, incaricata di gestire il conto unico di gruppo, raccoglie i saldi attivi e passivi delle consociate partecipanti (Pool Participants) al fine di ottimizzare la liquidità e minimizzare i costi finanziari complessivi.
Una recente pronuncia, la Sentenza n. 19/2025 della Corte di Giustizia Tributaria di 2° grado del Piemonte, offre spunti difensivi cruciali per le major energetiche, consolidando i principi OCSE in tema di Financial Transactions.
I fatti di causa e la contestazione dell’Agenzia delle Entrate
La vicenda trae origine da una verifica fiscale condotta dalla Guardia di Finanza nei confronti di una S.p.A. italiana (Resistente), parte di un gruppo multinazionale, per i periodi d’imposta 2015-2016.
L’Agenzia delle Entrate, recependo i rilievi del PvC, ha emesso un avviso di accertamento rettificando il reddito d’impresa per euro 631.467, con una maggiore IRES accertata di euro 173.653, oltre interessi e sanzioni.
Il cuore della contestazione risiedeva nella riqualificazione giuridica ed economica di un contratto di Cash Pooling (denominato dalle parti «Loan Agreement») intercorrente tra la società italiana e una consociata irlandese fungente da Pooler.
L’Ufficio ha ritenuto che l’operazione non costituisse una mera gestione di tesoreria, bensì un vero e proprio finanziamento a medio-lungo termine. A supporto di tale tesi, l’Amministrazione Finanziaria ha evidenziato:
Un saldo creditore strutturalmente elevato della consociata italiana (oltre 40 milioni di euro a fine esercizio);
Una giacenza media giornaliera superiore a 31 milioni di euro;
L’assenza di significativi movimenti di rientro delle somme (natura statica del deposito).
Sulla base di tale riqualificazione, l’Ufficio ha disconosciuto il tasso di interesse attivo applicato tra le parti (pari all’Euribor 1 mese + 160 bps di spread). Ha quindi rideterminato la remunerazione spettante alla società italiana applicando i tassi medi ponderati rilevati dalla Banca d’Italia per i finanziamenti bancari alle imprese (ben più elevati), generando così il maggior reddito accertato.
La Corte Applica il Test delle «Options Realistically Available» e il Criterio del «Better Off»: Principi OCSE Rilevanti Per il Transfer Pricing nel Commodity Trading
La CGT di 2° grado del Piemonte ha rigettato integralmente l’appello dell’Ufficio, confermando l’annullamento dell’atto impositivo già disposto in primo grado. L’iter logico-giuridico seguito dai giudici è di estremo interesse per chi si occupa di Transfer Pricing nel Commodity Trading.
L’Agenzia delle Entrate non può riqualificare un Cash Pooling Agreement in un prestito finanziario
Il Collegio, infatti, ha stabilito che l’elevata giacenza media non autorizza tout court l’Amministrazione a riqualificare un accordo di tesoreria (Cash Pooling Agreement) in un prestito finanziario, a meno che non si dimostri:
- la simulazione o
- l’invalidità del contratto.
La Corte ha quindi applicato direttamente i principi del Capitolo X delle Linee Guida OCSE (Financial Transactions), in particolare i paragrafi relativi al Cash Pooling.
Il principio cardine affermato è che la verifica della arm’s length nature della remunerazione non deve basarsi sul costo che la società Pooler avrebbe sostenuto per prendere denaro a prestito (tasso attivo bancario), bensì sul rendimento che la consociata creditrice della Pooler avrebbe ottenuto investendo quella liquidità in strumenti alternativi a rischio comparabile (tasso passivo sui depositi).
Il test delle «Options Realistically Available»
Nello stabilire tale principio, la Corte ha innanzitutto applicato il test delle “opzioni realisticamente disponibili” previsto ai paragrafi 10.19 e 10.145 delle OCSE TP Guidelines 2022. A tal riguardo, al paragrafo 10.19 delle Linee Guida OCSE sul Transfer Pricing si legge:
«Independent enterprises, when considering whether to enter into a particular financial transaction, will consider all other options realistically available to them, and will only enter into the transaction if they see no alternative that offers a clearly more attractive opportunity to meet their commercial objectives (see paragraph 1.38 of Chapter I). In considering the options realistically available, the perspective of each of the parties to the transaction must be considered».
Il Criterio del «Better Off»
E proprio a seguito di tale test, la Corte ha evidenziato che il tasso riconosciuto dal Pooler irlandese era superiore a quello che la società italiana avrebbe ottenuto lasciando le somme su un conto corrente bancario. La condizione di libera concorrenza è stata quindi ritenuta soddisfatta in applicazione del criterio del «Better off» stabilito al paragrafo 10.146 delle Linee Guida OCSE sul Transfer Pricing, dove si legge:
«It is expected that all cash pool participants will be better off than in the absence of the cash pool arrangement. Under prevailing facts and circumstances that could imply, for instance, that all cash pool participants would benefit from enhanced interest rates applicable to debit and credit position within the cash pooling arrangement compared to the rates that they would expect to obtain from borrowing or depositing cash outside of the pool».
Il Decisum della Corte
Tenuto conto di ciò, la Corte di Giustizia Tributaria Piemontese così rileva (punto 2.2, pag. 7 della sentenza):
«Fatte queste premesse non può quindi essere mosso, da questo collegio, alcun rimprovero alla contribuente. Infatti la misura del tasso di interesse era superiore […] a quella di un conto corrente bancario. Inoltre il differenziale tra quanto addebitato alla società collettrice ed il rendimento del conto corrente bancario è evocativa dell’apprezzamento del vantaggio appena richiamato senza che l’Amministrazione finanziaria abbia determinato in modo diverso la maggior utilità retratta dalla contribuente per la partecipazione al gruppo».
Rilevanza strategica per le Major Energetiche su Operazioni di Transfer Pricing nel Commodity Trading
Questa pronuncia assume un rilievo strategico fondamentale per le Multinazionali dell’Energia operative nel Transfer Pricing nel Commodity Trading. Essa, infatti, offre strumenti:
- sia per la difesa in fase di accertamento e verifica fiscale
- sia per la compliance preventiva.
Difesa del Transfer Pricing nel Commodity Trading: La Prova che il Cash Pool Ha Reso la Controllata Più Ricca
Per le società che hanno già ricevuto contestazioni dell’Agenzia delle Entrate o sono sotto verifica da parte della Guardia di Finanza per giacenze elevate presso le Treasury Companies di gruppo (Cash pool leader), la sentenza fornisce un solido scudo difensivo.
L’argomentazione vincente, confermata dalla sentenza n. 19/2025 della CGT di 2° grado del Piemonte, consiste nel dimostrare che la partecipazione al Cash Pool non ha danneggiato la consociata italiana, ma l’ha resa “più ricca” rispetto all’alternativa di mercato (il deposito bancario).
