| Gazzetta n. 15 del 20 gennaio 2026 (vai al sommario) |
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| DECRETO LEGISLATIVO 9 gennaio 2026, n. 5 |
| Attuazione della direttiva (UE) 2023/2413 del Parlamento europeo e del Consiglio, del 18 ottobre 2023, che modifica la direttiva (UE) 2018/2001, il regolamento (UE) 2018/1999 e la direttiva n. 98/70/CE per quanto riguarda la promozione dell'energia da fonti rinnovabili e che abroga la direttiva (UE) 2015/652 del Consiglio. |
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IL PRESIDENTE DELLA REPUBBLICA
Visti gli articoli 76 e 87, quinto comma, della Costituzione;
Vista la legge 23 agosto 1988, n. 400, recante «Disciplina dell'attivita' di Governo e ordinamento della Presidenza del Consiglio dei ministri» e, in particolare, l'articolo 14;
Vista la legge 24 dicembre 2012, n. 234, recante «Norme generali sulla partecipazione dell'Italia alla formazione e all'attuazione della normativa e delle politiche dell'Unione europea»;
Vista la legge 30 giugno 2025, n. 91, recante «Delega al Governo per il recepimento delle direttive europee e l'attuazione di altri atti dell'Unione europea - Legge di delegazione europea 2024» e, in particolare, l'allegato;
Vista la direttiva (UE) 2023/2413 del Parlamento europeo e del Consiglio, del 18 ottobre 2023, che modifica la direttiva (UE) 2018/2001, il regolamento (UE) 2018/1999 e la direttiva n. 98/70/CE per quanto riguarda la promozione dell'energia da fonti rinnovabili e che abroga la direttiva (UE) 2015/652 del Consiglio;
Visto il regolamento (UE) 2021/1119 del Parlamento europeo e del Consiglio, del 30 giugno 2021, che istituisce il quadro per il conseguimento della neutralita' climatica e che modifica il regolamento (CE) n. 401/2009 e il regolamento (UE) n. 2018/1999 («Normativa europea sul clima»);
Visto il regolamento di esecuzione (UE) 2022/2448 della Commissione, del 13 dicembre 2022, che stabilisce orientamenti operativi concernenti i metodi di dimostrazione del rispetto dei criteri di sostenibilita' per la biomassa forestale di cui all'articolo 29 della direttiva (UE) 2018/2001 del Parlamento europeo e del Consiglio;
Visto il regolamento delegato (UE) 2023/1184 della Commissione, del 10 febbraio 2023, che integra la direttiva (UE) 2018/2001 del Parlamento europeo e del Consiglio definendo una metodologia dell'Unione che stabilisce norme dettagliate per la produzione di carburanti rinnovabili liquidi e gassosi di origine non biologica per il trasporto;
Visto il regolamento (UE) 2023/2405 del Parlamento europeo e del Consiglio, del 18 ottobre 2023, sulla garanzia di condizioni di parita' per un trasporto aereo sostenibile;
Visto il regolamento delegato (UE) 2023/1185 della Commissione, del 10 febbraio 2023, che integra la direttiva (UE) 2018/2001 del Parlamento europeo e del Consiglio definendo la soglia minima di riduzione delle emissioni di gas a effetto serra dei carburanti derivanti da carbonio riciclato e precisando la metodologia di valutazione delle riduzioni di emissioni di gas a effetto serra da carburanti rinnovabili liquidi e gassosi di origine non biologica per il trasporto e da carburanti derivanti da carbonio riciclato;
Vista la legge 9 gennaio 1991, n. 10, recante «Norme per l'attuazione del Piano energetico nazionale in materia di uso razionale dell'energia, di risparmio energetico e di sviluppo delle fonti rinnovabili di energia»;
Vista la legge 14 novembre 1995, n. 481, recante «Norme per la concorrenza e la regolazione dei servizi di pubblica utilita'. Istituzione delle Autorita' di regolazione dei servizi di pubblica utilita'»;
Visto il decreto legislativo 16 marzo 1999, n. 79, recante «Attuazione della direttiva 96/92/CE recante norme comuni per il mercato interno dell'energia elettrica»;
Visto il decreto legislativo 23 maggio 2000, n. 164, recante «Attuazione della direttiva n. 98/30/CE recante norme comuni per il mercato interno del gas naturale, a norma dell'articolo 41 della legge 17 maggio 1999, n. 144»;
Vista la legge 1° giugno 2002, n. 120, recante «Ratifica ed esecuzione del Protocollo di Kyoto alla Convenzione quadro delle Nazioni Unite sui cambiamenti climatici, fatto a Kyoto l'11 dicembre 1997»;
Visto il decreto legislativo 29 dicembre 2003, n. 387, recante «Attuazione della direttiva 2001/77/CE relativa alla promozione dell'energia elettrica prodotta da fonti energetiche rinnovabili nel mercato interno dell'elettricita'»;
Visto il decreto legislativo 22 gennaio 2004, n. 42, recante «Codice dei beni culturali e del paesaggio, ai sensi dell'articolo 10 della legge 6 luglio 2002, n. 137»;
Vista la legge 23 agosto 2004, n. 239, recante «Riordino del settore energetico, nonche' delega al Governo per il riassetto delle disposizioni vigenti in materia di energia»;
Visto il decreto legislativo 19 agosto 2005, n. 192, recante «Attuazione della direttiva (UE) 2018/844, che modifica la direttiva 2010/31/UE sulla prestazione energetica nell'edilizia e la direttiva 2012/27/UE sull'efficienza energetica, della direttiva 2010/31/UE, sulla prestazione energetica nell'edilizia, e della direttiva 2002/91/CE relativa al rendimento energetico nell'edilizia»;
Visto il decreto legislativo 3 aprile 2006, n. 152, recante «Norme in materia ambientale»;
Vista la legge 27 dicembre 2006, n. 296, recante «Disposizioni per la formazione del bilancio annuale e pluriennale dello Stato (legge finanziaria 2007)»;
Visto il decreto legislativo 8 febbraio 2007, n. 20, recante «Attuazione della direttiva 2004/8/CE sulla promozione della cogenerazione basata su una domanda di calore utile nel mercato interno dell'energia, nonche' modifica alla direttiva 92/42/CEE»;
Visto il decreto-legge 18 giugno 2007, n. 73, convertito, con modificazioni, dalla legge 3 agosto 2007, n. 12, recante «Misure urgenti per l'attuazione di disposizioni comunitarie in materia di liberalizzazione dei mercati dell'energia»;
Visto il decreto legislativo 6 novembre 2007, n. 201, recante «Attuazione della direttiva 2005/32/CE relativa all'istituzione di un quadro per l'elaborazione di specifiche per la progettazione ecocompatibile dei prodotti che consumano energia»;
Vista la legge 24 dicembre 2007, n. 244, recante «Disposizioni per la formazione del bilancio annuale e pluriennale dello Stato (legge finanziaria 2008)»;
Visto il decreto legislativo 30 maggio 2008, n. 115, recante «Attuazione della direttiva 2006/32/CE relativa all'efficienza degli usi finali dell'energia e i servizi energetici e abrogazione della direttiva 93/76/CEE»;
Vista la legge 23 luglio 2009, n. 99, recante «Disposizioni per lo sviluppo e l'internazionalizzazione delle imprese, nonche' in materia di energia»;
Visto il decreto legislativo 3 marzo 2011, n. 28, recante «Attuazione della direttiva 2009/28/CE sulla promozione dell'uso dell'energia da fonti rinnovabili, recante modifica e successiva abrogazione delle direttive 2001/77/CE e 2003/30/CE»;
Visto il decreto legislativo 17 ottobre 2016, n. 201, recante «Attuazione della direttiva 2014/89/UE che istituisce un quadro per la pianificazione dello spazio marittimo»;
Visto il decreto legislativo 8 novembre 2021, n. 199, recante «Attuazione della direttiva (UE) 2018/2001 del Parlamento europeo e del Consiglio, dell'11 dicembre 2018, sulla promozione dell'uso dell'energia da fonti rinnovabili»;
Visto il decreto-legge 1° marzo 2022, n. 17, convertito, con modificazioni, dalla legge 27 aprile 2022, recante «Misure urgenti per il contenimento dei costi dell'energia elettrica e del gas naturale, per lo sviluppo delle energie rinnovabili e per il rilancio delle politiche industriali»;
Visto il decreto-legge 9 dicembre 2023, n. 181, convertito, con modificazioni, dalla legge 2 febbraio 2024, n. 11, recante «Disposizioni urgenti per la sicurezza energetica del Paese, la promozione del ricorso alle fonti rinnovabili di energia, il sostegno alle imprese a forte consumo di energia e in materia di ricostruzione nei territori colpiti dagli eccezionali eventi alluvionali verificatisi a partire dal 1° maggio 2023»;
Visto il decreto legislativo 25 novembre 2024, n. 190, recante «Disciplina dei regimi amministrativi per la produzione di energia da fonti rinnovabili, in attuazione dell'articolo 26, commi 4 e 5, lettera b) e d), della legge 5 agosto 2022, n. 118»;
Visto il decreto del Presidente del Consiglio dei ministri 1° dicembre 2017, recante «Approvazione delle linee guida contenenti gli indirizzi e i criteri per la predisposizione dei piani di gestione dello spazio marittimo», pubblicato nella Gazzetta Ufficiale n. 19 del 24 gennaio 2018;
Visto il decreto del Ministero dell'ambiente e della sicurezza energetica del 7 agosto 2024, recante «Istituzione del sistema nazionale di certificazione della sostenibilita' dei biocombustibili, della certificazione dei carburanti rinnovabili di origine non biologica e di quella dei carburanti da carbonio riciclato», pubblicato nella Gazzetta Ufficiale n. 199 del 26 agosto 2024;
Visto il Piano nazionale integrato per l'energia e il clima 2030 predisposto dall'Italia in attuazione del regolamento (UE) 2018/1999 del Parlamento europeo e del Consiglio dell'11 dicembre 2018, aggiornato ai sensi del regolamento (UE) 2021/1119 e trasmesso alla Commissione europea in data 3 luglio 2024, con il quale sono individuati gli obiettivi al 2030 e le relative misure in materia di decarbonizzazione (comprese le fonti rinnovabili), efficienza energetica, sicurezza energetica, mercato interno dell'energia, ricerca, innovazione e competitivita';
Vista la preliminare deliberazione del Consiglio dei ministri, adottata nella riunione dell'8 ottobre 2025;
Acquisita l'intesa in sede di Conferenza unificata di cui all'articolo 8 del decreto legislativo 28 agosto 1997, n. 281, sancita nella seduta del 18 dicembre 2025;
Acquisiti i pareri espressi dalle competenti commissioni della Camera dei deputati e del Senato della Repubblica;
Vista la deliberazione del Consiglio dei ministri, adottata nella riunione del 29 dicembre 2025;
Sulla proposta del Ministro per gli affari europei, il PNRR e le politiche di coesione e del Ministro dell'ambiente e della sicurezza energetica, di concerto con i Ministri degli affari esteri e della cooperazione internazionale, della giustizia, dell'economia e delle finanze, delle imprese e del made in Italy, della cultura, dell'agricoltura, della sovranita' alimentare e delle foreste, e per la pubblica amministrazione;
Emana
il seguente decreto legislativo:
Art. 1
Modifica al titolo del decreto legislativo
8 novembre 2021, n. 199
1. Il titolo del decreto legislativo 8 novembre 2021, n. 199, e' sostituito dal seguente:
«Attuazione della direttiva (UE) 2018/2001 del Parlamento europeo e del Consiglio, dell'11 dicembre 2018, sulla promozione dell'uso dell'energia da fonti rinnovabili, come modificata dalla direttiva (UE) 2023/2413 del Parlamento europeo e del Consiglio, del 18 ottobre 2023, che modifica la direttiva (UE) 2018/2001, il regolamento (UE) 2018/1999 e la direttiva n. 98/70/CE per quanto riguarda la promozione dell'energia da fonti rinnovabili e che abroga la direttiva (UE) 2015/652 del Consiglio».
N O T E
Avvertenza:
Il testo delle note qui pubblicato e' stato redatto
dall'amministrazione competente per materia, ai sensi
dell'art.10, commi 2 e 3, del testo unico delle
disposizioni sulla promulgazione delle leggi,
sull'emanazione dei decreti del Presidente della Repubblica
e sulle pubblicazioni ufficiali della Repubblica italiana,
approvato con D.P.R. 28 dicembre 1985, n.1092, al solo fine
di facilitare la lettura delle disposizioni di legge
modificate o alle quali e' operato il rinvio. Restano
invariati il valore e l'efficacia degli atti legislativi
qui trascritti.
Per le direttive CEE vengono forniti gli estremi di
pubblicazione nella Gazzetta Ufficiale dell'Unione europea
(GUUE).
Note alle premesse:
- L'art. 76 della Costituzione stabilisce che
l'esercizio della funzione legislativa non puo' essere
delegato al Governo se non con determinazione di principi e
criteri direttivi e soltanto per tempo limitato e per
oggetti definiti.
- L'art. 87 della costituzione, comma quinto, della
Costituzione conferisce al Presidente della Repubblica il
potere di promulgare le leggi ed emanare i decreti aventi
valore di legge e i regolamenti.
- Si riporta il testo dell'articolo 14 della legge 23
agosto 1988, n. 400 (Disciplina dell'attivita' di Governo e
ordinamento della Presidenza del Consiglio dei Ministri),
pubblicata nella Gazzetta Ufficiale 12 settembre 1988, n.
214, S.O.:
«Art. 14 (Decreti legislativi). - 1. I decreti
legislativi adottati dal Governo ai sensi dell'art. 76
della Costituzione sono emanati dal Presidente della
Repubblica con la denominazione di "decreto legislativo" e
con l'indicazione, nel preambolo, della legge di
delegazione, della deliberazione del Consiglio dei ministri
e degli altri adempimenti del procedimento prescritti dalla
legge di delegazione.
2. L'emanazione del decreto legislativo deve avvenire
entro il termine fissato dalla legge di delegazione; il
testo del decreto legislativo adottato dal Governo e'
trasmesso al Presidente della Repubblica, per la
emanazione, almeno venti giorni prima della scadenza.
3. Se la delega legislativa si riferisce ad una
pluralita' di oggetti distinti suscettibili di separata
disciplina, il Governo puo' esercitarla mediante piu' atti
successivi per uno o piu' degli oggetti predetti. In
relazione al termine finale stabilito dalla legge di
delegazione, il Governo informa periodicamente le Camere
sui criteri che segue nell'organizzazione dell'esercizio
della delega.
4. In ogni caso, qualora il termine previsto per
l'esercizio della delega ecceda i due anni, il Governo e'
tenuto a richiedere il parere delle Camere sugli schemi dei
decreti delegati. Il parere e' espresso dalle Commissioni
permanenti delle due Camere competenti per materia entro
sessanta giorni, indicando specificamente le eventuali
disposizioni non ritenute corrispondenti alle direttive
della legge di delegazione. Il Governo, nei trenta giorni
successivi, esaminato il parere, ritrasmette, con le sue
osservazioni e con eventuali modificazioni, i testi alle
Commissioni per il parere definitivo che deve essere
espresso entro trenta giorni.».
- La legge 24 dicembre 2012, n. 234 (Norme generali
sulla partecipazione dell'Italia alla formazione e
all'attuazione della normativa e delle politiche
dell'Unione europea) e' pubblicata nella G.U.R.I. 4 gennaio
2013, n. 3.