Se l’Agenzia delle Entrate utilizza come benchmark i tassi attivi (quelli che le banche applicano per prestare denaro), sta commettendo un errore metodologico grave. Nel mondo del Transfer Pricing nel Commodity Trading, dove la liquidità è un asset da remunerare e non un debito da onorare, il confronto corretto è con i rendimenti degli investimenti a breve termine (es. time deposits). I giudici piemontesi, infatti, richiamando più volte le Linee Guida OCSE sul Transfer Pricing, sottolineano che:
- per verificare se la remunerazione (transfer price) della società che trasferisce alla Pooler i propri saldi attivi sia arm’s lenght (i.e., rispettosa del principio di libra concorrenza ex art. 110, comma 7, TUIR)
- l’Amministrazione finanziaria non deve guardare al costo che la società di tesoreria (Pooler) avrebbe sostenuto per prendere denaro a prestito (tasso attivo bancario), ma al rendimento che la consociata creditrice della Pooler avrebbe ottenuto investendo quella liquidità in strumenti alternativi a rischio comparabile (tasso passivo sui depositi).
Prevenzione del Rischio Fiscale del Transfer Pricing nel Commodity Trading: Il Nome dei Contratti e le “Opzioni Realisticamente Disponibili”
In ottica preventiva, per una Major Energetica, la sentenza suggerisce precise linee guida per la strutturazione dei contratti infragruppo e della documentazione di Transfer Pricing (Masterfile e Local File), al fine di evitare ab origine rettifiche fiscali.
Attenzione a Come si Nominano i Contratti
Nel caso deciso dalla Corte Piemontese, l’uso del termine «Loan Agreement» ha innescato la verifica. È fondamentale che i contratti di gestione della liquidità nel Transfer Pricing nel Commodity Trading siano qualificati correttamente come accordi di tesoreria o Cash Pooling Agreements, evitando terminologie che richiamino finanziamenti a medio-lungo termine se la sostanza è la gestione della liquidità operativa.
Analisi delle “Opzioni Realisticamente Disponibili”
Nella predisposizione della Transfer Pricing Documentation, è essenziale includere un’analisi che dimostri, numeri alla mano, che aderire al sistema di tesoreria centralizzata è più conveniente per la consociata locale rispetto a operare autonomamente con il sistema bancario.
Come infatti ricordano le Linee Guida OCSE 2022 al paragrafo 10.146 (che suggerisco di citare nel Local File):
«It is expected that all cash pool participants will be better off than in the absence of the cash pool arrangement. […] it is important to note that cash pool members might be willing to participate in cash pool arrangements to access benefits […] other than an enhanced interest rate like, for instance, access to a permanent source of financing».
L’OCSE utilizza questo esempio per spiegare che un partecipante (borrower) può accettare di restare nel pool anche se i tassi non sono eccezionali, purché ottenga altri vantaggi strategici (come la liquidità garantita o la riduzione della dipendenza da banche esterne) che rendono la sua partecipazione conforme al “principio di libera concorrenza” (arm’s length).
Incorporare questa analisi nella documentazione annuale riduce drasticamente il rischio che l’Amministrazione finanziaria possa, in futuro, riqualificare l’operazione, garantendo la compliance fiscale e proteggendo il valore generato dal gruppo.
Diagramma Illustrativo: Difendere il Cash Pooling nel Transfer Pricing nel Commodity Trading
La complessa qualificazione giuridica operata dalla sentenza n. 19/2025 della CGT di 2° grado del Piemonte si presta a essere sintetizzata visualmente. Il diagramma che segue mappa l’iter logico per contrastare la riqualificazione dei saldi di tesoreria in finanziamenti, evidenziando i test OCSE (“Options Realistically Available” e “Better Off”) che blindano la posizione della società. I principi stabiliti dalla Corte Piemontese rilevano anche per le operazioni di Transfer Pricing nel Commodity Trading Oil & Gas.
Ingrandire l’immagine per leggere meglio il testo. Per uno zoom ancora maggiore, cliccare sul diagramma e poi ingrandirlo quanto desiderato.
Finanziamenti Infruttiferi Legittimi nel Transfer Pricing (CGT 2° Grado Lombardia Sent. 456/2025)
I Prestiti Infruttiferi nelle Operazioni di Transfer Pricing nel Commodity Trading (CGT Lombardia Sent. 456/2025)
La recente giurisprudenza di merito offre spunti cruciali per la gestione del Transfer Pricing nel Commodity Trading, specialmente in tema di transazioni finanziarie. La Sentenza n. 456/2025 della Corte di Giustizia Tributaria di 2° grado della Lombardia, infatti, rappresenta un precedente di estremo interesse per i gruppi multinazionali che operano con consociate in fase di start-up o di crisi finanziaria.
Il Caso: Contestazione su Finanziamenti Intercompany e Transfer Pricing nel Commodity Trading
La vicenda processuale ha visto coinvolte due società italiane a responsabilità limitata appartenenti al medesimo gruppo multinazionale. L’Agenzia delle Entrate – Direzione Regionale della Lombardia aveva notificato avvisi di accertamento relativi al periodo d’imposta 2015, contestando la mancata contabilizzazione di interessi attivi su finanziamenti erogati a favore di due controllate estere (una SA e una NV).
Nello specifico, l’Amministrazione Finanziaria ha focalizzato la propria attenzione su una tranche di finanziamenti pari a euro 52.477.946,00 erogati a titolo completamente infruttifero (non-interest bearing). L’Ufficio, invocando la violazione dell’art. 110, comma 7 del TUIR (nella versione ratione temporis vigente), ha ritenuto che la gratuità dei prestiti non fosse conforme al principio del valore normale (oggi “principio di libera concorrenza”). Di conseguenza, ha recuperato a tassazione interessi attivi presunti per circa 1,46 milioni di euro, calcolati applicando tassi astratti di mercato (Bollettino Banca d’Italia).
Le società contribuenti hanno impugnato gli atti, sostenendo che le controllate estere versavano in una «gravissima crisi finanziaria», caratterizzata da perdite ingenti e patrimonio netto eroso. In tale contesto, nessun finanziatore terzo avrebbe concesso credito (credit capacity nulla). Pertanto, l’intervento della controllante rispondeva a una logica di salvaguardia dell’investimento (shareholder support) e non a una logica creditizia speculativa. La Corte di primo grado aveva già accolto il ricorso, e l’Ufficio ha proposto appello insistendo sulla natura elusiva dell’operazione.
La CGT della Lombardia su Accurate Delineation e Riqualificazione Debt vs Equity: Anche per il Transfer Pricing nel Commodity Trading
La Corte di 2° grado ha respinto l’appello dell’Ufficio, confermando la correttezza dell’operato delle società contribuenti. L’iter logico-giuridico seguito dai giudici lombardi si allinea perfettamente ai principi internazionali dell’OCSE, in particolare al concetto di Accurate Delineation della transazione.
I giudici hanno infatti stabilito che l’Amministrazione non può limitarsi ad applicare un tasso di interesse teorico senza prima verificare la sostanza economica dell’operazione. Se la società ricevente non ha capacità di credito a causa delle sue condizioni finanziarie, la transazione non può essere delineata come un prestito di mercato.
A tal proposito, la sentenza (a pag. 6) afferma testualmente che:
«L’Amministrazione finanziaria debba farsi carico di provare […] che[…] avrebbe preso a parametro di riferimento – per la valutazione della legittimità del finanziamento operato dalla contribuente – il tasso di mercato individuato in relazione a finanziamenti aventi caratteristiche comparabili ed erogati a soggetti con il medesimo “credit ranking” dell’impresa debitrice. Ciò per l’evidente ragione che non è pensabile che sempre e comunque sia possibile accedere al credito in qualsiasi condizione versi la società collegata[…]. Non è quindi possibile prendere a parametro di valutazione tassi di mutuo astratti che prescindono dalla valutazione concreta delle società del Gruppo che quel finanziamento ricevano e che in alcuni casi, come quello in esame, addirittura possano prevedere finanziamenti infruttiferi in quanto non sarebbe stato possibile reperire sul mercato alcun finanziamento tenuto conto della situazione debitoria della società mutuataria e dello stesso gruppo».
Nel settore Oil & Gas, il principio dell’Accurate Delineation impedisce tassi teorici se il credit ranking della sussidiaria preclude il credito bancario, legittimando finanziamenti infruttiferi nel Transfer Pricing nel Commodity Trading per sostenere realtà operative in crisi.
Legittimi i Finanziamenti Infruttiferi che Salvaguardano il Gruppo e l’Operatività delle Consociate: Rilevanza per il Transfer Pricing nel Commodity Trading
Poco dopo, la CGT della Lombardia, facendo propria una precedente pronuncia intercorsa tra le stesse parti, conferma la legittimità dei finanziamenti infruttiferi giustificati da valide ragioni economiche. E tra esse deve essere ricompreso un piano di gestione volto a salvaguardare l’intero gruppo, garantendo il recupero funzionale delle consociate in un momento di crisi.
A tal riguardo, a pag. 6 della sentenza in esame si legge:
«È bene ricordare che proprio in merito alla medesima questione posta tra le stesse parti si è espressa anche la Corte di Giustizia Tributaria di II grado con sentenza n.1633/24 del 3.6.24 la quale [..] ha accolto le tesi della società contribuente affermando che le società avevano comprovato la sussistenza di congrue ragioni economico commerciali che, nell’interesse dell’intero gruppo, imponevano l’erogazione di finanziamenti infruttiferi, secondo un piano di gestione imprenditoriale accorto, quasi emergenziale, per la salvaguardia degli interessi comuni per l’auspicato recupero di una piena funzionalità di tutte le componenti societarie. In particolare, aveva la Corte di Giustizia Tributaria rilevato che le controllate estere versavano in una posizione di già pesantissima esposizione verso terzi, vedendosi pertanto precluso l’accesso al credito bancario. La controllante, dal canto suo, aveva uno specifico interesse a conservare l’operatività delle consociate estere e garantire la positiva ripresa sul mercato, ottimizzando le risorse disponibili senza trascurare che le operazioni di finanziamento erano a tempo indeterminato e che una simile concessione di credito non avrebbe potuto trovare condivisione da parte di istituti terzi se non in presenza di consistenti garanzie che ovviamente le controllate non erano in grado di fornire».
Rilevanza Anche Per il Settore Oil & Gas
Il principio, quindi, legittima i finanziamenti infruttiferi se volti a preservare l’operatività di sussidiarie critiche, giustificando ai fini del transfer pricing nel commodity trading il venir meno della remunerazione in favore della stabilità della filiera integrata Oil & Gas.
Peraltro, nella sentenza in esame, la Corte ha riconosciuto che la natura dell’operazione, alla luce delle circostanze (crisi finanziaria, accordi di ristrutturazione del debito), era assimilabile a un apporto di capitale (quasi-equity). In questo scenario, la mancata applicazione di interessi non viola le regole del Transfer Pricing nel Commodity Trading, poiché un terzo indipendente non avrebbe agito come prestatore, ma al massimo come investitore in equity, la cui remunerazione è legata al valore della partecipazione e non al flusso di interessi.
Questa decisione assume un rilievo strategico per le multinazionali dell’Energia e per le Major attive nel settore Oil & Gas. Come di consueto, le implicazioni operative sono duplici:
- sia sul fronte della difesa in fase di verifica e contenzioso
- sia su quello della compliance preventiva.
Difesa Tributaria del Transfer Pricing nel Commodity Trading Oil & Gas: La Prova che la Consociata Non Aveva Merito Creditizio
La pronuncia in esame deve essere considerata per la Difesa nella fase di Verifica e Contenzioso.
Per quanto riguarda la gestione delle controversie, infatti, la sentenza fornisce uno scudo formidabile contro le rettifiche basate su benchmark generici. Spesso, nel Transfer Pricing nel Commodity Trading, l’Agenzia delle Entrate rettifica le condizioni dei finanziamenti intercompany o le dilazioni di pagamento concesse a consociate operative (es. società di esplorazione o raffinazione in difficoltà) applicando tassi medi bancari.
Sulla scorta di questa pronuncia, è possibile difendere la non applicazione di interessi attivi (o l’applicazione di tassi fuori mercato) dimostrando che la società borrower non aveva, in quel momento, merito creditizio (credit rating) sufficiente per accedere al mercato dei capitali. Come infatti affermato dalla CGT di 2° grado della Lombardia nella sentenza esaminata (pag. 6):
«Non è quindi possibile prendere a parametro di valutazione tassi di mutuo astratti che prescindono dalla valutazione concreta delle società del Gruppo […] e che in alcuni casi […] addirittura possano prevedere finanziamenti infruttiferi in quanto non sarebbe stato possibile reperire sul mercato alcun finanziamento tenuto conto della situazione debitoria della società mutuataria e dello stesso gruppo».
Prevenzione del Rischio Fiscale del Transfer Pricing nel Commodity Trading: Strutturazione dei Contratti e TP Documentation
Sotto il profilo della prevenzione del rischio fiscale, che per una multinazionale dell’energia è prioritario, questa giurisprudenza impone una revisione delle procedure di financing. Per evitare contestazioni ab origine, è infatti essenziale strutturare le operazioni di finanziamento verso consociate high-risk (tipiche dell’Upstream o di mercati volatili) seguendo le indicazioni delle Linee Guida OCSE 2022, Capitolo X.
Nello specifico, il paragrafo 10.13 delle OECD Transfer Pricing Guidelines (2022) recita:
«Assume that, in light of all good-faith financial projections of Company B for the next 10 years, it is clear that Company B would be unable to service a loan of such an amount […] Consequently, the remainder of Company C’s advance to Company B would not be delineated as a loan for the purposes of determining the amount of interest».
Per una major energetica, ciò significa che prima di erogare fondi a una consociata estera, è vitale predisporre una documentazione di supporto (Master File e Local File) che includa:
Un’analisi accurata del credit rating stand-alone della consociata (senza supporto implicito del gruppo).
Proiezioni dei flussi di cassa (cash flow analysis) che dimostrino l’eventuale incapacità di servizio del debito.
Qualificazione contrattuale dell’apporto come equity contribution o shareholder loan postergato, se le condizioni di mercato lo impongono.
Adottando questo approccio preventivo, si allinea la sostanza dell’operazione ai principi confermati dalla Corte, riducendo drasticamente il rischio di rettifiche e sanzioni in materia di Transfer Pricing nel Commodity Trading Oil & Gas.