- Si riporta l'allegato alla legge 13 giugno 2025, n.91
(Delega al Governo per il recepimento delle direttive
europee e l'attuazione di altri atti dell'Unione europea -
Legge di delegazione europea 2024) pubblicata nella
Gazzetta Ufficiale 25 giugno 2025, n. 145:
«Allegato A
(articolo 1, comma 1)
1) Direttiva (UE) 2022/362 del Parlamento europeo e
del Consiglio, del 24 febbraio 2022, che modifica le
direttive 1999/62/CE, 1999/37/CE e (UE) 2019/520 per quanto
riguarda la tassazione a carico di veicoli per l'uso di
alcune infrastrutture;
2) direttiva (UE) 2023/1791 del Parlamento europeo e
del Consiglio, del 13 settembre 2023, sull'efficienza
energetica e che modifica il regolamento (UE) 2023/955;
3) direttiva (UE) 2023/2226 del Consiglio, del 17
ottobre 2023, recante modifica della direttiva 2011/16/UE,
relativa alla cooperazione amministrativa nel settore
fiscale;
4) direttiva (UE) 2023/2413 del Parlamento europeo e
del Consiglio, del 18 ottobre 2023, che modifica la
direttiva (UE) 2018/2001, il regolamento (UE) 2018/1999 e
la direttiva n. 98/70/CE per quanto riguarda la promozione
dell'energia da fonti rinnovabili e che abroga la direttiva
(UE) 2015/652 del Consiglio;
5) direttiva (UE) 2023/2668 del Parlamento europeo e
del Consiglio, del 22 novembre 2023, che modifica la
direttiva 2009/148/CE sulla protezione dei lavoratori
contro i rischi connessi con un'esposizione all'amianto
durante il lavoro;
6) direttiva (UE) 2024/505 del Parlamento europeo e
del Consiglio, del 7 febbraio 2024, che modifica la
direttiva 2005/36/CE per quanto riguarda il riconoscimento
delle qualifiche professionali degli infermieri
responsabili dell'assistenza generale che hanno completato
la formazione in Romania;
7) direttiva delegata (UE) 2024/782 della
Commissione, del 4 marzo 2024, che modifica la direttiva
2005/36/CE del Parlamento europeo e del Consiglio per
quanto riguarda i requisiti minimi di formazione per le
professioni di infermiere responsabile dell'assistenza
generale, dentista e farmacista;
8) direttiva (UE) 2024/825 del Parlamento europeo e
del Consiglio, del 28 febbraio 2024, che modifica le
direttive 2005/29/CE e 2011/83/UE per quanto riguarda la
responsabilizzazione dei consumatori per la transizione
verde mediante il miglioramento della tutela dalle pratiche
sleali e dell'informazione;
9) direttiva delegata (UE) 2024/846 della
Commissione, del 14 marzo 2024, recante modifica della
direttiva 2006/22/CE del Parlamento europeo e del Consiglio
sulle norme minime per l'applicazione dei regolamenti (CE)
n. 561/2006 e (UE) n. 165/2014 e della direttiva 2002/15/CE
relativi a disposizioni in materia sociale nel settore dei
trasporti su strada;
10) direttiva (UE) 2024/1233 del Parlamento europeo e
del Consiglio, del 24 aprile 2024, relativa a una procedura
unica di domanda per il rilascio di un permesso unico che
consente ai cittadini di paesi terzi di soggiornare e
lavorare nel territorio di uno Stato membro e a un insieme
comune di diritti per i lavoratori di paesi terzi che
soggiornano regolarmente in uno Stato membro;
11) direttiva (UE) 2024/1260 del Parlamento europeo e
del Consiglio, del 24 aprile 2024, riguardante il recupero
e la confisca dei beni;
12) direttiva delegata (UE) 2024/1262 della
Commissione, del 13 marzo 2024, che modifica la direttiva
2010/63/UE del Parlamento europeo e del Consiglio per
quanto riguarda i requisiti per gli stabilimenti e per la
cura e la sistemazione degli animali e per quanto riguarda
i metodi di soppressione degli animali;
13) direttiva (UE) 2024/1265 del Consiglio, del 29
aprile 2024, recante modifica della direttiva 2011/85/UE
relativa ai requisiti per i quadri di bilancio degli Stati
membri;
14) direttiva (UE) 2024/1385 del Parlamento europeo e
del Consiglio, del 14 maggio 2024, sulla lotta alla
violenza contro le donne e alla violenza domestica;
15) direttiva (UE) 2024/1438 del Parlamento europeo e
del Consiglio, del 14 maggio 2024, che modifica la
direttiva 2001/110/CE del Consiglio concernente il miele,
la direttiva 2001/112/CE del Consiglio concernente i succhi
di frutta e altri prodotti analoghi destinati
all'alimentazione umana, la direttiva 2001/113/CE del
Consiglio relativa alle confetture, gelatine e marmellate
di frutta e alla crema di marroni destinate
all'alimentazione umana e la direttiva 2001/114/CE del
Consiglio relativa a taluni tipi di latte conservato
parzialmente o totalmente disidratato destinato
all'alimentazione umana;
16) direttiva (UE) 2024/1499 del Consiglio, del 7
maggio 2024, sulle norme riguardanti gli organismi per la
parita' in materia di parita' di trattamento tra le persone
indipendentemente dalla razza o dall'origine etnica, tra le
persone in materia di occupazione e impiego
indipendentemente dalla religione o dalle convinzioni
personali, dalla disabilita', dall'eta' o dall'orientamento
sessuale e tra le donne e gli uomini in materia di
sicurezza sociale e per quanto riguarda l'accesso a beni e
servizi e la loro fornitura, e che modifica le direttive
2000/43/CE e 2004/113/CE;
17) direttiva (UE) 2024/1500 del Parlamento europeo e
del Consiglio, del 14 maggio 2024, sulle norme riguardanti
gli organismi per la parita' nel settore della parita' di
trattamento e delle pari opportunita' tra donne e uomini in
materia di occupazione e impiego, e che modifica le
direttive 2006/54/CE e 2010/41/UE;
18) direttiva (UE) 2024/1711 del Parlamento europeo e
del Consiglio, del 13 giugno 2024, che modifica le
direttive (UE) 2018/2001 e (UE) 2019/944 per quanto
riguarda il miglioramento dell'assetto del mercato
dell'energia elettrica dell'Unione;
19) direttiva (UE) 2024/1712 del Parlamento europeo e
del Consiglio, del 13 giugno 2024, che modifica la
direttiva 2011/36/UE concernente la prevenzione e la
repressione della tratta di esseri umani e la protezione
delle vittime;
20) direttiva (UE) 2024/1788 del Parlamento europeo e
del Consiglio, del 13 giugno 2024, relativa a norme comuni
per i mercati interni del gas rinnovabile, del gas naturale
e dell'idrogeno, che modifica la direttiva (UE) 2023/1791 e
che abroga la direttiva 2009/73/CE;
21) direttiva (UE) 2024/3017 del Parlamento europeo e
del Consiglio, del 27 novembre 2024, che modifica la
direttiva 2009/18/CE del Parlamento europeo e del Consiglio
che stabilisce i principi fondamentali in materia di
inchieste sugli incidenti nel settore del trasporto
marittimo e che abroga il regolamento (UE) n. 1286/2011
della Commissione.».
- La direttiva (UE) 2023/2413 del Parlamento europeo e
del Consiglio, del 18 ottobre 2023 (che modifica la
direttiva (UE) 2018/2001, il regolamento (UE) 2018/1999 e
la direttiva n. 98/70/CE per quanto riguarda la promozione
dell'energia da fonti rinnovabili e che abroga la direttiva
(UE) 2015/652 del Consiglio) e' pubblicata nella G.U.U.E.
31 ottobre 2023 serie L.
- Il regolamento (UE) 2021/1119 del Parlamento Europeo
e del Consiglio del 30 giugno 2021 (che istituisce il
quadro per il conseguimento della neutralita' climatica e
che modifica il regolamento CE n. 401/2009 e il regolamento
UE n. 2018/1999 - Normativa europea sul clima) e'
pubblicato nella G.U.U.E. 9 luglio 2021, n. L 243.
- Il regolamento di esecuzione (UE) 2022/2448 della
Commissione del 13 dicembre 2022 (che stabilisce
orientamenti operativi concernenti i metodi di
dimostrazione del rispetto dei criteri di sostenibilita'
per la biomassa forestale di cui all'articolo 29 della
direttiva (UE) 2018/2001 del Parlamento europeo e del
Consiglio) e' pubblicato nella G.U.U.E. 14 dicembre 2022,
n. L 320.
- Il regolamento delegato (UE) 2023/1184 della
Commissione del 10 febbraio 2023 (che integra la direttiva
(UE) 2018/2001 del Parlamento europeo e del Consiglio
definendo una metodologia dell'Unione che stabilisce norme
dettagliate per la produzione di combustibili rinnovabili
di origine non biologica) e' pubblicato nella G.U.U.E. 20
giugno 2023, n. L 157.
- Il regolamento (UE) 2023/2405 del Parlamento Europeo
e del Consiglio del 18 ottobre 2023 (sulla garanzia di
condizioni di parita' per un trasporto aereo sostenibile
(ReFuelEU Aviation)) e' pubblicata nella G.U.U.E. 31
ottobre 2023, L.
- Il regolamento delegato (UE) 2023/1185 della
Commissione del 10 febbraio 2023 (che integra la direttiva
(UE) 2018/2001 del Parlamento europeo e del Consiglio
definendo la soglia minima di riduzione delle emissioni di
gas a effetto serra dei carburanti derivanti da carbonio
riciclato e precisando la metodologia di valutazione delle
riduzioni di emissioni di gas a effetto serra da carburanti
rinnovabili liquidi e gassosi di origine non biologica per
il trasporto e da carburanti derivanti da carbonio
riciclato) e' pubblicato nella G.U.U.E. 20 giugno 2023, n.
L 157.
- La legge 9 gennaio 1991, n. 10 (Norme per
l'attuazione del Piano energetico nazionale in materia di
uso razionale dell'energia, di risparmio energetico e di
sviluppo delle fonti rinnovabili di energia) e' pubblicata
nella G.U.R.I. 16 gennaio 1991, n. 13.
- La legge 4 novembre 1995, n. 481 (Norme per la
concorrenza e la regolazione dei servizi di pubblica
utilita'. Istituzione delle Autorita' di regolazione dei
servizi di pubblica utilita') e' pubblicata nella Gazz.
Uff. 18 novembre 1995, n. 270, S.O..
- Il decreto legislativo 16 marzo 1999, n. 79
(Attuazione della direttiva 96/92/CE recante norme comuni
per il mercato interno dell'energia elettrica) e'
pubblicato nella Gazz. Uff. 31 marzo 1999, n. 75, S.O..
- Il decreto legislativo 23 maggio 2000, n. 164
(Attuazione della direttiva 98/30/CE recante norme comuni
per il mercato interno del gas naturale, a norma
dell'articolo 41 della L. 17 maggio 1999, n. 144) e'
pubblicato nella G.U.R.I. 20 giugno 2000, n. 142.
- La legge 1° giugno 2002, n. 120 (Ratifica ed
esecuzione del Protocollo di Kyoto alla Convenzione quadro
delle Nazioni Unite sui cambiamenti climatici, fatto a
Kyoto l'11 dicembre 1997) e' pubblicata nella G.U.R.I. 19
giugno 2002, n. 142.
- Il decreto legislativo 29 dicembre 2003, n. 387
(Attuazione della direttiva 2001/77/CE relativa alla
promozione dell'energia elettrica prodotta da fonti
energetiche rinnovabili nel mercato interno
dell'elettricita') e' pubblicato nella G.U.R.I. 31 gennaio
2004, n. 25.
- Il decreto legislativo 22 gennaio 2004, n. 42 (Codice
dei beni culturali e del paesaggio, ai sensi dell'articolo
10 della legge 6 luglio 2002, n. 137) e' pubblicato nella
G.U.R.I. 24 febbraio, n. 45.
- La legge 23 agosto 2004, n. 239 (Riordino del settore
energetico, nonche' delega al Governo per il riassetto
delle disposizioni vigenti in materia di energia) e'
pubblicata nella G.U.R.I. 13 settembre 2004, n. 215.
- Il decreto legislativo 19 agosto 2005, n. 192
(Attuazione della direttiva 2002/91/CE relativa al
rendimento energetico nell'edilizia) e' pubblicato nella
G.U.R.I. 23 settembre 2005, n. 158.
- Il decreto legislativo 3 aprile 2006, n. 152 (Norme
in materia ambientale) e' pubblicato nella G.U.R.I. 14
aprile 2006, n. 88.
- La legge 27 dicembre 2006, n. 296 (Disposizioni per
la formazione del bilancio annuale e pluriennale dello
Stato - legge finanziaria 2007) e' pubblicata nella
G.U.R.I. 27 dicembre 2006, n. 299.
- Il decreto legislativo 8 febbraio 2007, n. 20
(Attuazione della direttiva 2004/8/CE sulla promozione
della cogenerazione basata su una domanda di calore utile
nel mercato interno dell'energia, nonche' modifica alla
direttiva 92/42/CEE) e' pubblicato nella G.U.R.I. 6 marzo
2007, n. 54.
- Il decreto-legge 18 giugno 2007, n. 73 (Misure
urgenti per l'attuazione di disposizioni comunitarie in
materia di liberalizzazione dei mercati dell'energia.) e'
pubblicato nella Gazz. Uff. 18 giugno 2007, n. 139.
- Il decreto legislativo 6 novembre 2007, n. 201
(Attuazione della direttiva 2005/32/CE relativa
all'istituzione di un quadro per l'elaborazione di
specifiche per la progettazione ecocompatibile dei prodotti
che consumano energia) e' pubblicato nella G.U.R.I. 9
novembre 2007, n. 261.
- La legge 24 dicembre 2007, n. 244 (Disposizioni per
la formazione del bilancio annuale e pluriennale dello
Stato - legge finanziaria 2008) e' pubblicata nella
G.U.R.I. 28 dicembre 2007, n. 300.
- Il decreto legislativo 30 maggio 2008, n. 115
(Attuazione della direttiva 2006/32/CE relativa
all'efficienza degli usi finali dell'energia e i servizi
energetici e abrogazione della direttiva 93/76/CEE) e'
pubblicato nella G.U.R.I. 3 luglio 2008, n. 154.
- La legge 23 luglio 2009, n. 99 (Disposizioni per lo
sviluppo e l'internazionalizzazione delle imprese, nonche'
in materia di energia) e' pubblicata nella G.U.R.I. 31
luglio 2009, n. 176.
- Il decreto legislativo 3 marzo 2011, n. 28
(Attuazione della direttiva 2009/28/CE sulla promozione
dell'uso dell'energia da fonti rinnovabili, recante
modifica e successiva abrogazione delle direttive
2001/77/CE e 2003/30/CE) e' pubblicato nella G.U.R.I. 28
marzo 2011, n. 71.
- Il decreto legislativo 17 ottobre 2016, n. 201
(Attuazione della direttiva 2014/89/UE che istituisce un
quadro per la pianificazione dello spazio marittimo) e'
pubblicato nella G.U.R.I. 7 novembre 2016, n. 260.
- Il decreto legislativo 8 novembre 2021, n. 199
(Attuazione della direttiva (UE) 2018/2001 del Parlamento
europeo e del Consiglio, dell'11 dicembre 2018, sulla
promozione dell'uso dell'energia da fonti rinnovabili) e'
pubblicato nella Gazz. Uff. 30 novembre 2021 n.285, S.O.
- Il decreto-legge 1° marzo 2022, n. 17 (Misure urgenti
per il contenimento dei costi dell'energia elettrica e del
gas naturale, per lo sviluppo delle energie rinnovabili e
per il rilancio delle politiche industriali) e' pubblicato
nella Gazz. Uff. 1° marzo 2022, n. 50.
- Il decreto-legge 9 dicembre 2023, n. 181
(Disposizioni urgenti per la sicurezza energetica del
Paese, la promozione del ricorso alle fonti rinnovabili di
energia, il sostegno alle imprese a forte consumo di
energia e in materia di ricostruzione nei territori colpiti
dagli eccezionali eventi alluvionali verificatisi a partire
dal 1° maggio 2023) e' pubblicato nella Gazz. Uff. 9
dicembre 2023, n. 287.
- Il decreto legislativo 25 novembre 2024, n. 190
(Disciplina dei regimi amministrativi per la produzione di
energia da fonti rinnovabili, in attuazione dell'articolo
26, commi 4 e 5, lettera b) e d), della legge 5 agosto
2022, n. 118) e' pubblicato nella Gazzetta Ufficiale 12
dicembre 2024, n. 291.
- Il decreto del Presidente del Consiglio dei Ministri
1° dicembre 2017 (Approvazione delle linee guida contenenti
gli indirizzi e i criteri per la predisposizione dei piani
di gestione dello spazio marittimo) e' pubblicato nella
G.U.R.I. 24 gennaio 2018, n.19.