Diagramma Illustrativo: Transfer Pricing nel Commodity Trading e Finanziamenti Infruttiferi
La gestione della tesoreria infragruppo in contesti di crisi richiede una precisione chirurgica per evitare riprese fiscali su interessi presunti. Il seguente diagramma sintetizza la roadmap difensiva tracciata dalla Sentenza CGT di 2° grado della Lombardia 456/2025, illustrando come la corretta qualificazione (delineation) del supporto finanziario trasformi un rischio di transfer pricing in una legittima operazione di salvaguardia del patrimonio aziendale.
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Deducibilità dei Costi e Detrazione IVA nel Transfer Pricing: Il Caso Arcomet (CGUE, Causa C-726/23, Sent. 04/09/25)
Deducibilità dei Costi e Detrazione IVA nei Servizi Infragruppo: La Svolta Arcomet Può Applicarsi al Transfer Pricing nel Commodity Trading (CGUE, Causa C-726/23, Sent. 04/09/25)
Nel complesso scenario della fiscalità internazionale, le multinazionali dell’energia si trovano spesso a fronteggiare contestazioni ibride riguardanti i servizi infragruppo (Intercompany Services). Al centro del mirino finiscono spesso i costi sostenuti dalla holding per i servizi forniti alle proprie consociate. Tali componenti negativi di reddito sono noti come Management Fees, Service Charges o, in ambito nazionale, Costi di Regia. Ebbene, le autorità fiscali tendono a negare, in capo alla controllata (subsidiary), il diritto alla detrazione dell’IVA su tali voci di costo. Parallelamente, disconoscono anche la deduzione del costo ai fini delle imposte sui redditi (IRES), eccependo il difetto di inerenza, l’assenza di utilità del servizio per la consociata o la carenza probatoria circa l’effettività della prestazione. Per esaminare nel dettaglio le condizioni alle quali un costo può essere legittimamente dedotto, si consiglia la lettura dell’articolo articolo Deducibilità dei costi per l’impresa.
Meccanismo di Funzionamento dei Management Fee: Rileva Per il Transfer Pricing nel Commodity Trading
Infatti, i costi relativi ai servizi di gestione vengono in un primo tempo sostenuti o anticipati a livello centralizzato dalla capogruppo. Successivamente, è la holding a fatturare alle società controllate il corrispettivo dei servizi resi (o il ribaltamento dei costi sostenuti), ripartendolo tra le consociate in misura proporzionale all’utilità effettivamente tratta da ciascuna, spesso attraverso criteri di riparto (key-allocation) predefiniti. Tali criteri di riparto sono stabiliti in contratti, conclusi tra la società madre e le controllate, che prendono il nome di Cost Sharing Agreement o Intercompany Service Agreement. Il meccanismo appena descritto è rappresentato dal seguente Schema di Funzionamento dei Management Fee.
Per un approfondimento sul tema, si rimanda invece alla lettura del paragrafo Deducibilità dei costi infragruppo (c.d. spese di regia o management fee).
La Sentenza della Corte di Giustizia dell’Unione Europea (CGUE) del 4 settembre 2025 nella causa C-726/23 (Arcomet Towercranes SRL) rappresenta un precedente di importanza capitale. Sebbene il dispositivo verta sull’interpretazione della Direttiva IVA 2006/112/CE, i principi enunciati in materia di prova e di divieto di ingerenza nelle scelte gestionali offrono una base solida per blindare le politiche di Transfer Pricing nel Commodity Trading.
Il Caso Arcomet: Fatti e Motivi della Contestazione
La vicenda processuale ha visto contrapposte la società rumena SC Arcomet Towercranes SRL (“Arcomet Romania”) e l’Amministrazione Fiscale Rumena. La ricorrente, parte di un gruppo multinazionale, aveva stipulato il 24 gennaio 2012 un contratto con la controllante belga Arcomet Service NV (“Arcomet Belgio”).
In base a tale accordo, la società belga forniva servizi strategici (finanza, gestione flotta, ingegneria) assumendosi rischi economici rilevanti. Il meccanismo di remunerazione, basato sul metodo del margine netto della transazione (TNMM) raccomandato dalle Linee Guida OCSE, prevedeva l’emissione di fatture di conguaglio (true-up) se il margine operativo della controllata rumena avesse superato il 2,74%.
Avendo Arcomet Romania superato tale soglia negli anni 2011, 2012 e 2013, la controllante belga ha emesso fatture per “recuperare” l’eccedenza di utile. Tuttavia, come si legge al punto 24 della Sentenza, l’Amministrazione finanziaria rumena ha negato il diritto della controllata rumena alla detrazione dell’IVA su tali fatture, sostenendo che:
Le fatture non giustificavano l’effettiva realizzazione delle prestazioni.
I servizi non erano necessari (utili) ai fini delle operazioni imponibili della controllata.
La Corte d’Appello di Bucarest, investita della questione, ha chiesto alla CGUE se tali aggiustamenti di Transfer Pricing costituissero corrispettivi per servizi imponibili IVA e se il Fisco potesse esigere prove supplementari oltre alla fattura, sindacando l’opportunità della spesa (cfr. punto 30 della Sentenza 04/09/25 della CGUE (C-726/23).
I Principi di Diritto: L’Iter Logico della Corte UE
La Corte di Lussemburgo ha fornito risposte che rafforzano la posizione del contribuente, seguendo un iter logico-giuridico rigoroso.
In primo luogo, la Corte ha confermato che gli aggiustamenti di prezzo basati sul TNMM rientrano nel campo di applicazione dell’IVA se esiste un nesso diretto con il servizio, il quale può consistere anche in un miglioramento dell’efficienza o in risparmi di costo. La Corte, richiamando altra giurisprudenza comunitaria, al punto 33 della Sentenza 04/09/25 della CGUE (C-726/23) si riferisce a «un nesso diretto tra il servizio reso e il controvalore ricevuto (v., in tal senso, sentenza dell’8 marzo 1988, Apple and Pear Development Council, 102/86, EU:C:1988:120, punto 12, e del 12 dicembre 2024, Weatherford Atlas Gip, C‑527/23, EU:C:2024:1024, punto 23)». Al successivo punto 36 della Sentenza, i Giudici confermano tale nesso nel caso di specie, rilevando che:
«(…) le prestazioni ricevute come corrispettivo di tali pagamenti erano tali da procurare un vantaggio concreto alla Arcomet Romania considerato che […] i servizi forniti dalla Arcomet Belgio […] avevano un effetto sul margine di utile operativo della Arcomet Romania attraverso i risparmi che le consentivano di realizzare o il miglioramento del servizio reso ai clienti finali».
In secondo luogo, la Corte ha sancito la piena legittimità del metodo di Transfer Pricing ai fini della qualificazione del corrispettivo. Sebbene le fatture possano apparire generiche (punto 53), il prezzo determinato secondo le Linee Guida OCSE è idoneo a rappresentare il valore del servizio, legittimando di conseguenza la documentazione a supporto (Masterfile/Local file) come prova della realtà economica dell’operazione. Al punto 41, infatti, la Corte chiarisce:
«(…) anche qualora un prezzo di trasferimento tra due società all’interno dello stesso gruppo di società fosse stato fissato in modo tale da rispettare il principio di libera concorrenza, in conformità al metodo raccomandato dalle linee guida dell’OCSE elaborate ai fini dell’imposizione diretta, tale prezzo di trasferimento è idoneo a costituire il controvalore effettivo di un servizio fornito».
Infine, la Corte ha posto un limite invalicabile al potere di rettifica basato su valutazioni di opportunità economica, vietando al Fisco di sindacare le scelte gestionali dell’impresa. A tal proposito, al punto 58 della sentenza si legge:
«(…) l’amministrazione finanziaria poteva esigere dalla Arcomet Romania che essa dimostrasse che i servizi di cui trattasi a monte erano stati effettivamente forniti […] ma non si poteva esigere da quest’ultima che essa dimostrasse la necessità o l’opportunità di tali servizi per le sue operazioni soggette ad imposta».
Implicazioni Strategiche per le Major Energetiche
Per una Energy Major, la gestione dei flussi finanziari e dei servizi tra Trading Hubs (es. Londra) e unità locali è vitale. La sentenza Arcomet offre strumenti per difendere sia la detrazione IVA che la deducibilità IRES dei costi nel Transfer Pricing nel Commodity Trading. Le implicazioni si esplicano quindi:
- Sia per la difesa nelle fasi di verifica, accertamento e contenzioso tributario.
- Sia per la prevenzione di una contestazione fiscale.
Difesa in Fase di Verifica delle Operazioni di Transfer Pricing nel Commodity Trading: Divieto di Sindacato di Gestione e Prova del Costo Tramite Masterfile e Local File
Se la Guardia di Finanza o l’Agenzia delle Entrate contestano costi per servizi di Hedging o Market Analysis addebitati a una consociata italiana, sostenendo che sono “inutili” o che la società è in perdita, è possibile opporre i seguenti argomenti basati sulla sentenza:
Divieto di Sindacato di Gestione: L’Amministrazione non può negare la detrazione IVA (e la deducibilità del costo ex art. 109 TUIR) argomentando che il servizio non era “necessario” o “opportuno” (punto 58 della Sentenza 04/09/25 della CGUE (C-726/23). L’inerenza è un giudizio qualitativo sulla natura del costo, non un giudizio quantitativo sulla sua redditività immediata.
Validità della TP Documentation ai fini IVA: Spesso i verificatori negano la detrazione IVA per carenza di descrizione in fattura. La Corte UE afferma che se la documentazione relativa al Transfer Pricing (Masterfile e Local File) prova la realtà economica e la natura del servizio (punto 41), questa integra validamente la fattura, garantendo il diritto alla detrazione e provando l’esistenza del costo anche ai fini delle imposte dirette.
Prevenzione del Rischio Fiscale del Transfer Pricing nel Commodity Trading: Documentazione TP “Dual-Use” e Contratti di Servizi Specifici
Per prevenire contestazioni nel Transfer Pricing nel Commodity Trading, le multinazionali dell’energia potrebbero implementare le seguenti best practice derivanti dalla sentenza:
Documentazione TP “Dual-Use”: Il Masterfile e il Local File non devono servire solo a giustificare il margine (aspetto reddituale), ma devono altresì contenere una descrizione dettagliata (“narrative”) delle attività svolte. Questo trasforma la documentazione TP nella prova «necessaria e proporzionata» richiesta dalla Corte (punto 61 della Sentenza) per salvaguardare la detrazione IVA anche a fronte di fatture sintetiche.
Contratti di Servizi Specifici: I contratti infragruppo (Cost Sharing Agreement o Intercompany Service Agreement) devono esplicitare il nesso tra il corrispettivo (anche se calcolato come aggiustamento TNMM) e il vantaggio economico atteso, come evidenziato ai punti 33 e 36 della Sentenza 04/09/25 della CGUE (C-726/23). Questo soddisfa il requisito del nesso diretto per l’IVA e il requisito di inerenza per la deducibilità IRES.
Adottando questo approccio proattivo, una major energetica non solo ottimizza il carico fiscale, ma costruisce una linea difensiva solida, capace di resistere alle verifiche fiscali sia sul fronte delle imposte indirette che di quelle dirette.
Diagramma Illustrativo: Applicazione della Sentenza Arcomet al Transfer Pricing nel Commodity Trading
Per le Major Energetiche, visualizzare l’impatto della giurisprudenza UE è fondamentale per orientare le scelte strategiche. Il grafico seguente sintetizza i principi chiave della Sentenza Arcomet 04/09/25 della CGUE (C-726/23) e illustra come trasformarli in best practices operative per blindare la deducibilità dei costi e la detrazione IVA nei servizi infragruppo.
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Transfer Pricing tra Copyright e Copyrighted Article (CGT 2° Grado Lombardia Sent. 1754/2025)
Software e Royalties: l’Impatto sul Transfer Pricing nel Commodity Trading (CGT Lombardia Sent. 1754/2025)
La recente sentenza n. 1754/2025 della Corte di Giustizia Tributaria di 2° grado della Lombardia, rappresenta un precedente giurisprudenziale di cruciale importanza per le multinazionali dell’energia. La pronuncia, infatti, affronta tematiche trasversali che possono impattare direttamente sulla gestione del Transfer Pricing nel Commodity Trading. In particolare per quanto concerne la qualificazione dei pagamenti transfrontalieri relativi alla tecnologia e la protezione dalle sanzioni amministrative in caso di riqualificazione (re-characterization) da parte dell’Amministrazione Finanziaria.
Il Caso di Specie: la Riqualificazione dei Costi Software in Royalties
La controversia, riferita all’anno d’imposta 2016, ha visto contrapposte l’Agenzia delle Entrate (Direzione Provinciale I di Milano) e una società italiana, parte di un gruppo multinazionale, attiva nella distribuzione di software. L’Ufficio, mediante avvisi di accertamento ai fini IRES, IRAP e ritenute, ha contestato la natura dei costi sostenuti dalla società residente per l’acquisto di licenze software dalla consociata estera.
Secondo la tesi erariale, tali pagamenti non costituivano il corrispettivo per l’acquisto di beni o servizi, bensì canoni per l’uso di diritti d’autore (Royalties). Di conseguenza, l’Ufficio pretendeva l’applicazione della ritenuta alla fonte in Italia, contestando l’omessa effettuazione della stessa e irrogando le relative sanzioni per infedele dichiarazione. In primo grado, i giudici avevano accolto parzialmente il ricorso, annullando la pretesa sulle Royalties e le sanzioni, ma confermando i rilievi su alcuni costi accantonati (accruals) ritenuti non documentati. L’Ufficio ha appellato la sentenza insistendo sulla natura di Royalty, mentre la società ha proposto appello incidentale sulla deducibilità dei costi.
La Corte Distingue Copyright vs Copyrighted Article: Rileva Per il Transfer Pricing nel Commodity Trading Oil & Gas
La CGT di 2° grado della Lombardia, con la sentenza in esame, ha rigettato integralmente l’appello dell’Ufficio. I giudici lombardi hanno così consolidato un principio cardine nella fiscalità internazionale, rilevante anche per il Transfer Pricing nel Commodity Trading: la distinzione tra la cessione del diritto d’autore e la cessione del bene protetto dal diritto d’autore.