- Il Regolamento (UE) 2018/1999 del Parlamento europeo
e del Consiglio dell'11 dicembre 2018 (sulla governance
dell'Unione dell'energia e dell'azione per il clima che
modifica le direttive (CE) n. 663/2009 e (CE) n. 715/2009
del Parlamento europeo e del Consiglio, le direttive
94/22/CE, 98/70/CE, 2009/31/CE, 2009/73/CE, 2010/31/UE,
2012/27/UE e 2013/30/UE del Parlamento europeo e del
Consiglio, le direttive del Consiglio 2009/119/CE e (UE)
2015/652 e che abroga il regolamento (UE) n. 525/2013 del
Parlamento europeo e del Consiglio) e' pubblicato nella
G.U.U.E. 21 dicembre 2018, n. L 328.
- Il regolamento (UE) 2021/1119 del Parlamento Europeo
e del Consiglio del 30 giugno 2021 (che istituisce il
quadro per il conseguimento della neutralita' climatica e
che modifica il regolamento CE n. 401/2009 e il regolamento
UE n. 2018/1999 - Normativa europea sul clima) e'
pubblicata nella G.U.U.E. 9 luglio 2021, n. L 243.
- Si riporta il testo dell'art. 8 del decreto
legislativo 28 agosto 1997, n. 281 (Definizione ed
ampliamento delle attribuzioni della Conferenza permanente
per i rapporti tra lo Stato, le regioni e le province
autonome di Trento e Bolzano ed unificazione, per le
materie ed i compiti di interesse comune delle regioni,
delle province e dei comuni, con la Conferenza Stato-citta'
ed autonomie locali), pubblicato nella G.U.R.I. 30 agosto
1997, n. 202.:
«Art. 8 (Conferenza Stato-citta' ed autonomie locali
e Conferenza unificata). - 1. La Conferenza Stato-citta' ed
autonomie locali e' unificata per le materie ed i compiti
di interesse comune delle regioni, delle province, dei
comuni e delle comunita' montane, con la Conferenza
Stato-regioni.
2. La Conferenza Stato-citta' ed autonomie locali e'
presieduta dal Presidente del Consiglio dei Ministri o, per
sua delega, dal Ministro dell'interno o dal Ministro per
gli affari regionali nella materia di rispettiva
competenza; ne fanno parte altresi' il Ministro del tesoro
e del bilancio e della programmazione economica, il
Ministro delle finanze, il Ministro dei lavori pubblici, il
Ministro della sanita', il presidente dell'Associazione
nazionale dei comuni d'Italia - ANCI, il presidente
dell'Unione province d'Italia - UPI ed il presidente
dell'Unione nazionale comuni, comunita' ed enti montani -
UNCEM. Ne fanno parte inoltre quattordici sindaci designati
dall'ANCI e sei presidenti di provincia designati dall'UPI.
Dei quattordici sindaci designati dall'ANCI cinque
rappresentano le citta' individuate dall'articolo 17 della
legge 8 giugno 1990, n. 142. Alle riunioni possono essere
invitati altri membri del Governo, nonche' rappresentanti
di amministrazioni statali, locali o di enti pubblici.
3. La Conferenza Stato-citta' ed autonomie locali e'
convocata almeno ogni tre mesi, e comunque in tutti i casi
il presidente ne ravvisi la necessita' o qualora ne faccia
richiesta il presidente dell'ANCI, dell'UPI o dell'UNCEM.
4. La Conferenza unificata di cui al comma 1 e'
convocata dal Presidente del Consiglio dei Ministri. Le
sedute sono presiedute dal Presidente del Consiglio dei
Ministri o, su sua delega, dal Ministro per gli affari
regionali o, se tale incarico non e' conferito, dal
Ministro dell'interno.».
|
| | Art. 2
Modifiche all'articolo 2 del decreto legislativo
8 novembre 2021, n. 199
1. All'articolo 2, comma 1, del decreto legislativo 8 novembre 2021, n. 199, sono apportate le seguenti modificazioni:
a) alla lettera a), dopo la parola: «geotermica,» sono inserite le seguenti: «energia osmotica,»;
b) alla lettera d), la parola: «energetico» e' sostituita dalla seguente: «elettrico», dopo la parola: «elettrica» il segno di interpunzione: «,» e' sostituito dalla parola: «e» e le parole: «e di carburante per il trasporto,» sono soppresse;
c) alla lettera f), la parola: «verdi» e' soppressa;
d) la lettera r) e' sostituita dalla seguente:
«r) "accordo di acquisto di energia da fonti rinnovabili": un contratto in base al quale una persona fisica o giuridica si impegna ad acquistare energia rinnovabile direttamente da un produttore, che comprende, ma non si limita a, gli accordi di acquisto di energia elettrica da fonti rinnovabili e gli accordi di acquisto di riscaldamento e raffrescamento da fonti rinnovabili;»;
e) alla lettera dd), dopo le parole: «prodotti dalle biomasse» sono inserite le seguenti: «, compresi anche biometano e bioidrogeno»;
f) la lettera ll) e' sostituita dalla seguente:
«ll) "combustibili rinnovabili di origine non biologica": combustibili liquidi e gassosi, il cui contenuto energetico proviene da fonti rinnovabili diverse dalla biomassa, anche denominati carburanti rinnovabili di origine non biologica;»;
g) alla lettera pp), la parola: «ferroviario» e' soppressa, le parole: «tenuto al pagamento dell'accisa sull'energia» sono sostituite dalle seguenti: «responsabile della gestione e del funzionamento di un punto di ricarica di energia elettrica che fornisce un servizio di ricarica a utenti finali, anche in nome e per conto di un fornitore di servizi di mobilita', o soggetto equivalente che fornisce energia» e le parole: «sistema stradale e ferroviario;» sono sostituite dalle seguenti: «settore dei trasporti.» e' aggiunto infine il seguente periodo: «Sono fatte salve le disposizioni in materia di accisa;»;
h) alla lettera bbb) le parole: «di cui al decreto del ministro dell'ambiente e della tutela del territorio e del mare del 14 novembre 2019 recante "Istituzione del sistema nazionale di certificazione della sostenibilita' dei biocarburanti e dei bioliquidi", pubblicato nella Gazzetta Ufficiale n. 279 del 28» sono sostituite dalle seguenti: «istituito ai sensi dell'articolo 42, comma 16»;
i) dopo la lettera hhh) sono aggiunte le seguenti:
«hhh-bis) "legname tondo industriale": tronchi da sega, tronchi da impiallacciatura, legname da triturazione (tondelli o legno spaccato) e ogni altro tipo di legname tondo idoneo a fini industriali, escluso il legname tondo le cui caratteristiche quali specie, dimensioni, linearita' e densita' dei nodi, lo rendono non idoneo all'uso industriale;
hhh-ter) "apparecchiatura per l'energia solare": apparecchiatura che converte l'energia solare in energia termica o elettrica, in particolare apparecchiatura solare termica e fotovoltaica;»;
hhh-quater) "zona di offerta": la zona di offerta quale definita all'articolo 2, punto 65), del regolamento (UE) 2019/943 del Parlamento europeo e del Consiglio;
hhh-quinquies) "tecnologia innovativa per l'energia rinnovabile": una tecnologia per la generazione di energia rinnovabile che migliora, almeno in un modo, una tecnologia rinnovabile di punta comparabile o che rende sfruttabile una tecnologia per l'energia rinnovabile che non sia pienamente commercializzata o che comporta un chiaro livello di rischio;
hhh-sexies) "sistema di misurazione intelligente": un sistema di misurazione intelligente quale definito all'articolo 2, punto 23), della direttiva (UE) 2019/944 del Parlamento europeo e del Consiglio, del 5 giugno 2019;
hhh-septies) "punto di ricarica": un punto di ricarica quale definito all'articolo 2, punto 48), del regolamento (UE) 2023/1804 del Parlamento europeo e del Consiglio del 13 settembre 2023;
hhh-octies) "mercati dell'energia elettrica": i mercati dell'energia elettrica quali definiti all'articolo 2, punto 9), della direttiva (UE) 2019/944 del Parlamento europeo e del Consiglio, del 5 giugno 2019;
hhh-novies) "batteria per uso domestico": la batteria ricaricabile a se' stante di capacita' nominale superiore a 2 kwh, che puo' essere installata e usata in un ambiente domestico;
hhh-decies) "batteria per veicoli elettrici": una batteria per veicoli elettrici quale definita all'articolo 3, paragrafo 1, punto 14), del regolamento (UE) 2023/1542 del Parlamento europeo e del Consiglio del 12 luglio 2023;
hhh-undecies) "batteria industriale": una batteria industriale quale definita all'articolo 3, paragrafo 1, punto 13), del regolamento (UE) 2023/1542 del Parlamento europeo e del Consiglio, del 12 luglio 2023;
hhh-duodecies) "stato di salute": lo stato di salute quale definito all'articolo 3, paragrafo 1, punto 28), del regolamento (UE) 2023/1542 del Parlamento europeo e del Consiglio, del 12 luglio 2023;
hhh-terdecies) "stato di carica": lo stato di carica quale definito all'articolo 3, paragrafo 1, punto 27), del regolamento (UE) 2023/1542 del Parlamento europeo e del Consiglio, del 12 luglio 2023;
hhh-quaterdecies) "setpoint di potenza": le informazioni dinamiche conservate nel sistema di gestione della batteria che prescrivono le impostazioni di potenza elettrica alle quali la batteria dovrebbe funzionare in modo ottimale durante le operazioni di ricarica o di scaricamento, in modo da ottimizzarne lo stato di salute e l'uso operativo;
hhh-quindecies) "ricarica intelligente": l'operazione di ricarica in cui l'intensita' dell'energia elettrica fornita alla batteria e' adeguata in modo dinamico, sulla base delle informazioni ricevute mediante comunicazione elettronica;
hhh-sexiesdecies) "ricarica bidirezionale": la ricarica bidirezionale quale definita all'articolo 2, punto 11), del regolamento (EU) 2023/1804 del Parlamento europeo e del Consiglio, del 13 settembre 2023;
hhh-septiesdecies) "punto di ricarica di potenza standard": un punto di ricarica di potenza standard quale definito all'articolo 2, punto 37), del regolamento (UE) 2023/1804 del Parlamento europeo e del Consiglio, del 13 settembre 2023;
hhh-duodevicies) "industria": le imprese e i prodotti che rientrano nelle sezioni B, C e F e nella sezione J, divisione 63, della classificazione statistica delle attivita' economiche (NACE REV.2), come stabilito dal regolamento (CE) n. 1893/2006 del Parlamento europeo e del Consiglio, del 20 dicembre 2006;
hhh-undevicies) "scopo non energetico": l'uso di combustibili come materie prime in un processo industriale, anziche' per produrre energia;
hhh-vicies) "combustibili rinnovabili": biocarburanti, bioliquidi, combustibili da biomassa e combustibili rinnovabili di origine non biologica;
hhh-vicies semel) "efficienza energetica al primo posto": il principio dell'efficienza energetica al primo posto quale definito all'articolo 2, punto 18), del regolamento (UE) 2018/1999 del Parlamento europeo e del Consiglio, dell'11 dicembre 2018;
hhh-vicies bis) "piantagione forestale": una piantagione forestale quale definita all'articolo 2, punto 11), del regolamento (UE) 2023/1115 del Parlamento europeo e del Consiglio, del 1° maggio 2023;
hhh-vicies ter) "energia osmotica": energia generata dalla differenza nella concentrazione salina tra due fluidi, come acqua dolce e salata;
hhh-vicies quater) "efficienza del sistema": la scelta di soluzioni efficienti dal punto di vista energetico che consentano anche un percorso di decarbonizzazione economicamente vantaggioso, una maggiore flessibilita' e un uso efficiente delle risorse;
hhh-vicies quinquies) "stoccaggio dell'energia co-ubicato": un impianto di stoccaggio dell'energia combinato con un impianto per la produzione di energia rinnovabile e collegato allo stesso punto di accesso alla rete;
hhh-vicies sexies) "veicolo elettrico solare": un veicolo a motore dotato di un gruppo propulsore comprendente solo macchine elettriche non periferiche come convertitore di energia, con un sistema di accumulo di energia ricaricabile che puo' essere ricaricato esternamente e con pannelli fotovoltaici integrati al veicolo.».