I giudici lombardi, allineandosi alle raccomandazioni dell’OCSE, hanno infatti stabilito che:
- il pagamento per il (solo) acquisto di software destinato alla mera distribuzione o all’uso interno
- senza che vi sia (anche) trasferimento dei diritti di sfruttamento economico o modifica dell’opera (il copyright)
non può essere qualificato come Royalty, ossia, come un canone. Nella motivazione della sentenza, infatti, la Corte riporta testualmente:
«secondo la normativa internazionale, il compenso pagato in relazione ad un software potrà qualificarsi come royalty, nei casi in cui l’oggetto del trasferimento sia ravvisabile nel diritto di utilizzazione economica del copyright, purché ciò non comporti il trasferimento della proprietà del copyright medesimo. Invece, nel caso in cui il software venga impiegato per usi personali o professionali […] lo stesso sarà assoggettato a tassazione quale reddito d’impresa» (Sent. 1754/2025, pag. 2).
Questo passaggio è vitale, in quanto, nega la possibilità di applicare ritenute sui pagamenti intercompany per l’utilizzo di strumenti tecnologici standardizzati o per la rivendita di soluzioni, se non vi è sfruttamento del diritto d’autore sottostante.
Inapplicabilità delle Ritenute Sulle Royalties in Uscita
Secondo la Corte Lombarda, quindi, i pagamenti per il «trasferimento della proprietà del copyright», ossia, effettuati per il mero acquisto di software destinato alla distribuzione o all’uso interno personale o professionale, generano “reddito d’impresa” (art. 7 del Modello OCSE) e non canoni/royalties (art. 12). In questi casi deve quindi escludersi l’applicazione di ritenute nel Paese della fonte. Ci si riferisce alle ritenute alla fonte a titolo d’imposta operate sui compensi corrisposti a non residenti per l’uso (o la concessione in uso) di opere dell’ingegno, comunemente definite come “ritenute sulle royalties”. Tali prelievi, illo tempore previsti dall’art. 25, comma 4, DPR 600/1973, dal 2026 trovano la loro disciplina all’art. 38, comma 4, D.Lgs. 33/2025.
Rilevanza Anche nel Settore Oil & Gas
La distinzione tra royalty e reddito d’impresa è cruciale per il Transfer Pricing nel Commodity Trading Oil & Gas poiché le multinazionali del settore utilizzano massicciamente piattaforme digitali centralizzate per il trading e la gestione del rischio (ETRM – Energy Trading and Risk Management). Se i pagamenti intercompany (i.e., prezzi di trasferimento) per tali software sono qualificati come reddito d’impresa (anziché royalties), la società trading può dedurre interamente i costi senza applicare ritenute alla fonte, evitando fenomeni di doppia tassazione e garantendo che il prezzo di trasferimento rifletta il mero valore d’uso del servizio tecnologico, senza remunerare impropriamente uno sfruttamento di proprietà intellettuale inesistente.
Per comprendere a quali condizioni un costo è deducibile, si rimanda alla lettura dell’articolo Deducibilità dei costi per l’impresa.
Penalty Protection Anche in Caso di Riqualificazione
Un secondo aspetto rivoluzionario della sentenza, di estremo interesse per chi gestisce il Transfer Pricing nel Commodity Trading, riguarda le sanzioni. L’Agenzia delle Entrate sosteneva infatti che, a fronte di una riqualificazione del contratto (da compravendita a licenza d’uso) e del mancato versamento delle ritenute, la Penalty Protection derivante dalla predisposizione del Masterfile e del Local File non fosse applicabile.
Ebbene, la Corte ha respinto questa interpretazione restrittiva, affermando che il regime premiale di cui all’art. 1, comma 6, del D.Lgs. 471/97 (che dall’01/01/26 è sostituito dall’art. 27, comma 8 del D.Lgs. n. 173/2024) copre anche le ipotesi di re-characterization operate dall’Ufficio. Quindi, se nella documentazione di Transfer Pricing (Masterfile e Local File) il contribuente ha descritto l’operazione in buona fede e con trasparenza, rendendo edotta l’Amministrazione della natura della transazione, non può poi essere sanzionato per una diversa interpretazione giuridica data a posteriori dai verificatori.
Sul punto, la sentenza della CGT di 2° della Lombardia afferma perentoriamente:
«la sanzione per infedeltà dichiarativa […] doveva essere disapplicata laddove […] la Società aveva tempestivamente prodotto all’Ufficio la documentazione necessaria per poter compiere le proprie attività di verifica in relazione alla transazione esaminata e riqualificata dall’Ufficio» (Sent. 1754/2025, pag. 3).
Nella fattispecie, quindi, il Collegio Lombardo ha confermato la «illegittimità delle sanzioni irrogate in conseguenza all’applicazione dell’art. 2, comma 4-ter del d.lgs. n. 471 del 1997», norma oggi sostituita dall’art. 14-bis del D.Lgs. n. 173/2024.
Implicazioni Strategiche Per le Operazioni di Transfer Pricing delle Major Energetiche
Per una multinazionale dell’energia, la sentenza appena esaminata (CGT Lombardia Sent. 1754/2025) deve essere vista non solo come una vittoria di principio. La decisione offre, invece, uno strumento operativo fondamentale per la gestione del rischio fiscale relativo alle operazioni di Transfer Pricing nel Commodity Trading del settore Oil & Gas. Le implicazioni della pronuncia, infatti, potrebbero muoversi su due direttrici:
- la difesa in fase di accertamento e
- la prevenzione strutturale (compliance).
Riqualificazione in Royalties vs Servizi Digitali: Tutela e Strategie di Transfer Pricing nel Commodity Trading secondo la Sentenza 1754/2025
I principi stabiliti dalla sentenza n. 1754/2025 della CGT della Lombardia, possono essere utilizzati per la difesa:
- sia nella fase precontenziosa (verifica della GdF e/o accertamento dell’Agenzia delle Entrate) e
- sia nell’eventuale successiva fase giudiziale innanzi le Corti di Giustizia Tributarie e in Cassazione.
Le divisioni di Trading & Shipping delle Major Energetiche effettuano costantemente pagamenti intercompany verso hub tecnologici o finanziari del gruppo. Spesso si tratta di fees per l’accesso a piattaforme di trading proprietarie (ETRM), algoritmi di pricing o database di mercato.
Se l’Agenzia delle Entrate o la Guardia di Finanza dovessero contestare tali pagamenti, tentandone la riqualificazione in Royalties per applicare ritenute (spesso indetraibili per la controparte estera o generatori di doppia imposizione), la sentenza 1754/2025 appena esaminata fornirebbe una “scudo” immediato.
Sfruttando il solco tracciato dai Giudici Lombardi, sarebbe infatti possibile argomentare che l’accesso a una piattaforma per eseguire il trading non implica lo sfruttamento del brevetto o del codice sorgente (copyright), ma è un servizio funzionale al business. Inoltre, anche nel peggiore scenario di una riqualificazione confermata, la sentenza blinda la non applicabilità delle sanzioni se la documentazione TP è stata predisposta correttamente, salvaguardando il bilancio da oneri accessori pesantissimi.
Dall’Art. 12 all’Art. 7 OCSE nel Transfer Pricing nel Commodity Trading: Contrattualistica e Documentazione per Escludere le Royalties
In ottica preventiva, questa pronuncia guida la redazione dei contratti infragruppo e della documentazione di Transfer Pricing nel Commodity Trading. In particolare, per le Multinazionali dell’Energia, risulterebbe essenziale:
Contrattualistica: Redigere accordi intercompany che esplicitino chiaramente l’oggetto della transazione come “fornitura di servizi” o “accesso a funzionalità”, escludendo espressamente il trasferimento di diritti di sfruttamento economico del software o del know-how sottostante. Questo allinea la sostanza contrattuale ai principi dell’art. 7 del Modello OCSE (Reddito d’Impresa) e del Paragrafo 14.4 del Commentario all’art. 12 (pag. 773), dove viene ribadito che «these types of transactions would be dealt with as business profits in accordance with Article 7».
TP Documentation: Descrivere nel Masterfile e nel Local File la natura funzionale dell’utilizzo del software. Non basta indicare l’importo; bisogna spiegare come il trader utilizza il software (mero utente finale) e perché non ne sta sfruttando la proprietà intellettuale. Questa trasparenza è la chiave per attivare la Penalty Protection confermata dalla Corte lombarda con la sentenza sopra esaminata.
La gestione degli “Accruals” nel Trading: la prova a campione
Infine, l’appello incidentale della società è stato accolto su un punto tecnico di grande rilievo operativo per i desk di trading: la deducibilità dei costi accantonati (accruals) a fine esercizio per fatture da ricevere (es. demurrage, differenziali prezzo, costi logistici). Il punto viene esaminato a pag. 4 della pronuncia.
Si legge che l’Ufficio pretendeva una documentazione analitica totale, negando la deduzione per “parzialità” della prova. La Corte ha invece stabilito che, a fronte di una mole massiva di transazioni, la produzione di una documentazione “a campione” significativa (nel caso di specie, copriva oltre il 50% del valore), supportata da riconciliazioni contabili, è sufficiente a provare l’esistenza e l’inerenza del costo.
«Pertanto, anche volendo considerare come parziale la documentazione prodotta dalla società in sede di verifica, la Corte di primo grado avrebbe dovuto tenere conto di tutto quanto prodotto e dimostrato dalla società qui appellata, riconoscendo quantomeno la deducibilità dei costi documentati» (Sent. 1754/2025, pag. 4).
Questo principio permette alle multinazionali dell’energia di gestire più agevolmente le verifiche fiscali su operazioni di Transfer Pricing nel Commodity Trading. Soprattutto quando i controlli riguardano migliaia di piccole partite di costo. Le MNEs potranno qui evitare di dover affrontare una probatio diabolica, strutturando invece sistemi di controllo interno e riconciliazione robusti che possano essere testati a campione dai verificatori. E potranno sostenere che tale impostazione è stata confermata dalla CGT di 2° grado della Lombardia con la sentenza n. 1754/2025. Per un approfondimento sui principi normativi che regolano la deducibilità dei costi, si suggerisce la lettura dell’articolo Deducibilità dei costi per l’impresa
Diagramma Illustrativo: Gestione dei Costi Software e Transfer Pricing nel Commodity Trading
La distinzione tra royalty e servizio, validata dalla CGT Lombardia, ha riflessi operativi immediati per chi gestisce piattaforme di trading. Il seguente grafico sintetizza come applicare i principi della Sentenza 1754/2025 per blindare la deducibilità dei costi tecnologici e garantire la protezione dalle sanzioni. I principi stabiliti dalla Corte devono altresì essere considerati in fase di strutturazione delle operazioni di Transfer Pricing nel Commodity Trading Oil & Gas.
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Giudicato Esterno tra Contratti Long-Term e Transfer Pricing: Il Caso Terex Italia (Cass. Sent. 2763/2024)
Certezza del Diritto e Giudicato Esterno nei Rapporti di Durata Incidono sulle Operazioni di Transfer Pricing nel Commodity Trading: Il Caso Terex Italia (Cass. Sent. 2763/2024)
Nel complesso scacchiere del Transfer Pricing nel Commodity Trading, la stabilità delle posizioni fiscali è un asset strategico tanto quanto la materia prima scambiata. La recente Sentenza della Corte di Cassazione n. 2763 del 30 gennaio 2024 (caso Terex Italia) segna un punto di svolta fondamentale per le multinazionali dell’energia, offrendo uno scudo processuale formidabile per la protezione degli elementi pluriennali del reddito d’impresa.
Il Caso Terex Italia: Analisi della Fattispecie e della Contestazione
La vicenda processuale vede contrapposte l’Agenzia delle Entrate e la Terex Italia S.r.l., parte del gruppo statunitense Terex Corporation. Il casus belli riguarda un’operazione infragruppo transnazionale tipica nella gestione degli Intangibles: l’acquisizione, avvenuta nel 2004, del diritto di usufrutto sul marchio “TEREX” dalla capogruppo USA per un corrispettivo di circa 8,7 milioni di euro. Tale costo è stato iscritto tra le immobilizzazioni immateriali e ammortizzato.
L’Amministrazione Finanziaria ha notificato un avviso di accertamento per l’anno d’imposta 2008 (ai fini IRAP), disconoscendo la deducibilità della quota di ammortamento. Le argomentazioni dell’Ufficio, che echeggiano le tipiche contestazioni in materia di Transfer Pricing nel Commodity Trading e gestione degli asset immateriali, si basavano su:
Difetto di inerenza ed economicità: L’Ufficio sosteneva che la società utilizzasse già gratuitamente il marchio in precedenza e che l’acquisizione a titolo oneroso fosse priva di valide ragioni economiche (art. 109, comma 5, TUIR, nella versione pro tempore vigente).
Spostamento di materia imponibile: L’operazione veniva qualificata come un mero strumento per trasferire utili dall’Italia agli Stati Uniti.
La società ha impugnato l’atto, ottenendo vittoria sia in primo che in secondo grado. Tuttavia, l’aspetto decisivo è emerso in Cassazione. Parallelamente a questo giudizio, pendeva un’altra controversia identica per l’anno d’imposta 2007 (stessa operazione, stessa quota di ammortamento), conclusasi con sentenza favorevole alla contribuente divenuta definitiva (res judicata) per inammissibilità del ricorso erariale.
Il Principio di Diritto: L’Efficacia Espansiva del Giudicato
La Suprema Corte, con un iter logico-giuridico ineccepibile, ha rigettato il ricorso dell’Agenzia delle Entrate applicando il principio del “giudicato esterno”. I giudici di legittimità hanno stabilito che l’accertamento definitivo sulla validità e inerenza del contratto fonte del costo (l’accordo del 2004) esplica efficacia vincolante anche per le annualità successive.