Note all'art. 2:
- Si riporta il testo dell'articolo 2 del citato
decreto legislativo n. 199, del 2021, come modificato dal
presente decreto:
«Art. 2 (Definizioni). - 1. Ai fini del presente
decreto si applicano le definizioni di cui al decreto
legislativo 19 agosto 2005, n. 192, al decreto legislativo
4 luglio 2014, n. 102, nonche' al decreto legislativo di
recepimento della direttiva (UE) 2019/944. Si applicano
inoltre le seguenti definizioni:
a) "energia da fonti rinnovabili" oppure "energia
rinnovabile": energia proveniente da fonti rinnovabili non
fossili, vale a dire energia eolica, solare, termico e
fotovoltaico, e geotermica, energia osmotica, energia
dell'ambiente, energia mareomotrice, del moto ondoso e
altre forme di energia marina, energia idraulica, biomassa,
gas di discarica, gas residuati dai processi di depurazione
e biogas;
b) "energia dell'ambiente": energia termica
naturalmente disponibile ed energia accumulata in ambienti
confinati, che puo' essere immagazzinata nell'aria
dell'ambiente, esclusa l'aria esausta, o nelle acque
superficiali o reflue;
c) "energia geotermica": energia immagazzinata
sotto forma di calore sotto la crosta terrestre;
d) "consumo finale lordo di energia": i prodotti
energetici forniti a scopi energetici all'industria, ai
trasporti, alle famiglie, ai servizi, compresi i servizi
pubblici, all'agricoltura, alla silvicoltura e alla pesca,
il consumo di energia elettrica e di calore del settore
elettrico o per la produzione di energia elettrica e di
calore per il trasporto, e le perdite di energia elettrica
e di calore con la distribuzione e la trasmissione;
e) "regime di sostegno": strumento, regime o
meccanismo, applicato da uno Stato membro o gruppo di Stati
membri, inteso a promuovere l'uso di energia da fonti
rinnovabili riducendone i costi, aumentando i prezzi a cui
puo' essere venduta o aumentando, per mezzo di obblighi in
materia di energie rinnovabili o altri mezzi, il volume
acquistato di tale energia, includendo a titolo
esemplificativo, ma non esaustivo, gli aiuti agli
investimenti, le esenzioni o gli sgravi fiscali, le
restituzioni d'imposta, i regimi di sostegno nella forma di
obblighi in materia di energie rinnovabili, inclusi quelli
che usano certificati verdi, e i regimi di sostegno diretto
sui prezzi, ivi comprese le tariffe onnicomprensive e le
tariffe premio fisse o variabili;
f) "obbligo in materia di energie rinnovabili":
regime di sostegno che obbliga i produttori di energia a
includere nella loro produzione una determinata quota di
energia da fonti rinnovabili, i fornitori di energia a
includere una determinata quota di energia da fonti
rinnovabili nella loro offerta o i consumatori di energia a
includere una determinata quota di energia da fonti
rinnovabili nei loro consumi, compresi i regimi nei quali
tali obblighi possono essere soddisfatti mediante l'uso di
certificati;
g) "PMI": microimprese, piccole imprese o medie
imprese quali definite all'articolo 2 dell'Allegato della
raccomandazione 2003/361/CE della Commissione europea;
h) "calore e freddo di scarto": calore o freddo
inevitabilmente ottenuti come sottoprodotti negli impianti
industriali o di produzione di energia, o nel settore
terziario, che si disperderebbero nell'aria o nell'acqua
rimanendo inutilizzati e senza accesso a un sistema di
teleriscaldamento o teleraffrescamento, nel caso in cui la
cogenerazione sia stata o sara' utilizzata o non sia
praticabile;
i) "revisione della potenza dell'impianto",
"ripotenziamento" o "repowering": rinnovamento delle
centrali elettriche che producono energia rinnovabile,
compresa la sostituzione integrale o parziale di impianti o
apparecchiature e sistemi operativi al fine di sostituire
capacita' o di aumentare l'efficienza o la capacita'
dell'impianto;
l) "garanzia di origine": documento elettronico che
serve esclusivamente a provare a un cliente finale che una
determinata quota o quantita' di energia e' stata prodotta
da fonti rinnovabili;
m) "mix energetico residuale": il mix energetico
totale annuo di uno Stato membro, al netto della quota
rappresentata dalle garanzie di origine annullate;
n) "autoconsumatore di energia rinnovabile":
cliente finale che produce energia elettrica rinnovabile
per il proprio consumo e puo' immagazzinare o vendere
energia elettrica rinnovabile autoprodotta alle condizioni
e secondo le modalita' di cui all'articolo 30 del presente
decreto;
o) "autoconsumatori di energia rinnovabile che
agiscono collettivamente": gruppo di almeno due
autoconsumatori di energia rinnovabile che agiscono
collettivamente alle condizioni e secondo le modalita' di
cui all'articolo 30 del presente decreto;
p) "comunita' di energia rinnovabile" o "comunita'
energetica rinnovabile": soggetto giuridico che opera nel
rispetto di quanto stabilito dall'articolo 31 del presente
decreto;
q) "energia condivisa": in una comunita' di energia
rinnovabile o in un gruppo di autoconsumatori di energia
rinnovabile che agiscono collettivamente, e' pari al
minimo, in ciascun periodo rilevante non superiore all'ora,
tra l'energia elettrica prodotta e immessa in rete dagli
impianti a fonti rinnovabili e l'energia elettrica
prelevata dall'insieme dei clienti finali associati situati
nella stessa zona di mercato;
r) "accordo di acquisto di energia da fonti
rinnovabili": un contratto in base al quale una persona
fisica o giuridica si impegna ad acquistare energia
rinnovabile direttamente da un produttore, che comprende,
ma non si limita a, gli accordi di acquisto di energia
elettrica da fonti rinnovabili e gli accordi di acquisto di
riscaldamento e raffrescamento da fonti rinnovabili;
s) "scambi tra pari di energia rinnovabile":
vendita di energia rinnovabile tra i partecipanti al
mercato in virtu' di un contratto con condizioni
prestabilite che disciplina l'esecuzione e il regolamento
automatizzati dell'operazione, direttamente tra i
partecipanti al mercato o indirettamente tramite un terzo
certificato partecipante al mercato, come ad esempio un
aggregatore. Il diritto di condurre scambi tra pari non
pregiudica i diritti o gli obblighi delle parti coinvolte
in qualita' di consumatori finali, produttori, fornitori o
aggregatori;
t) "zona di approvvigionamento": area geografica
definita da cui provengono le materie prime di biomassa
forestale, di cui sono disponibili informazioni affidabili
e indipendenti e dove le condizioni sono sufficientemente
omogenee per valutare il rischio presentato dalle
caratteristiche di sostenibilita' e legalita' della
biomassa forestale;
u) "rigenerazione forestale": ricostituzione con
mezzi naturali o artificiali di un'area boschiva a seguito
della rimozione della precedente popolazione forestale per
abbattimento o per cause naturali, compresi gli incendi o
le tempeste;
v) "biocarburanti": carburanti liquidi per il
trasporto ricavati dalla biomassa;
z) "biocarburanti avanzati": biocarburanti prodotti
a partire dalle materie prime elencate nell'Allegato VIII,
parte A del presente decreto;
aa) "biometano": combustibile ottenuto dalla
purificazione del biogas in modo da risultare idoneo per
l'immissione in rete gas;
bb) "biometano avanzato": biometano prodotto dalle
materie prime di cui all'Allegato VIII parte A del presente
decreto;
cc) "biocarburanti, bioliquidi e combustibili da
biomassa a basso rischio di cambiamento indiretto della
destinazione d'uso dei terreni": biocarburanti, bioliquidi
e combustibili da biomassa le cui materie prime sono state
prodotte nell'ambito di sistemi che evitano gli effetti di
spostamento dei biocarburanti, dei bioliquidi e dei
combustibili da biomassa ottenuti da colture alimentari e
foraggere mediante il miglioramento delle pratiche agricole
e mediante la coltivazione in aree che non erano
precedentemente utilizzate a tal fine, e che sono stati
prodotti conformemente ai criteri di sostenibilita' per i
biocarburanti, i bioliquidi e i combustibili da biomassa di
cui all'articolo 42 del presente decreto;
dd) "biogas": combustibili e carburanti gassosi
prodotti dalle biomasse, compresi anche biometano e
bioidrogeno;
ee) "bioliquidi": combustibili liquidi per scopi
energetici diversi dal trasporto, compresi l'energia
elettrica, il riscaldamento e il raffrescamento, prodotti a
partire dalla biomassa;
ff) "biomassa": frazione biodegradabile dei
prodotti, rifiuti, sottoprodotti e residui di origine
biologica provenienti dall'agricoltura, comprendente
sostanze vegetali e animali, dalla silvicoltura e dalle
industrie connesse, comprese la pesca e l'acquacoltura,
nonche' la parte biodegradabile dei rifiuti, compresi i
rifiuti industriali e urbani di origine biologica;
gg) "biomassa agricola": biomassa risultante
dall'agricoltura;
hh) "biomassa forestale": biomassa risultante dalla
silvicoltura;
ii) "carburanti da carbonio riciclato":
combustibili e carburanti liquidi e gassosi che sono
prodotti da una delle seguenti due categorie:
1) flussi di rifiuti liquidi o solidi di origine
non rinnovabile che non sono idonei al recupero di materia
ai sensi dell'articolo 179 del decreto legislativo 3 aprile
2006, n. 152;
2) gas derivante dal trattamento dei rifiuti e
dal gas di scarico di origine non rinnovabile che sono
prodotti come conseguenza inevitabile e non intenzionale
del processo di produzione negli impianti industriali;
ll) "combustibili rinnovabili di origine non
biologica": combustibili liquidi e gassosi, il cui
contenuto energetico proviene da fonti rinnovabili diverse
dalla biomassa, anche denominati carburanti rinnovabili di
origine non biologica;
mm) "colture alimentari e foraggere": colture
amidacee, zuccherine o oleaginose prodotte su terreni
agricoli come coltura principale, esclusi residui, rifiuti
o materie ligno-cellulosiche e le colture intermedie, come
le colture intercalari e le colture di copertura, a
condizione che l'uso di tali colture intermedie non generi
una domanda di terreni supplementari;
nn) "colture amidacee": colture comprendenti
principalmente cereali, indipendentemente dal fatto che
siano utilizzati solo i grani ovvero sia utilizzata
l'intera pianta, come nel caso del mais verde; tuberi e
radici, come patate, topinambur, patate dolci, manioca e
ignami; e colture di bulbo-tuberi, quali la colocasia e la
xantosoma;
oo) "combustibili da biomassa": combustibili solidi
e gassosi prodotti dalle biomasse;
a) pp) "fornitore di combustibile": soggetto tenuto
al pagamento dell'accisa sui prodotti energetici che
immette in consumo per l'azionamento dei veicoli e dei
mezzi di trasporto nonche' il soggetto responsabile della
gestione e del funzionamento di un punto di ricarica di
energia elettrica che fornisce un servizio di ricarica a
utenti finali, anche in nome e per conto di un fornitore di
servizi di mobilita', o soggetto equivalente che fornisce
energia elettrica destinata al consumo nel settore dei
trasporti. Sono fatte salve le disposizioni in materia di
accisa;
qq) "materie cellulosiche di origine non
alimentare": materie prime composte principalmente da
cellulosa ed emicellulosa e aventi un tenore di lignina
inferiore a quello delle materie ligno-cellulosiche,
compresi i residui di colture alimentari e foraggere, quali
paglia, steli di granturco, pule e gusci, le colture
energetiche erbacee a basso tenore di amido, quali loglio,
panico verga, miscanthus, canna comune, le colture di
copertura precedenti le colture principali e ad esse
successive, le colture miste di leguminose e graminacee, i
residui industriali, anche residui di colture alimentari e
foraggere dopo che sono stati estratti gli olii vegetali,
gli zuccheri, gli amidi e le proteine, e le materie
derivate dai rifiuti organici, intendendo per colture miste
di leguminose e graminacee e colture di copertura pascoli
temporanei costituiti da un'associazione mista di
graminacee e leguminose a basso tenore di amido che sono
coltivati a turno breve per produrre foraggio per il
bestiame e migliorare la fertilita' del suolo al fine di
ottenere rese superiori dalle colture arabili principali;
rr) "materie ligno-cellulosiche": materie composte
da lignina, cellulosa ed emicellulosa quali la biomassa
proveniente da foreste, le colture energetiche legnose e i
residui e rifiuti della filiera forestale;
ss) "PNIEC": Piano Nazionale Integrato per
l'Energia e il Clima predisposto in attuazione del
Regolamento (UE) 2018/1999 del Parlamento europeo e del
Consiglio dell'11 dicembre 2018;
tt) "residuo": sostanza diversa dal prodotto o dai
prodotti finali cui mira direttamente il processo di
produzione; non costituisce l'obiettivo primario del
processo di produzione e il processo non e' stato
deliberatamente modificato per ottenerlo;
uu) "residui dell'agricoltura, dell'acquacoltura,
della pesca e della silvicoltura": residui generati
direttamente dall'agricoltura, dall'acquacoltura, dalla
pesca e dalla silvicoltura e non comprendono i residui
delle industrie connesse o della lavorazione;
vv) "rifiuti": rifiuto quale definito all'articolo
183, comma 1, lettera a) del decreto legislativo 3 aprile
2006, n. 152 escluse le sostanze che sono state
deliberatamente modificate o contaminate per soddisfare la
presente definizione;
zz) "rifiuti organici": rifiuti organici quali
definiti all'articolo 183, comma 1, lettera d) del decreto
legislativo 3 aprile 2006, n. 152;
aaa) "centrali ibride": centrali che producono
energia elettrica utilizzando sia fonti non rinnovabili,
sia fonti rinnovabili, ivi inclusi gli impianti di
co-combustione, vale a dire gli impianti che producono
energia elettrica mediante combustione di fonti non
rinnovabili e di fonti rinnovabili;
bbb) "sistema nazionale di certificazione": sistema
nazionale di certificazione di sostenibilita' istituito ai
sensi dell'articolo 42, comma 16;
ccc) "sistema volontario di certificazione":
sistema per la certificazione di sostenibilita' oggetto di
una decisione della Commissione europea adottata ai sensi
dell'articolo 30, paragrafo 4 della direttiva (UE)
2018/2001;
ddd) "valore reale": riduzione delle emissioni di
gas a effetto serra per alcune o per tutte le fasi di uno
specifico processo di produzione di biocarburanti,
bioliquidi o combustibile da biomassa calcolata secondo la
metodologia definita nell'Allegato VI, parte C, o
nell'Allegato VII, parte B del presente decreto;
eee) "valore tipico": stima delle emissioni di gas
a effetto serra e della riduzione delle emissioni di gas a
effetto serra per una particolare filiera di produzione del
biocarburante, del bioliquido o del combustibile da
biomassa, rappresentativa del consumo dell'Unione;
fff) "valore standard": valore stabilito a partire
da un valore tipico applicando fattori predeterminati e
che, in circostanze definite ai sensi del presente decreto,
puo' essere utilizzato al posto di un valore reale;
ggg) "area idonea": area con un elevato potenziale
atto a ospitare l'installazione di impianti di produzione
elettrica da fonte rinnovabile, anche all'eventuale
ricorrere di determinate condizioni tecnico-localizzative;
hhh) "ristrutturazione importante di primo
livello": la ristrutturazione importante di primo livello
come definita in attuazione dell'articolo 4, comma 1, del
decreto legislativo 19 agosto 2005, n. 192, in materia di
applicazione delle metodologie di calcolo delle prestazioni
energetiche e definizione delle prescrizioni e dei
requisiti minimi degli edifici.;
hhh-bis) "legname tondo industriale": tronchi da
sega, tronchi da impiallacciatura, legname da triturazione
(tondelli o legno spaccato) e ogni altro tipo di legname
tondo idoneo a fini industriali, escluso il legname tondo
le cui caratteristiche quali specie, dimensioni, linearita'
e densita' dei nodi, lo rendono non idoneo all'uso
industriale;
hhh-ter) "apparecchiatura per l'energia solare":
apparecchiatura che converte l'energia solare in energia
termica o elettrica, in particolare apparecchiatura solare
termica e fotovoltaica;";
hhh-quater) "zona di offerta": la zona di offerta
quale definita all'articolo 2, punto 65), del regolamento
(UE) 2019/943 del Parlamento europeo e del Consiglio;
hhh-quinquies) "tecnologia innovativa per l'energia
rinnovabile": una tecnologia per la generazione di energia
rinnovabile che migliora, almeno in un modo, una tecnologia
rinnovabile di punta comparabile o che rende sfruttabile
una tecnologia per l'energia rinnovabile che non sia
pienamente commercializzata o che comporta un chiaro
livello di rischio;
hhh-sexsies) "sistema di misurazione intelligente":
un sistema di misurazione intelligente quale definito
all'articolo 2, punto 23), della direttiva (UE) 2019/944
del Parlamento europeo e del Consiglio, del 5 giugno 2019;
hhh-septies) "punto di ricarica": un punto di
ricarica quale definito all'articolo 2, punto 48), del
regolamento (UE) 2023/1804 del Parlamento europeo e del
Consiglio del 13 settembre 2023;
hhh-octies) "mercati dell'energia elettrica": i
mercati dell'energia elettrica quali definiti all'articolo
2, punto 9), della direttiva (UE) 2019/944 del Parlamento
europeo e del Consiglio, del 5 giugno 2019;
hhh-novies) "batteria per uso domestico": la
batteria ricaricabile a se' stante di capacita' nominale
superiore a 2 kwh, che puo' essere installata e usata in un
ambiente domestico;
hhh-decies) "batteria per veicoli elettrici": una
batteria per veicoli elettrici quale definita all'articolo
3, paragrafo 1, punto 14), del regolamento (UE) 2023/1542
del Parlamento europeo e del Consiglio del 12 luglio 2023;
hhh-undecies) "batteria industriale": una batteria
industriale quale definita all'articolo 3, paragrafo 1,
punto 13), del regolamento (UE) 2023/1542 del Parlamento
europeo e del Consiglio, del 12 luglio 2023;
hhh-duodecies) "stato di salute": lo stato di
salute quale definito all'articolo 3, paragrafo 1, punto
28), del regolamento (UE) 2023/1542 del Parlamento europeo
e del Consiglio, del 12 luglio 2023;
hhh-terdecies) "stato di carica": lo stato di
carica quale definito all'articolo 3, paragrafo 1, punto
27), del regolamento (UE) 2023/1542 del Parlamento europeo
e del Consiglio, del 12 luglio 2023;
hhh-quaterdecies) "setpoint di potenza": le
informazioni dinamiche conservate nel sistema di gestione
della batteria che prescrivono le impostazioni di potenza
elettrica alle quali la batteria dovrebbe funzionare in
modo ottimale durante le operazioni di ricarica o di
scaricamento, in modo da ottimizzarne lo stato di salute e
l'uso operativo;
hhh-quindecies) "ricarica intelligente":
l'operazione di ricarica in cui l'intensita' dell'energia
elettrica fornita alla batteria e' adeguata in modo
dinamico, sulla base delle informazioni ricevute mediante
comunicazione elettronica;
hhh-sexiesdecies) "ricarica bidirezionale": la
ricarica bidirezionale quale definita all'articolo 2, punto
11), del regolamento (EU) 2023/1804 del Parlamento europeo
e del Consiglio, del 13 settembre 2023;
hhh-septiesdecies) "punto di ricarica di potenza
standard": un punto di ricarica di potenza standard quale
definito all'articolo 2, punto 37), del regolamento (UE)
2023/1804 del Parlamento europeo e del Consiglio, del 13
settembre 2023;
hhh-duodevicies) "industria": le imprese e i
prodotti che rientrano nelle sezioni B, C e F e nella
sezione J, divisione 63, della classificazione statistica
delle attivita' economiche (NACE REV.2), come stabilito dal
regolamento (CE) n. 1893/2006 del Parlamento europeo e del
Consiglio, del 20 dicembre 2006;
hhh-undevicies) "scopo non energetico": l'uso di
combustibili come materie prime in un processo industriale,
anziche' per produrre energia;
hhh-vicies) "combustibili rinnovabili":
biocarburanti, bioliquidi, combustibili da biomassa e
combustibili rinnovabili di origine non biologica;
hhh-vicies semel) "efficienza energetica al primo
posto": il principio dell'efficienza energetica al primo
posto quale definito all'articolo 2, punto 18), del
regolamento (UE) 2018/1999 del Parlamento europeo e del
Consiglio, dell'11 dicembre 2018;
hhh-vicies bis) "piantagione forestale": una
piantagione forestale quale definita all'articolo 2, punto
11), del regolamento (UE) 2023/1115 del Parlamento europeo
e del Consiglio, del 1° maggio 2023;
hhh-vicies ter) "energia osmotica": energia
generata dalla differenza nella concentrazione salina tra
due fluidi, come acqua dolce e salata;
hhh-vicies quater) "efficienza del sistema": la
scelta di soluzioni efficienti dal punto di vista
energetico che consentano anche un percorso di
decarbonizzazione economicamente vantaggioso, una maggiore
flessibilita' e un uso efficiente delle risorse;
hhh-vicies quinquies) "stoccaggio dell'energia
co-ubicato": un impianto di stoccaggio dell'energia
combinato con un impianto per la produzione di energia
rinnovabile e collegato allo stesso punto di accesso alla
rete;
hhh-vicies sexies) "veicolo elettrico solare": un
veicolo a motore dotato di un gruppo propulsore
comprendente solo macchine elettriche non periferiche come
convertitore di energia, con un sistema di accumulo di
energia ricaricabile che puo' essere ricaricato
esternamente e con pannelli fotovoltaici integrati al
veicolo.». |
| | Art. 3
Modifiche all'articolo 3 del decreto legislativo
8 novembre 2021, n. 199
1. All'articolo 3 del decreto legislativo 8 novembre 2021, n. 199, sono apportate le seguenti modificazioni:
a) il comma 1 e' sostituito dal seguente:
«1. L'obiettivo nazionale relativo alla quota di energia da fonti rinnovabili nel consumo finale lordo di energia da conseguire nel 2030 e' pari al 39,4 per cento»;
b) al comma 2:
1) la parola: «indicativo» e' soppressa;
2) dopo le parole: «per riscaldamento e raffrescamento pari» e' inserita la seguente: «almeno»;
3) le parole: «1,3 punti» sono sostituite dalle seguenti: «0,8 punti»;
4) le parole: «per i periodi» sono soppresse;
5) dopo le parole: «dal 2021 al 2025 e» sono inserite le seguenti: «di almeno 1,1 punti percentuali come media annuale calcolata»;
c) dopo il comma 2 sono inseriti i seguenti:
«2-bis. L'obiettivo nazionale indicativo relativo alla quota di energia rinnovabile prodotta negli edifici o nelle loro vicinanze, tenendo conto anche dell'energia rinnovabile proveniente da rete, e' pari ad almeno il 40,1 per cento nell'anno 2030.
2-ter. L'obiettivo nazionale indicativo relativo all'aumento della quota di fonti rinnovabili sul totale delle fonti energetiche usate a scopi finali energetici e non energetici nel settore dell'industria e' pari ad almeno 1,6 punti percentuali come media annuale calcolata per i periodi dall'anno 2021 all'anno 2025 e dall'anno 2026 all'anno 2030.
2-quater. L'obiettivo nazionale indicativo relativo alla capacita' di energia rinnovabile da tecnologie innovative all'anno 2030 e' pari al 5 per cento della nuova capacita' installata.»;
d) al comma 4, le parole: «di cui ai commi 1 e 2» sono soppresse.
Note all'art. 3:
- Si riporta il testo dell'articolo 3 del citato
decreto legislativo n. 199, del 2021, come modificato dal
presente decreto:
«Art. 3 (Obiettivi nazionali in materia di fonti
rinnovabili). - 1. L'obiettivo nazionale relativo alla
quota di energia da fonti rinnovabili nel consumo finale
lordo di energia da conseguire nel 2030 e' pari al 39,4 per
cento;
2. Nell'ambito dell'obiettivo di cui al comma 1, e'
assunto un obiettivo di incremento di energia da fonti
rinnovabili nei consumi finali per riscaldamento e
raffrescamento pari almeno a 0,8 punti percentuali come
media annuale calcolata dal 2021 al 2025 di almeno 1,1
punti percentuali come media annuale calcolata e dal 2026
al 2030.
2-bis. L'obiettivo nazionale indicativo relativo alla
quota di energia rinnovabile prodotta negli edifici o nelle
loro vicinanze, tenendo conto anche dell'energia
rinnovabile proveniente da rete, e' pari ad almeno il 40,1
per cento nell'anno 2030.
2-ter. L'obiettivo nazionale indicativo relativo
all'aumento della quota di fonti rinnovabili sul totale
delle fonti energetiche usate a scopi finali energetici e
non energetici nel settore dell'industria e' pari ad almeno
1,6 punti percentuali come media annuale calcolata per i
periodi dall'anno 2021 all'anno 2025 e dall'anno 2026
all'anno 2030.
2-quater. L'obiettivo nazionale indicativo relativo
alla capacita' di energia rinnovabile da tecnologie
innovative all'anno 2030 e' pari al 5 per cento della nuova
capacita' installata.
3. Gli obiettivi di cui ai commi 1 e 2 sono
perseguiti in coerenza con le indicazioni del Piano
Nazionale Integrato per l'Energia e il Clima e tenendo
conto dell'evoluzione e dell'aggiornamento dei consumi
statisticamente rilevanti.
4. Le modalita' di calcolo degli obiettivi sono
indicate nell'Allegato I al presente decreto.». |
| | Art. 4
Modifica all'articolo 4 del decreto legislativo
8 novembre 2021, n. 199
1. All'articolo 4 del decreto legislativo 8 novembre 2021, n. 199, dopo il comma 2, e' inserito il seguente:
«2-bis. Fermo restando quanto previsto da specifiche disposizioni di legge, al fine di assicurare il raggiungimento degli obiettivi di cui al presente decreto, il Ministro dell'ambiente e della sicurezza energetica ha la facolta' di affidare al GSE le attivita' di gestione, verifica e controllo inerenti ai meccanismi di incentivazione, sostegno e di obbligo previsti dal medesimo decreto. Salvo quanto diversamente stabilito nel presente decreto, per la copertura dei costi sostenuti dal GSE ai sensi del primo periodo si applica l'articolo 25 del decreto-legge 24 giugno 2014, n. 91, convertito, con modificazioni, dalla legge 11 agosto 2014, n. 116.».
Note all'art. 4:
- Si riporta il testo dell'articolo 4 del citato
decreto legislativo n. 199, del 2021, come modificato dal
presente decreto:
«Art. 4 (Principi generali). - 1. Il presente Titolo
disciplina i regimi di sostegno applicati all'energia
prodotta da fonti rinnovabili attraverso il riordino e il
potenziamento dei sistemi di incentivazione vigenti, in
misura adeguata al raggiungimento degli obiettivi di cui
all'articolo 3 e attraverso la predisposizione di criteri e
strumenti che promuovano l'efficacia, l'efficienza e la
semplificazione, perseguendo, nel contempo,
l'armonizzazione con altri strumenti di analoga finalita',
ivi inclusi quelli previsti dal Piano Nazionale di Ripresa
e Resilienza.
2. I regimi di sostegno di cui al presente Titolo si
conformano ai seguenti criteri generali:
a) l'incentivo ha lo scopo di assicurare un'equa
remunerazione dei costi di investimento ed esercizio;
b) l'incentivo non si applica alle opere di
manutenzione ordinaria e alle opere effettuate per adeguare
l'impianto a prescrizioni di legge;
c) i regimi di sostegno sono adottati conformemente
alla disciplina dell'Unione in materia di aiuti di Stato
incluso il rispetto, tra gli altri, del principio secondo
il quale non possono accedere agli incentivi le iniziative
per cui e' comprovata la realizzabilita' anche in assenza
di sostegno pubblico;
d) gli incentivi di cui ai Capi II e III trovano
copertura sulle componenti delle tariffe dell'energia
elettrica e del gas secondo modalita' definite in ciascuna
disciplina specifica, tenuto conto di quanto stabilito
dall'articolo 15;
e) i regimi di sostegno sono definiti secondo
criteri di massima semplificazione delle procedure
amministrative.
2-bis. Fermo restando quanto previsto da specifiche
disposizioni di legge, al fine di assicurare il
raggiungimento degli obiettivi di cui al presente decreto,
il Ministro dell'ambiente e della sicurezza energetica ha
la facolta' di affidare al GSE le attivita' di gestione,
verifica e controllo inerenti ai meccanismi di
incentivazione, sostegno e di obbligo previsti dal medesimo
decreto. Salvo quanto diversamente stabilito nel presente
decreto, per la copertura dei costi sostenuti dal GSE ai
sensi del primo periodo si applica l'articolo 25 del
decreto-legge 24 giugno 2014, n. 91, convertito, con
modificazioni, dalla legge 11 agosto 2014, n. 116.». |
| | Art. 5
Inserimento dell'articolo 4-bis al decreto legislativo
8 novembre 2021, n. 199
1. Dopo l'articolo 4 del decreto legislativo 8 novembre 2021, n. 199, e' inserito il seguente:
«Art. 4-bis (Principi in materia di biomassa). - 1. Al fine di garantire che la produzione di energia da biomassa avvenga in modo da ridurre al minimo effetti distorsivi sul mercato delle materie prime, nonche' impatti negativi sulla biodiversita', sull'ambiente e sul clima, l'utilizzo delle biomasse per la produzione energetica avviene nel rispetto del principio della gerarchia dei rifiuti di cui all'articolo 179 del decreto legislativo 3 aprile 2006, n. 152. Fermo restando quanto previsto all'articolo 42, comma 18-ter, al medesimo fine di cui al primo periodo del presente comma sono consentite misure di sostegno per la produzione di energia da biomassa legnosa, in attuazione del principio dell'uso della biomassa legnosa a cascata, a condizione dell'impossibilita' di utilizzare la medesima per:
a) prodotti a base di legno;
b) prolungamento del ciclo di vita dei prodotti a base di legno;
c) riutilizzo;
d) riciclaggio.
2. Con decreto del Ministro dell'ambiente e della sicurezza energetica, di concerto con il Ministro dell'agricoltura, della sovranita' alimentare e delle foreste, sono stabiliti i criteri, le modalita' e le condizioni per l'attuazione del comma 1, secondo periodo, nell'ottica di un bilanciamento tra le esigenze del sistema energetico e quelle di economia circolare.
3. Allo scopo di garantire la sicurezza dell'approvvigionamento energetico, il Ministero dell'ambiente e della sicurezza energetica, sentito il Ministero dell'agricoltura, della sovranita' alimentare e delle foreste, puo' disporre deroghe motivate al comma 1.
4. Nei casi in cui l'industria locale non sia in grado, sotto il profilo quantitativo o tecnico, di impiegare la biomassa legnosa per le finalita' di cui alle lettere a), b), c) e d) del comma 1, il Ministero dell'agricoltura, della sovranita' alimentare e delle foreste, su istanza motivata della regione interessata o di un ente da essa individuato e sentito il Ministero dell'ambiente e della sicurezza energetica, puo' disporre deroghe al principio dell'uso a cascata per l'impiego della biomassa stessa a fini energetici. Il primo periodo si applica a condizione che la biomassa legnosa provenga da:
a) attivita' di gestione forestale, volte a garantire operazioni di diradamento precommerciale o effettuate in conformita' alla normativa vigente in materia di prevenzione degli incendi boschivi nelle zone ad alto rischio;
b) esbosco di recupero a seguito di eventi naturali documentati;
c) raccolta di taluni legnami le cui caratteristiche non sono adatte per gli impianti di trattamento locali.
5. Ai fini della presentazione delle istanze ai sensi del comma 4, primo periodo, la regione o l'ente individuato possono tenere conto anche di segnalazioni da parte degli operatori del settore o delle associazioni rappresentative del medesimo.
6. Il Ministero dell'ambiente e della sicurezza energetica notifica annualmente alla Commissione europea una sintesi delle deroghe disposte ai sensi dei commi 2 o 3, indicando i relativi motivi e l'ambito geografico di applicazione.
7. Dalla data di entrata in vigore della presente disposizione, non e' ammessa alcuna nuova misura di sostegno finanziario diretto per:
a) l'utilizzo, ai fini della produzione di energia, di tronchi da sega, legname da impiallacciatura, legname tondo di qualita' industriale, ceppi e radici, fatta eccezione per particolari tipologie colturali o filiere specifiche individuate con decreto del Ministero dell'agricoltura, della sovranita' alimentare e delle foreste, nel rispetto dei criteri di sostenibilita' ambientale e degli obiettivi di economia circolare;
b) la produzione di energia rinnovabile mediante incenerimento di rifiuti, salvo che siano rispettati gli obblighi in materia di raccolta differenziata stabiliti dall'articolo 182-ter del decreto legislativo 3 aprile 2006, n. 152.
8. Dalla data di entrata in vigore della presente disposizione, in relazione alla produzione di energia elettrica da biomassa forestale, non e' ammessa la concessione di nuove misure di sostegno ne' il rinnovo di misure di sostegno esistenti per impianti destinati esclusivamente alla produzione di energia elettrica. In deroga al primo periodo, sono ammessi la concessione ovvero il rinnovo nei casi in cui soddisfi almeno una delle seguenti condizioni:
a) l'energia elettrica e' prodotta in una regione individuata in un piano territoriale per una transizione giusta adottato ai sensi dell'articolo 11 del regolamento (UE) 2021/1056, a causa della dipendenza della regione dai combustibili fossili solidi, e sono rispettati i requisiti previsti dall'articolo 42 del presente decreto;
b) l'energia elettrica e' prodotta applicando sistemi di cattura e stoccaggio della CO2 derivante da biomassa, in conformita' al decreto legislativo 5 marzo 2013, n. 152 e nel rispetto dei requisiti di cui all'articolo 42, comma 3, del presente decreto.».
|
| | Art. 6
Modifiche all'articolo 5 del decreto legislativo
8 novembre 2021, n. 199
1. All'articolo 5 del decreto legislativo 8 novembre 2021, n. 199, sono apportate le seguenti modificazioni:
a) al comma 1:
1) alla lettera a), la parola: «ovvero» e' soppressa e dopo le parole: «immessa in rete o autoconsumata» sono inserite le seguenti: «ovvero sulla base dell'energia elettrica producibile»;
2) alla lettera d), dopo le parole: «per tener conto dell'effetto scala» sono inserite le seguenti: «e della localizzazione efficiente in funzione dei fabbisogni di sistema e dello sviluppo efficiente delle reti»;
b) al comma 5:
1) alla lettera b), dopo le parole: «come idonee» sono inserite le seguenti: «e nelle zone di accelerazione ai sensi dell'articolo 12 del decreto legislativo 25 novembre 2024, n. 190»;
2) dopo la lettera e-bis), e' inserita la seguente:
«e-ter) sono stabilite le specifiche tecniche che le apparecchiature e i sistemi per le energie rinnovabili devono rispettare per l'accesso ai regimi di sostegno ed essere ammissibili nell'ambito degli appalti pubblici;»;
3) la lettera f) e' sostituita dalla seguente:
«f) le misure per l'utilizzo energetico delle biomasse sono disciplinate ai sensi dell'articolo 4-bis;».