A tal riguardo, nella Sentenza della Corte di Cassazione n. 2763/2024 testualmente si legge:
«Qualora due giudizi tra le stesse parti abbiano riferimento al medesimo rapporto giuridico, ed uno di essi sia stato definito con sentenza passata in giudicato, l’accertamento così compiuto in ordine alla situazione giuridica ovvero alla soluzione di questioni di fatto e di diritto relative ad un punto fondamentale comune ad entrambe la cause, formando la premessa logica indispensabile della statuizione contenuta nel dispositivo della sentenza, preclude il riesame dello stesso punto di diritto accertato e risolto, anche se il successivo giudizio abbia finalità diverse […]» (Cass. Civ., Sez. V, Sent. n. 2763/2024, punto 5.1, pag. 7).
La Corte prosegue chiarendo che tale efficacia:
«[…] non trova ostacolo, in materia tributaria, nel principio dell’autonomia dei periodi d’imposta […] in relazione ai fatti […] aventi caratteristica di durata […] e non anche rispetto agli elementi costitutivi della fattispecie che, estendendosi ad una pluralità di periodi d’imposta […] assumono carattere tendenzialmente permanente» (Cass. Civ., Sez. V, Sent. n. 2763/2024, punto 5.1, pag. 7).
Efficacia del Giudicato Esterno nel Transfer Pricing nel Commodity Trading: Stabilità Fiscale per Contratti Long-Term e Infragruppo
Per una multinazionale operante nel settore Oil & Gas, questa pronuncia può essere una leva operativa fondamentale per la gestione del rischio fiscale nel Transfer Pricing nel Commodity Trading. L’applicazione del principio di diritto stabilito dal Supremo Collegio, infatti, consente di “blindare” le posizioni fiscali su contratti di lungo periodo, tipici del settore.
Difesa in Fase di Accertamento: Blindare i Contratti Long-Term
Nel trading di gas naturale e GNL, le major stipulano contratti di fornitura pluriennali (spesso ventennali, con clausole Take-or-Pay). Se l’Agenzia delle Entrate dovesse contestare la deducibilità di un costo accessorio (es. capacity charge) o la metodologia di pricing (es. applicazione di un metodo CUP su una formula di prezzo complessa) relativa al primo anno di vigenza del contratto, la difesa deve concentrarsi massivamente su quella prima annualità. Ciò in quanto, in virtù della sentenza n. 2763/2024, ottenere un giudicato favorevole sull’anno di stipula o sulla prima annualità accertata significa erigere una barriera insormontabile contro rettifiche fiscali “a catena” sugli anni successivi. L’Amministrazione, infatti, non potrà rimettere in discussione la validità economica o l’inerenza di quel contratto per tutta la sua durata.
Prevenzione e Strutturazione: Intangibles e Accordi Infragruppo
In ottica preventiva, la sentenza suggerisce una cura elevatissima nella fase di set-up dei contratti infragruppo a esecuzione continuata (es. accordi di cash pooling, licenze di intangibles tecnologici per l’esplorazione, Service Level Agreements per i desk di trading).
Strutturare questi accordi in piena conformità con le Linee Guida OCSE sul Transfer Pricing (2022) risulta fondamentale. Ad esempio, nel definire la remunerazione per l’uso di tecnologie proprietarie, bisogna assicurarsi che il contratto rifletta accuratamente la sostanza dell’operazione (accurate delineation), partendo proprio dalla definizione contrattuale dei rischi e delle responsabilità, come prescritto dal Capitolo I delle Linee Guida:
«Where a transaction has been formalised by the associated enterprises through written contractual agreements, those agreements provide the starting point for delineating the transaction between them and how the responsibilities, risks, and anticipated outcomes arising from their interaction were intended to be divided at the time of entering into the contract.» (OCSE Transfer Pricing Guidelines 2022, Capitolo I, par. 1.42).
Ed è qui che torna utile la sentenza esaminata. Infatti, se il contratto è ben strutturato e supportato da un Master File e Local File solidi, una eventuale prima verifica conclusasi positivamente (o un primo contenzioso vinto) cristallizza la correttezza della Transfer Pricing Policy adottata. Ciò garantirà stabilità fiscale per gli esercizi futuri, riducendo drasticamente l’accantonamento per rischi fiscali nel bilancio consolidato.
In definitiva, il caso Terex dimostra che nel Transfer Pricing nel Commodity Trading, caratterizzato da volumi ingenti e contratti pluriennali, vincere il contenzioso sulla “prima annualità” non è una semplice vittoria processuale, ma un asset strategico fondamentale per blindare la stabilità fiscale dei flussi futuri.
Diagramma Illustrativo: Efficacia del Giudicato Esterno nel Transfer Pricing nel Commodity Trading
La stabilità fiscale dei contratti pluriennali è il vero asset da proteggere. Il seguente schema visualizza come il principio dell’efficacia espansiva del giudicato, sancito dalla Cassazione nel caso Terex, trasformi una vittoria sulla prima annualità in uno scudo legale insormontabile per i futuri accertamenti.
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Conclusioni
L’analisi integrata delle sopra menzionate pronunce delinea un quadro giuridico chiaro e in rapida evoluzione. Il transfer pricing nel commodity trading richiede oggi un approccio olistico che unisca rigore analitico e documentazione impeccabile. Ciò è tanto più vero nel settore Oil & Gas, dove la volatilità dei prezzi delle materie prime e la complessità delle transazioni commerciali aumentano il rischio di accertamenti fiscali sul transfer pricing, sulla metodologia di calcolo e sulla sostanza economica delle operazioni.
È qui che risulta cruciale conoscere anticipatamente i pattern logico-giuridici avallati dalla giurisprudenza nazionale e comunitaria, distinguendoli da quelli sconfessati. Le soluzioni operative confermate dai giudici permettono infatti di costruire una contrattualistica intercompany e una policy di transfer pricing idonee a prevenire, a monte, contestazioni e verifiche. Tali argomentazioni divengono poi lo scudo difensivo nelle fasi pre-contenziose o contenziose, aumentando sensibilmente le probabilità di successo per i Gruppi Energetici.
Nel Settore Energetico, dove le operazioni infragruppo ammontano regolarmente a centinaia di milioni o miliardi di euro, la compliance fiscale è la vera “Merce dei Re”.
Studio Legale Tributario Allegretti
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Avv. Matteo Allegretti, PhD |
Documenti Allegati:
Corte di Cassazione, Ordinanza n. 666/2026 (Caso Dynatrace)
Corte di Cassazione, Ordinanza n. 10438/2025 (Caso CNH Industrial)
Corte di Cassazione, Ordinanza n. 12432/2025 (Caso Azienda Elettrica Ticinese)
Corte di Cassazione, Ordinanza n. 18058/2025 (Caso Domori/Illy)
Corte di Cassazione, Ordinanza n. 29083/2025 (Caso De Grisogono)
Corte di Cassazione, Sentenza n. 6067/2023 (Caso Engie)
Corte di Cassazione, Sentenza n. 2763/2024 (Caso Terex Italia)
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Fonti:
Banca Dati della Giurisprudenza Tributaria (MEF)
Documentazione Economica e Finanziaria (MEF)
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