Note all'art. 6:
- Si riporta il testo dell'articolo 5 del citato
decreto legislativo n. 210, del 2021, come modificato dal
presente decreto:
«Art. 5 (Caratteristiche generali dei meccanismi di
incentivazione). - 1. La produzione di energia elettrica di
impianti alimentati da fonti rinnovabili puo' accedere a
strumenti di incentivazione tariffaria, aventi le seguenti
caratteristiche generali:
a) l'incentivo e' assegnato tramite una tariffa
erogata dal Gestore dei Servizi Energetici - GSE S.p.A. (di
seguito: GSE) sull'energia elettrica prodotta
dall'impianto, sulla quota parte di tale produzione che
viene immessa in rete o autoconsumata ovvero sulla base
dell'energia elettrica producibile;
b) il periodo di diritto all'incentivo decorre
dalla data di entrata in esercizio dell'impianto ed e' pari
alla vita media utile convenzionale della tipologia
impiantistica in cui esso ricade;
c) l'incentivo e' proporzionato all'onerosita'
dell'intervento per garantirne l'equa remunerazione secondo
il principio di cui all'articolo 4, comma 2, lettera a) ed
e' applicabile alla realizzazione di nuovi impianti,
riattivazioni di impianti dismessi, integrali
ricostruzioni, potenziamenti e rifacimenti di impianti
esistenti, anche tenendo conto dei diversi costi specifici
e delle caratteristiche peculiari delle diverse
applicazioni e tecnologie;
d) l'incentivo puo' essere diversificato sulla base
delle dimensioni e della taglia dell'impianto per tener
conto dell'effetto scala e della localizzazione efficiente
in funzione dei fabbisogni di sistema e dello sviluppo
efficiente delle reti;
e) gli incentivi trovano copertura sulla componente
degli oneri generali afferenti al sistema elettrico di cui
all'articolo 3, comma 11 del decreto legislativo 16 marzo
1999, n. 79 destinata al sostegno delle rinnovabili,
secondo modalita' definite dall'Autorita' di regolazione
per energia reti e ambiente (di seguito: ARERA).
2. Per i grandi impianti, con potenza superiore a una
soglia almeno pari a 1 MW, l'incentivo e' attribuito
attraverso procedure competitive di aste al ribasso
effettuate in riferimento a contingenti di potenza.
3. Per impianti di piccola taglia, aventi potenza
inferiore alla soglia di cui al comma 2, l'incentivo e'
attribuito secondo i seguenti meccanismi:
a) per gli impianti con costi di generazione piu'
vicini alla competitivita' di mercato, attraverso una
richiesta da effettuare direttamente alla data di entrata
in esercizio, fermo restando il rispetto di requisiti
tecnici e di tutela ambientale;
b) per impianti innovativi e per impianti con costi
di generazione maggiormente elevati, ai fini del controllo
della spesa, l'incentivo e' attribuito tramite bandi in cui
sono messi a disposizione contingenti di potenza e sono
fissati criteri di selezione basati sul rispetto di
requisiti tecnici, di tutela ambientale e del territorio e
di efficienza dei costi.
4. Per impianti di potenza pari o inferiore a 1 MW
facenti parte di comunita' dell'energia o di configurazioni
di autoconsumo collettivo e' possibile accedere a un
incentivo diretto, alternativo rispetto a quello di cui ai
commi 2 e 3, che premia, attraverso una specifica tariffa,
graduabile anche sulla base della potenza degli impianti,
l'energia autoconsumata istantaneamente. L'incentivo e'
attribuito direttamente, con richiesta da effettuare alla
data di entrata in esercizio.
5. Nella definizione dei meccanismi di incentivazione
di cui al presente articolo si applicano, inoltre, i
seguenti criteri specifici:
a) e' promosso l'abbinamento delle fonti
rinnovabili con i sistemi di accumulo, in modo da
consentire una maggiore programmabilita' delle fonti, anche
in coordinamento con i meccanismi di sviluppo della
capacita' di stoccaggio centralizzata;
b) nell'ambito dei meccanismi di cui ai commi 2 e
3, lettera b) e' stabilito un accesso prioritario per gli
impianti realizzati nelle aree identificate come idonee e
nelle zone di accelerazione ai sensi dell'articolo 12 del
decreto legislativo 25 novembre 2024, n. 190, a parita' di
offerta economica;
c) sono stabilite le condizioni di cumulabilita'
con le agevolazioni fiscali previste per la realizzazione
degli impianti e dei sistemi di accumulo nonche' con altri
regimi di sostegno, ivi inclusi quelli del PNRR di cui al
Capo IV, tenendo conto delle diverse caratteristiche
soggettive e degli impianti, mantenendo il principio
secondo cui e' garantita complessivamente un'equa
remunerazione degli interventi;
d) non e' consentito l'artato frazionamento delle
iniziative al fine di incrementare i profitti economici
oltre quanto stabilito dall'articolo 4, comma 2, lettera
a), ovvero al fine di eludere i pertinenti meccanismi
incentivanti;
e) e' agevolata la partecipazione agli incentivi a
chi installi impianti fotovoltaici a seguito di rimozione
dell'amianto, con agevolazioni premiali e modalita' di
partecipazione quanto piu' possibile ampie. A tali fini:
1) non e' necessario che l'area dove e' avvenuta
la sostituzione dell'amianto coincida con quella dove viene
installato l'impianto, purche' l'impianto sia installato
sullo stesso edificio o in altri edifici catastalmente
confinanti nella disponibilita' dello stesso soggetto;
2) gli impianti fotovoltaici potranno occupare
una superficie maggiore di quella dell'amianto sostituito,
fermo restando che in tale caso saranno decurtati
proporzionalmente in modo forfettario i benefici aggiuntivi
per la sostituzione dell'amianto;
e-bis) e' agevolata, in via prioritaria, la
partecipazione agli incentivi a chi esegue interventi di
rifacimento su impianti fotovoltaici esistenti realizzati
in aree agricole che comportano la realizzazione di nuovi
impianti o di nuove sezioni di impianto, separatamente
misurabili, sulla medesima area e a parita' della
superficie di suolo agricolo originariamente occupata, con
incremento della potenza complessiva;
e-ter) sono stabilite le specifiche tecniche che le
apparecchiature e i sistemi per le energie rinnovabili
devono rispettare per l'accesso ai regimi di sostegno ed
essere ammissibili nell'ambito degli appalti pubblici;
f) le misure per l'utilizzo energetico delle
biomasse sono disciplinate ai sensi dell'articolo 4-bis;
g) possono essere previste misure a favore della
trasformazione ad uso plurimo di invasi, traverse e dighe
esistenti, sia grandi, sia piccole, promuovendone, ove
compatibile con gli ecosistemi, con la pianificazione
energetica e con gli altri usi, anche l'utilizzo
energetico, purche' siano rispettati gli standard di
sicurezza geomorfologica;
h) possono essere previste misure per integrare i
ricavi conseguenti alla partecipazione al mercato
elettrico, a favore di impianti a fonti rinnovabili che
continuano ed essere eserciti al termine del periodo di
diritto agli incentivi, con particolare riguardo agli
impianti a fonti rinnovabili con costi di generazione
legati ai costi di approvvigionamento del combustibile,
tenendo conto della necessita' di contenimento dei costi
secondo logiche di efficienza e comunque nel rispetto di un
principio di economia circolare e della disciplina in
materia di aiuto di Stato.». |
| | Art. 7
Modifica all'articolo 10 del decreto legislativo
8 novembre 2021, n. 199
1. All'articolo 10, comma 1, del decreto legislativo 8 novembre 2021, n. 199, dopo la lettera b) e' inserita la seguente:
«b-bis) sono stabilite le specifiche tecniche che le apparecchiature e i sistemi per le energie rinnovabili devono rispettare per l'accesso ai regimi di sostegno ed essere ammissibili nell'ambito degli appalti pubblici;».
Note all'art. 7:
- Si riporta il testo dell'articolo 10 del citato
decreto legislativo n. 199 del 2021, cosi' come modificato
dal presente decreto:
«Art. 10 (Promozione dell'utilizzo dell'energia
termica da fonti rinnovabili). - 1. Fermo restando quanto
stabilito dall'articolo 7, comma 4 del decreto legislativo
4 luglio 2014, n. 102, il meccanismo di cui all'articolo 28
del decreto legislativo 3 marzo 2011, n. 28 e' aggiornato
al fine di corrispondere all'obiettivo di cui all'articolo
3, comma 2, secondo i seguenti criteri:
a) si applica anche ad interventi per la produzione
di energia termica da fonti rinnovabili di grandi
dimensioni, attraverso meccanismi di accesso competitivo;
b) sono ammesse all'incentivazione le comunita' di
energia rinnovabili nonche' le configurazioni di
autoconsumo collettivo per il tramite dei rispettivi
soggetti rappresentanti, ivi inclusi i casi in cui i poteri
di controllo delle comunita' risultino attribuiti per la
maggioranza a pubbliche amministrazioni, fermo restando il
divieto di cumulo di piu' incentivi per lo stesso
intervento;
b-bis) sono stabilite le specifiche tecniche che le
apparecchiature e i sistemi per le energie rinnovabili
devono rispettare per l'accesso ai regimi di sostegno ed
essere ammissibili nell'ambito degli appalti pubblici;
c) sono promosse soluzioni tecnologiche che
favoriscano l'utilizzazione integrata degli strumenti di
cui al presente Titolo, per garantire la massima efficacia
ed efficienza degli interventi, il miglioramento della
prestazione energetica degli edifici e la massimizzazione
dell'autoconsumo di energia rinnovabile prodotta negli
edifici stessi, con particolare riferimento ai servizi di
riscaldamento, raffrescamento e produzione di acqua calda
sanitaria.
2. Con decreto del Ministro della transizione
ecologica, previa intesa in sede di Conferenza unificata di
cui all'articolo 8 del decreto legislativo 28 agosto 1997,
n. 281, da emanare entro centottanta giorni dalla data di
entrata in vigore del presente decreto, si provvede
all'aggiornamento del meccanismo di cui al comma 1.» |
| | Art. 8
Modifiche all'articolo 11 del decreto legislativo
8 novembre 2021, n. 199
1. All'articolo 11 del decreto legislativo 8 novembre 2021, n. 199, sono apportate le seguenti modificazioni:
a) dopo il comma 5, e' aggiunto il seguente:
«5-bis. A decorrere dal 2026, una quota annua dei proventi derivanti dalla messa all'asta delle quote di emissione di CO2 di cui all'articolo 23 del decreto legislativo 9 giugno 2020, n. 47, di competenza del Ministero dell'ambiente e della sicurezza energetica, e' finalizzata in via prioritaria a misure di incentivazione funzionali al raggiungimento degli obiettivi di utilizzo dei combustibili rinnovabili di origine non biologica, incluso l'idrogeno rinnovabile, di cui al presente decreto, nell'industria e nel settore dei trasporti.»;
b) la rubrica e' sostituita dalla seguente: «Incentivi in materia di biogas e produzione di biometano e in materia di combustibili rinnovabili di origine non biologica».
Note all'art. 8:
- Si riporta il testo dell'articolo 11 del citato
decreto legislativo n. 199 del 2021, come modificato dal
presente decreto:
«Art. 11 (Incentivi in materia di biogas e produzione
di biometano in materia di combustibili rinnovabili di
origine non biologica). - 1. Il biometano prodotto ovvero
immesso nella rete del gas naturale e' incentivato mediante
l'erogazione di una specifica tariffa di durata e valore
definiti con i decreti di cui al comma 2, assicurando al
produttore di biometano lo stesso livello di incentivazione
per l'utilizzo nel settore dei trasporti e negli altri usi,
ivi inclusi quelli per la produzione di energia elettrica e
termica in impianti di cogenerazione industriale, anche in
connessione a reti di teleriscaldamento e reti calore ed
esclusi gli usi termoelettrici non cogenerativi. L'ARERA
definisce le modalita' con le quali le risorse per
l'erogazione dell'incentivo di cui al presente comma
trovano copertura a valere sul gettito delle componenti
delle tariffe del gas naturale.
2. Entro il 31 dicembre 2023, con uno piu' decreti
del Ministro della transizione ecologica sono definite le
modalita' di attuazione del comma 1, prevedendo le
condizioni di cumulabilita' con altre forme di sostegno,
nonche' la possibilita' di estensione del predetto
incentivo tariffario anche alla produzione di combustibili
gassosi da fonti rinnovabili , ivi inclusa la produzione di
idrogeno originato dalle biomasse e la produzione di
biometano tramite gassificazione delle biomasse, nel
rispetto dei limiti emissivi previsti dalla normativa
dell'Unione europea e comunque dalla disciplina in materia
di aiuti di Stato.
3. Per gli impianti di produzione di energia
elettrica da biogas, gas di discarica, gas residuati dai
processi di depurazione oggetto di riconversione parziale
per la produzione di biometano che accedono agli incentivi,
la verifica del rispetto dei requisiti previsti per i
rispettivi meccanismi di incentivazione si basa sulle
quantita' e tipologie dei materiali come risultanti dal
titolo autorizzativo rilasciato ai sensi dell'articolo 24.
In ogni caso, sono rispettati i criteri di sostenibilita' e
di riduzione delle emissioni calcolati sull'intero mix dei
materiali utilizzati dall'impianto di digestione
anaerobica, sia per la quota destinata alla produzione
elettrica sia per quella destinata alla produzione di
biometano, secondo quanto disciplinato dal decreto del
Ministro dell'ambiente e della tutela del territorio e del
mare 14 novembre 2019, pubblicato nella Gazzetta Ufficiale
n. 279 del 28 novembre 2019, in attuazione del Titolo V del
presente decreto.
4. Con i medesimi decreti di cui al comma 2 sono
altresi' stabilite le modalita' con le quali il regime
incentivante di cui al decreto del Ministro dello sviluppo
economico 2 marzo 2018 recante "Promozione dell'uso del
biometano e degli altri biocarburanti avanzati nel settore
dei trasporti", pubblicato nella Gazzetta Ufficiale n. 65
del 19 marzo 2018, e' coordinato con il regime di cui al
comma 1, nel periodo successivo al 31 dicembre 2022 e fino
al 30 giugno 2026.
5. A decorrere dalla data di entrata in vigore del
presente decreto, l'articolo 21 del decreto legislativo 3
marzo 2011, n. 28, e' abrogato. Sono fatti salvi i diritti
acquisiti e gli effetti prodotti, ivi inclusi quelli
derivanti dall'attuazione del decreto di cui al comma 4.
5-bis. A decorrere dal 2026, una quota annua dei
proventi derivanti dalla messa all'asta delle quote di
emissione di CO2 di cui all'articolo 23 del decreto
legislativo 9 giugno 2020, n. 47, di competenza del
Ministero dell'ambiente e della sicurezza energetica, e'
finalizzata in via prioritaria a misure di incentivazione
funzionali al raggiungimento degli obiettivi di utilizzo
dei combustibili rinnovabili di origine non biologica,
incluso l'idrogeno rinnovabile, di cui al presente decreto,
nell'industria e nel settore dei trasporti.»; b) la rubrica
e' sostituita dalla seguente: «Incentivi in materia di
biogas e produzione di biometano e in materia di
combustibili rinnovabili di origine non biologica.» |
| | Art. 9
Inserimento dell'articolo 11-bis al decreto legislativo
8 novembre 2021, n. 199
1. Dopo l'articolo 11 del decreto legislativo 8 novembre 2021, n. 199, e' inserito il seguente:
«Art. 11-bis (Contributo dei combustibili rinnovabili di origine non biologica nell'industria). - 1. Il contributo dei combustibili rinnovabili di origine non biologica usati a scopi finali energetici e non energetici rispetto all'idrogeno usato per scopi finali energetici e non energetici nell'industria e' pari ad almeno il 42 per cento entro l'anno 2030 e il 60 per cento entro l'anno 2035.
2. Con uno o piu' decreti del Ministro dell'ambiente e della sicurezza energetica, sono definiti le modalita', i criteri e gli strumenti per ottemperare agli obblighi relativi al raggiungimento degli obiettivi di cui al comma 1.
3. Le modalita' di calcolo delle percentuali di cui al comma 1 sono indicate alla sezione H dell'allegato I al presente decreto.».
|
| | Art. 10
Modifiche all'articolo 16 del decreto legislativo
8 novembre 2021, n. 199
1. All'articolo 16, del decreto legislativo 8 novembre 2021, n. 199, dopo il comma 1, sono aggiunti i seguenti:
«1-bis. Entro sessanta giorni dalla data di entrata in vigore della presente disposizione, con le procedure di cui al comma 1 e tenendo conto anche degli accordi non vincolanti stipulati ai sensi dell'articolo 14, del regolamento (UE) 2022/869 del Parlamento europeo e del Consiglio, del 30 maggio 2022 e' concordata l'istituzione con uno o piu' stati membri di un quadro di cooperazione sui progetti comuni di cui al comma 1, al fine di individuare, entro il 31 dicembre 2030, almeno due progetti ed, entro il 31 dicembre 2033, un terzo progetto, sulla base di un'apposita analisi costi-benefici. In ogni caso, la partecipazione con risorse nazionali al meccanismo unionale di finanziamento delle energie rinnovabili, istituito dal regolamento di esecuzione (UE) 2020/1294 della Commissione, del 15 settembre 2020, equivale alla realizzazione dei progetti di cui al primo periodo.
1-ter. Nell'ambito del quadro di cooperazione di cui al comma 1-bis, i progetti comuni off-shore sono identificati tenendo conto dei Piani strategici di alto livello di sviluppo della rete offshore integrata per ciascun bacino marittimo e del Piano di sviluppo della rete a livello dell'Unione elaborati da European Network of Transmission System Operators for Electricity (ENTSO-E), nonche' degli esiti delle consultazioni pubbliche. Gli stessi progetti sono inclusi nei piani di gestione dello spazio marittimo, tenendo conto delle attivita' gia' in corso nelle zone interessate.
1-quater. Il Ministero dell'ambiente e della sicurezza energetica notifica alla Commissione europea gli accordi di cooperazione stipulati, inclusa la data di operativita' dei relativi progetti comuni.».
Note all'art. 10:
- Si riporta il testo dell'articolo 16 del citato
decreto legislativo n. 199 del 2021, come modificato dal
presente decreto:
«Art. 16 (Progetti comuni e trasferimenti statistici
con altri Stati membri). - 1. Sulla base di accordi
internazionali all'uopo stipulati, sono promossi e gestiti
con gli Stati membri progetti comuni e trasferimenti
statistici di produzioni di energia da fonti rinnovabili,
relativi agli obiettivi 2020 e 2030, nel rispetto dei
criteri di cui ai commi 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9 e 10 del
presente articolo.
1-bis. Entro sessanta giorni dalla data di entrata in
vigore della presente disposizione, con le procedure di cui
al comma 1 e tenendo conto anche degli accordi non
vincolanti stipulati ai sensi dell'articolo 14, del
regolamento (UE) 2022/869 del Parlamento europeo e del
Consiglio, del 30 maggio 2022 e' concordata l'istituzione
con uno o piu' stati membri di un quadro di cooperazione
sui progetti comuni di cui al comma 1, al fine di
individuare, entro il 31 dicembre 2030, almeno due progetti
ed, entro il 31 dicembre 2033, un terzo progetto, sulla
base di un'apposita analisi costi-benefici. In ogni caso,
la partecipazione con risorse nazionali al meccanismo
unionale di finanziamento delle energie rinnovabili,
istituito dal regolamento di esecuzione (UE) 2020/1294
della Commissione, del 15 settembre 2020, equivale alla
realizzazione dei progetti di cui al primo periodo.
1-ter. Nell'ambito del quadro di cooperazione di cui
al comma 1-bis, i progetti comuni offshore sono
identificati tenendo conto dei Piani strategici di alto
livello di sviluppo della rete offshore integrata per
ciascun bacino marittimo e del Piano di sviluppo della rete
a livello dell'Unione elaborati da European Network of
Transmission System Operators for Electricity (ENTSO-E),
nonche' degli esiti delle consultazioni pubbliche. Gli
stessi progetti sono inclusi nei piani di gestione dello
spazio marittimo, tenendo conto delle attivita' gia' in
corso nelle zone interessate.
1-quater. Il Ministero dell'ambiente e della
sicurezza energetica notifica alla Commissione europea gli
accordi di cooperazione stipulati, inclusa la data di
operativita' dei relativi progetti comuni.
2. Nel caso di trasferimenti statistici da altri
Stati membri verso l'Italia:
a) gli accordi sono promossi se, sulla base dei
dati statistici di produzione e delle previsioni di entrata
in esercizio di nuovi impianti, si prospetta il mancato
raggiungimento da parte dell'Italia degli obiettivi 2020 e
2030;
b) l'onere specifico per il trasferimento
statistico e per i progetti comuni non e' superiore al
valore medio ponderato dell'incentivazione, in Italia,
della produzione elettrica da impianti a fonti rinnovabili
entrati in esercizio nell'anno precedente a quello di
stipula dell'accordo;
c) gli accordi sono stipulati e gestiti con
modalita' che assicurano che l'energia oggetto del
trasferimento statistico, ovvero la quota di energia
proveniente dal progetto comune, contribuisca al
raggiungimento degli obiettivi italiani in materia di fonti
rinnovabili.
3. La copertura dei costi per i trasferimenti
statistici e i progetti comuni di cui al comma 1, e'
assicurata dalle tariffe dell'energia elettrica e del gas
naturale, con modalita' fissate dall'ARERA successivamente
alla stipula di ciascun accordo.
4. Nel caso di trasferimenti statistici dall'Italia
verso altri Stati membri o regioni dell'Unione europea:
a) l'energia oggetto del trasferimento statistico,
ovvero la quota di energia proveniente dal progetto comune,
e' determinata in modo da assicurare comunque il
raggiungimento degli obiettivi italiani;
b) in caso di trasferimenti statistici, la scelta
dello Stato o degli Stati membri verso cui ha effetto il
trasferimento statistico avviene, a cura del Ministero
della transizione ecologica, mediante valutazione delle
manifestazioni di interesse, considerando anche il criterio
del migliore vantaggio economico conseguibile;
c) i proventi derivanti dal trasferimento
statistico sono attributi direttamente alla Cassa per i
servizi energetici e ambientali (di seguito: CSEA) e sono
destinati, secondo modalita' stabilite dall'ARERA sulla
base di indirizzi adottati dal Ministro della transizione
ecologica, alla riduzione degli oneri generali di sistema
relativi al sostegno delle fonti rinnovabili ed alla
ricerca di sistema elettrico, ovvero ad altre finalita'
connesse agli obiettivi italiani 2020 e 2030;
d) gli accordi sono notificati alla Commissione
entro dodici mesi dalla fine di ciascun anno in cui hanno
efficacia, indicando anche la quantita' e il prezzo
dell'energia in questione, ovvero sono perfezionati sulla
piattaforma dell'Unione per lo sviluppo delle rinnovabili
("Union renewable development platform" - URDP) sviluppata
dalla Commissione europea.
5. Per gli accordi di cui al presente articolo sono
in ogni caso stabilite le misure necessarie ad assicurare
il monitoraggio dell'energia trasferita.
6. La cooperazione per progetti comuni con altri
Stati membri puo' comprendere operatori privati.
7. Il Ministero della transizione ecologica notifica
alla Commissione la quota o la quantita' di energia
elettrica, calore e freddo da fonti rinnovabili prodotte
nell'ambito di progetti comuni realizzati sul proprio
territorio che siano stati messi in servizio dopo il 25
giugno 2009 o grazie all'incremento di capacita' di un
impianto ristrutturato dopo tale data, da computare ai fini
della quota di energia da fonti rinnovabili di un altro
Stato membro.
8. La notifica di cui al comma 7:
a) fornisce la descrizione dell'impianto proposto o
l'indicazione dell'impianto ristrutturato;
b) specifica la quota o la quantita' di energia
elettrica, calore o freddo prodotte dall'impianto che sono
computate ai fini della quota di energia da fonti
rinnovabili dell'altro Stato membro;
c) indica lo Stato membro in favore del quale e'
effettuata la notifica;
d) precisa il periodo, in anni civili interi,
durante il quale l'energia elettrica o il calore o freddo
prodotti dall'impianto a partire da fonti rinnovabili sono
computati ai fini della quota di energia da fonti
rinnovabili dell'altro Stato membro.
9. Entro tre mesi dalla fine di ciascun anno che
ricade nel periodo di cui al comma 8, lettera d), il
Ministero della transizione ecologica emette una lettera di
notifica alla Commissione europea e allo Stato membro
interessato, in cui dichiara:
a) la quantita' totale di energia elettrica o di
calore o freddo prodotta durante quell'anno da fonti
rinnovabili dall'impianto oggetto della notifica di cui al
comma 7;
b) la quantita' di energia elettrica o di calore o
freddo prodotta durante quell'anno da fonti rinnovabili da
tale impianto che e' computata ai fini della quota di
energia da fonti rinnovabili di un altro Stato membro
conformemente a quanto indicato nella notifica.
10. La notifica di cui al comma 9, e' trasmessa allo
Stato membro a favore del quale e' effettuata la notifica e
alla Commissione.
11. L'articolo 35 del decreto legislativo n. 28 del
2011, e' abrogato.» |
| | Art. 11
Modifiche all'articolo 17 del decreto legislativo
8 novembre 2021, n. 199
1. All'articolo 17, comma 1, del decreto legislativo 8 novembre 2021, n. 199, sono apportate le seguenti modificazioni:
a) all'alinea, la parola: «incentivata» e' sostituita dalla seguente: «contabilizzata» e dopo il primo periodo e' inserito il seguente: «Le importazioni non beneficiano di incentivi economici, salvo che sia espressamente previsto in accordi intergovernativi.»;
b) alla lettera a), dopo la parola: «sostegno» sono inserite le seguenti: «laddove previsto,».
Note all'art. 11:
- Si riporta il testo dell'articolo 17 del citato
decreto legislativo n. 199 del 2021, cosi' come modificato
dal presente decreto:
«Art. 17 (Progetti comuni con Paesi terzi). - 1. Ai
fini del conseguimento degli obiettivi nazionali in materia
di energie rinnovabili di cui all'articolo 3, e'
contabilizzata l'importazione di elettricita' da fonti
rinnovabili proveniente da Stati non appartenenti
all'Unione europea, sulla base di accordi internazionali
all'uopo stipulati con lo Stato da cui l'elettricita' da
fonti rinnovabili e' importata. Le importazioni non
beneficiano di incentivi economici, salvo che sia
espressamente previsto in accordi intergovernativi. Tali
accordi si conformano ai seguenti criteri:
a) il sostegno laddove previsto, e' effettuato
mediante il riconoscimento, sull'energia immessa nel
sistema elettrico nazionale, di un incentivo che, rispetto
a quello riconosciuto in Italia alle fonti e alle tipologie
impiantistiche da cui l'elettricita' e' prodotta nel Paese
terzo, e' di pari durata e di entita' inferiore, in misura
fissata negli accordi di cui al presente articolo, tenendo
conto della maggiore producibilita' ed efficienza degli
impianti nei Paesi terzi e del valore medio
dell'incentivazione delle fonti rinnovabili in Italia;
b) la quantita' di energia elettrica prodotta ed
importata non ha beneficiato di regimi di sostegno del
Paese Terzo dal quale proviene, diversi da aiuti agli
investimenti concessi per la realizzazione degli impianti;
c) gli accordi sono stipulati e gestiti col fine di
assicurare che l'energia prodotta e importata contribuisca
al raggiungimento della quota complessiva di energia da
fonti rinnovabili da conseguire al 2030 rispettando in
particolare le seguenti condizioni:
1) una quantita' di energia elettrica equivalente
all'energia elettrica contabilizzata e' stata
definitivamente attribuita alla capacita' di
interconnessione assegnata da parte di tutti i gestori del
sistema di trasmissione responsabile nel paese d'origine,
nel paese di destinazione e, se del caso, in ciascun paese
terzo di transito;
2) una quantita' di energia elettrica equivalente
all'energia elettrica contabilizzata e' stata
definitivamente registrata nella tabella di programmazione
da parte del gestore del sistema di trasmissione
responsabile nella parte dell'Unione di un interconnettore;
3) la capacita' nominata e la produzione di
energia elettrica da fonti rinnovabili da parte
dell'impianto di cui al punto 4) si riferiscono allo stesso
periodo;
4) l'energia elettrica e' prodotta in impianti
entrati in esercizio dopo il 25 giugno 2009 o da impianti
che sono stati ristrutturati, accrescendone la capacita',
dopo tale data.
d) sono stabilite le misure necessarie ad
assicurare il monitoraggio dell'energia da fonti
rinnovabili importata;
e) l'energia elettrica da fonti rinnovabili in un
Paese terzo e' presa in considerazione se e' stata prodotta
nel pieno rispetto del diritto internazionale in un paese
terzo che risulta parte della convenzione del Consiglio
d'Europa per la salvaguardia dei diritti dell'uomo e delle
liberta' fondamentali o di altri trattati o convenzioni
internazionali sui diritti umani;
f) la quota o la quantita' di energia elettrica
prodotta da qualsiasi impianto nel territorio di un Paese
terzo, computata ai fini della quota di energia rinnovabile
di uno o piu' Stati membri nell'ambito della direttiva (UE)
2018/2001, e' notificata alla Commissione Europea. La quota
o la quantita' non e' superiore alla quota o alla quantita'
effettivamente esportata nell'Unione e ivi consumata,
corrisponde alla quantita' di cui al comma 1, lettera c),
punti 1) e 2), ed e' conforme alle condizioni di cui al
comma 1, lettera c).
2. Con decreto del Presidente del Consiglio dei
ministri, su proposta del Ministro della transizione
ecologica, di concerto con i Ministri degli affari esteri e
della cooperazione internazionale puo' essere stabilito,
salvaguardando gli accordi gia' stipulati, un valore
dell'incentivo diverso da quello di cui alla lettera a) del
comma 1, contemperando gli oneri economici conseguenti al
riconoscimento dell'incentivo stesso e gli effetti
economici del mancato raggiungimento degli obiettivi.
3. La notifica di cui al comma 1, lettera f), e'
trasmessa al Paese terzo a favore del quale e' effettuata
la notifica e alla Commissione europea.
4. Gli articoli 36 e 37 del decreto legislativo n. 28
del 2011 sono abrogati.» |
| | Art. 12
Modifiche all'articolo 25 del decreto legislativo
8 novembre 2021, n. 199
1. All'articolo 25 del decreto legislativo 8 novembre 2021, n. 199, il comma 6-bis e' sostituito dal seguente:
«6-bis. Entro centottanta giorni dalla data di entrata in vigore della presente disposizione, con decreto del Ministro dell'ambiente e della sicurezza energetica sono stabilite le prescrizioni per la posa in opera degli impianti di produzione di calore da risorsa geotermica, ivi incluse le opere per la realizzazione del geoscambio, sia a circuito chiuso che aperto, destinati al riscaldamento e alla climatizzazione di edifici e alla produzione di energia elettrica.».
Note all'art. 12:
- Si riporta il testo dell'articolo 25 del citato
decreto legislativo n. 199 del 2021, come modificato dal
presente decreto:
«Art. 25 (Semplificazioni per l'installazione di
impianti a fonti rinnovabili al servizio di edifici). - 1.
2.
3. Decorsi centoventi giorni dalla data di entrata in
vigore del presente decreto:
a) con il modello unico semplificato di cui al
decreto del Ministro dello sviluppo economico 19 maggio
2015, recante "Approvazione del modello unico per la
realizzazione, la connessione e l'esercizio di piccoli
impianti fotovoltaici integrati sui tetti degli edifici",
pubblicato nella Gazzetta Ufficiale n. 121 del 27 maggio
2015, e' possibile richiedere anche il ritiro dell'energia
elettrica da parte del GSE, ivi incluso il ritiro dedicato
di cui all'articolo 13, comma 3, del decreto legislativo 29
dicembre 2003, n. 387;
b) il campo di applicazione del decreto di cui alla
lettera a), e' esteso agli impianti fotovoltaici di potenza
fino a 50kW.
4. Con il modello unico semplificato di cui al comma
3, lettera a), e' possibile richiedere al GSE l'accesso ai
meccanismi di cui all'articolo 8 e all'articolo 7, comma 1,
lettera a), decorsi sessanta giorni dalla data di entrata
in vigore dei rispettivi decreti attuativi.
5. Le istanze presentate mediante il modello unico
semplificato di cui al comma 3, lettera a), sono trasferite
dai gestori di rete alla piattaforma digitale di cui
all'articolo 19, ovvero alle piattaforme di cui
all'articolo 19, comma 2, con modalita' esclusivamente
informatizzate.
6.
6-bis. Entro centottanta giorni dalla data di entrata
in vigore della presente disposizione, con decreto del
Ministro dell'ambiente e della sicurezza energetica sono
stabilite le prescrizioni per la posa in opera degli
impianti di produzione di calore da risorsa geotermica, ivi
incluse le opere per la realizzazione del geoscambio, sia a
circuito chiuso che aperto, destinati al riscaldamento e
alla climatizzazione di edifici e alla produzione di
energia elettrica.
6-ter.
6-quater. Sono fatte salve le modalita' operative
individuate dalle regioni che abbiano liberalizzato
l'installazione di sonde geotermiche senza prelievo o
immissione di fluidi nel sottosuolo.» |
| | Art. 13
Modifiche all'articolo 26 del decreto legislativo
8 novembre 2021, n. 199
1. All'articolo 26 del decreto legislativo 8 novembre 2021, n. 199, sono apportate le seguenti modificazioni:
a) al comma 1, dopo le parole: «degli edifici esistenti» sono inserite le seguenti: «e gli interventi di ristrutturazione di un impianto termico, ove tecnicamente, economicamente e funzionalmente fattibili»;
b) dopo il comma 2 e' inserito il seguente:
«2-bis. L'obbligo di cui al comma 1 puo' essere conseguito da terzi anche mediante l'installazione negli edifici pubblici di impianti a fonti rinnovabili per la copertura dei consumi di calore e di elettricita', secondo i principi minimi di integrazione di cui all'allegato III. Gli enti locali disciplinano con proprio provvedimento, anche in gestione associata o tramite ente sovraordinato o delegato, le modalita' attuative del presente comma.»;
c) al comma 9, dopo la parola: «tecnica» sono inserite le seguenti: «o economica».
Note all'art. 13:
- Si riporta il testo dell'articolo 26 del citato
decreto legislativo n. 199 del 2021, come modificato dal
presente decreto:
«Art. 26 (Obbligo di utilizzo dell'energia
rinnovabile per il miglioramento della prestazione
energetica degli edifici). - 1. I progetti di edifici di
nuova costruzione ed i progetti di ristrutturazioni
rilevanti degli edifici esistenti e gli interventi di
ristrutturazione di un impianto termico, ove tecnicamente,
economicamente e funzionalmente fattibili, per i quali la
richiesta del titolo edilizio e' presentata decorsi
centottanta giorni dalla data di entrata in vigore del
presente decreto, prevedono l'utilizzo di fonti rinnovabili
per la copertura dei consumi di calore, di elettricita' e
per il raffrescamento secondo i principi minimi di
integrazione di cui all'Allegato III del presente decreto.
2. Ferma restando l'acquisizione dei relativi atti di
assenso, comunque denominati, le disposizioni di cui al
comma 1, si applicano agli edifici di cui alla Parte
seconda e all'articolo 136, comma 1, lettere b) e c), del
codice dei beni culturali e del paesaggio, di cui al
decreto legislativo 22 gennaio 2004, n. 42, e a quelli
specificamente individuati come tali negli strumenti
urbanistici, solo ove non incompatibili con i suddetti
vincoli. Qualora, a seguito dell'acquisizione del parere
dell'autorita' competente sui predetti vincoli, il
progettista evidenzi che il rispetto delle prescrizioni
implica un'alterazione incompatibile con il loro carattere
o aspetto, con particolare riferimento ai caratteri storici
e artistici e paesaggistici, si applicano le disposizioni
previste al comma 9.
2-bis. L'obbligo di cui al comma 1 puo' essere
conseguito da terzi anche mediante l'installazione negli
edifici pubblici di impianti a fonti rinnovabili per la
copertura dei consumi di calore e di elettricita', secondo
i principi minimi di integrazione di cui all'allegato III.
Gli enti locali disciplinano con proprio provvedimento,
anche in gestione associata o tramite ente sovraordinato o
delegato, le modalita' attuative del presente comma.
3. Le disposizioni di cui al comma 1, non si
applicano agli edifici destinati a soddisfare esigenze
meramente temporanee, e comunque da rimuovere entro il
termine di 24 mesi dalla data della fine lavori di
costruzione. A tal fine, l'indicazione di temporaneita'
dell'edificio e i termini per la rimozione devono essere
espressamente contenuti nel pertinente titolo abilitativo
alla costruzione.
4. L'inosservanza dell'obbligo di cui al comma 1,
comporta il diniego del rilascio del titolo edilizio.
5. Il progettista inserisce i calcoli e le verifiche
previste dall'Allegato III nella relazione di cui
all'articolo 8, comma 1, del decreto legislativo 4 agosto
2005, n. 192, o provvedimento equivalente di Regione o
Provincia autonoma. Una copia della relazione suddetta e'
trasmessa al GSE ai fini del monitoraggio del conseguimento
degli obiettivi in materia di fonti rinnovabili di energia
e al fine di alimentare il Portale per l'efficienza
energetica degli edifici di cui all'articolo 4-quater del
decreto legislativo 19 agosto 2005, n. 192.
6. Gli impianti alimentati da fonti rinnovabili
realizzati ai fini dell'assolvimento degli obblighi di cui
al comma 1, a eccezione di quelli realizzati a servizio di
edifici di nuova costruzione, accedono agli incentivi
statali previsti per la promozione delle fonti rinnovabili,
ivi inclusi fondi di garanzia e fondi di rotazione per
l'erogazione di prestiti a tasso agevolato, fermo restando
il rispetto dei criteri e delle condizioni di accesso e
cumulabilita' stabilite da ciascun meccanismo.
7. Le Regioni e le Province autonome possono
stabilire incrementi dei valori di cui all'Allegato III e
prevedere che il rispetto dell'obbligo di cui al comma 1,
debba essere assicurato, in tutto o in parte, ricorrendo ad
impieghi delle fonti rinnovabili diversi dalla combustione
delle biomasse, qualora cio' risulti necessario per
assicurare il processo di raggiungimento e mantenimento dei
valori di qualita' dell'aria.
8. Gli obblighi previsti da atti normativi regionali
o comunali in materia di obbligo di integrazione delle
fonti rinnovabili negli edifici sono adeguati alle
disposizioni del presente articolo entro centottanta giorni
dalla data di entrata in vigore del presente decreto.
Decorso inutilmente il predetto termine, si applicano le
disposizioni di cui al presente articolo.
9. L'impossibilita' tecnica o economica di
ottemperare, in tutto o in parte, agli obblighi di
integrazione di cui al comma 1, e' evidenziata dal
progettista nella relazione di cui all'articolo 8, comma 1,
del decreto legislativo 19 agosto 2005, n. 192, e
dettagliata esaminando la non fattibilita' di tutte le
diverse opzioni tecnologiche disponibili. In tali casi il
valore di energia primaria non rinnovabile dell'edificio e'
ridotto secondo quanto previsto all'Allegato III, paragrafo
4.
10. Gli obblighi di cui al comma 1, del presente
articolo non si applicano agli edifici pubblici posti nella
disponibilita' di corpi armati, nel caso in cui
l'adempimento degli stessi risulti incompatibile con la
loro natura e con la loro destinazione ovvero qualora
vengano in rilievo materiali utilizzati unicamente a fini
militari.
11. Decorsi centottanta giorni dalla data di entrata
in vigore del presente decreto, sono abrogati l'articolo 11
e l'Allegato 3 al decreto legislativo 3 marzo 2011, n. 28.» |
| | Art. 14
Modifiche all'articolo 27 del decreto legislativo
8 novembre 2021, n. 199
1. All'articolo 27, comma 2, del decreto legislativo 8 novembre 2021, n. 199, sono apportate le seguenti modificazioni:
a) la lettera a) e' sostituita dalla seguente:
«a) di attuazione dell'obbligo di cui al comma 1, secondo traiettorie annuali coerenti con gli obiettivi generali di cui all'articolo 3, comma 2, che rispettino una graduale applicazione, valutando modalita' differenziate in base alla tipologia di impianto, al fine di garantire una transizione equilibrata verso gli obiettivi di decarbonizzazione, tutelando gli investimenti in corso e assicurando adeguata certezza operativa agli operatori economici;»;
b) dopo la lettera e) sono aggiunte le seguenti:
«e-bis) di ripartizione a carico dei soggetti obbligati dei costi delle attivita' di gestione, verifica e controllo dell'obbligo di cui al comma 1 secondo criteri di proporzionalita' rispetto all'entita' dell'obbligo medesimo;
e-ter) di esclusione dall'applicazione dell'obbligo dei contratti di servizio energia, o analoghi, gia' in essere alla data della sua entrata in vigore, in coerenza con il principio di certezza giuridica.»;
c) dopo il comma 2 e' aggiunto il seguente:
«2-bis. Il calore di cui all'articolo 2, comma 1, lettera h), include il calore eccedente la quota parte rinnovabile, proveniente dalle operazioni di recupero di cui al punto R1 dell'allegato C alla parte quarta del decreto legislativo 3 aprile 2006, n. 152.».
Note all'art. 14:
- Si riporta il testo dell'articolo 27 del citato
decreto legislativo n. 199 del 2021, come modificato dal
presente decreto:
«Art. 27 (Obbligo di incremento dell'energia
rinnovabile termica nelle forniture di energia). - 1. A
decorrere dal 1° gennaio 2026, le societa' che effettuano
vendita di energia termica sotto forma di calore per il
riscaldamento e il raffrescamento a soggetti terzi per
quantita' superiori a 500 TEP annui provvedono affinche'
una quota dell'energia venduta sia rinnovabile.
2. Con decreto del Ministro della transizione
ecologica da adottarsi entro il 31 dicembre 2022 sono
definite le modalita':
a) di attuazione dell'obbligo di cui al comma 1,
secondo traiettorie annuali coerenti con gli obiettivi
generali di cui all'articolo 3, comma 2, che rispettino una
graduale applicazione, valutando modalita' differenziate in
base alla tipologia di impianto, al fine di garantire una
transizione equilibrata verso gli obiettivi di
decarbonizzazione, tutelando gli investimenti in corso e
assicurando adeguata certezza operativa agli operatori
economici;
b) di verifica del rispetto dell'obbligo di cui al
comma 1;
c) con cui puo' essere ridotta la soglia di cui al
comma 1, tenendo conto dell'evoluzione del grado di
raggiungimento degli obiettivi di cui all'articolo 3, e
della sostenibilita' economica degli investimenti;
d) con cui i soggetti obbligati che non rispettano
l'obbligo di cui al comma 1 provvedono al versamento di un
contributo compensativo in un fondo appositamente
costituito presso la Cassa per i servizi energetici e
ambientali finalizzato alla realizzazione di interventi con
effetto equivalente ai fini del raggiungimento degli
obiettivi di cui all'articolo 3;
e) per l'utilizzo delle risorse confluite nel fondo
di cui alla lettera d), secondo criteri di massima
efficienza e riduzione dei costi nell'individuazione dei
contributi compensativi per i soggetti obbligati al
versamento.
e-bis) di ripartizione a carico dei soggetti
obbligati dei costi delle attivita' di gestione, verifica e
controllo dell'obbligo di cui al comma 1 secondo criteri di
proporzionalita' rispetto all'entita' dell'obbligo
medesimo;
e-ter) di esclusione dall'applicazione dell'obbligo
dei contratti di servizio energia, o analoghi, gia' in
essere alla data della sua entrata in vigore, in coerenza
con il principio di certezza giuridica.
2-bis. Il calore di cui all'articolo 2, comma 1,
lettera h), include il calore eccedente la quota parte
rinnovabile, proveniente dalle operazioni di recupero di
cui al punto R1 dell'allegato C alla parte quarta del
decreto legislativo 3 aprile 2006, n. 152.» |
| | Art. 15
Inserimento dell'articolo 29-bis al decreto legislativo
8 novembre 2021, n. 199
1. Dopo l'articolo 29 del decreto legislativo 8 novembre 2021, n. 199, e' inserito il seguente:
«Art. 29-bis (Accesso alle informazioni e ai dati delle batterie ad uso industriale, domestico e dei veicoli). - 1. Al fine di promuovere servizi e pratiche di ricarica efficienti e contribuire allo sviluppo di servizi di flessibilita' e bilanciamento:
a) le batterie industriali e per uso domestico, immesse in consumo, consentono ai proprietari e agli utenti delle batterie, nonche' a soggetti terzi che agiscono per loro conto e previo consenso esplicito, di accedere a titolo gratuito, in tempo reale, a condizioni non discriminatorie e nel rispetto delle norme in materia di protezione dei dati, alle informazioni di base del sistema di gestione della batteria, quali la capacita', lo stato di salute, lo stato di carica e il setpoint di potenza della batteria;
b) i veicoli elettrici prodotti a partire dal dodicesimo mese successivo alla data di adozione del decreto di cui al comma 2 consentono ai proprietari e agli utenti di detti veicoli, nonche' ai soggetti terzi che agiscono per loro conto, in tempo reale, a condizioni non discriminatorie e a titolo gratuito, di accedere ai dati di bordo dei veicoli relativi allo stato di salute, allo stato di carica, al setpoint di potenza e alla capacita' della batteria nonche', ove opportuno, alla posizione dei veicoli elettrici, nel rispetto delle norme in materia di protezione dei dati, in aggiunta ai requisiti relativi all'omologazione e alla vigilanza del mercato di cui al regolamento (UE) 2018/858 del Parlamento europeo e del Consiglio, del 30 maggio 2018.
2. Entro dodici mesi dalla data di entrata in vigore della presente disposizione, con decreto del Ministro dell'ambiente e della sicurezza energetica sono disciplinati i criteri e le modalita' di attuazione del comma 1, tenendo conto del diverso grado di contribuzione agli obiettivi di sviluppo dei servizi di flessibilita', bilanciamento e mobilita' elettrica di specifiche tipologie di veicoli.».
|
| | Art. 16
Modifiche alla rubrica del titolo V e all'articolo 39
del decreto legislativo 8 novembre 2021, n. 199
1. La rubrica del titolo V del decreto legislativo 8 novembre 2021, n. 199, e' sostituita dalla seguente: «Energia rinnovabile nei trasporti e criteri di sostenibilita' e di riduzione delle emissioni per biocarburanti, bioliquidi, combustibili da biomassa, combustibili rinnovabili di origine non biologica e carburanti da carbonio riciclato».
2. All'articolo 39 del decreto legislativo 8 novembre 2021, n. 199, sono apportate le seguenti modificazioni:
a) il comma 1 e' sostituito dal seguente:
«1. Al fine di promuovere la produzione di energia da fonti rinnovabili nel settore dei trasporti, i fornitori di combustibili destinati al settore medesimo, ivi inclusa l'energia elettrica, sono obbligati a conseguire, entro il 2030, una quota almeno pari al 29 per cento di fonti rinnovabili sul consumo finale di energia nel settore dei trasporti, calcolata sulla base del contenuto energetico. La predetta quota e' calcolata come rapporto percentuale fra le seguenti grandezze:
a) al denominatore: il contenuto energetico di benzina, gasolio stradale e marittimo, GPL, olio combustibile marittimo, metano, biocarburanti, biometano e biogas per trasporti, anche qualora immessi nelle reti nazionali di trasporto e distribuzione del gas e combustibili rinnovabili di origine non biologica, carburanti da carbonio riciclato immessi in consumo nel settore dei trasporti, compresi i bunkeraggi marittimi internazionali, nonche' il contributo dell'energia elettrica immessa in consumo nel settore dei trasporti tenuto conto, per il trasporto ferroviario di quanto previsto al comma 7-bis lettera d) e per quello stradale, di quanto previsto al comma 12-quater;
b) al numeratore: il contenuto energetico di biocarburanti, biometano e biogas per i trasporti, anche qualora immessi nelle reti nazionali di trasporto e distribuzione del gas, combustibili rinnovabili di origine non biologica e carburanti da carbonio riciclato immessi in consumo nel settore trasporti, compresi i bunkeraggi marittimi internazionali, nonche' il contributo dell'energia elettrica da fonti rinnovabili immessa in consumo nel settore dei trasporti, tenuto conto, per il trasporto ferroviario di quanto previsto al comma 7-bis lettera d) e per quello stradale, di quanto previsto al comma 12-quater. I biocarburanti immessi in consumo ai sensi del presente comma operano in continuita' con l'obbligo di cui all'articolo 2-quater del decreto-legge 10 gennaio 2006, n. 2, convertito, con modificazioni, dalla legge 11 marzo 2006, n. 81.»;
b) al comma 1-bis, il secondo periodo e' sostituito dal seguente: «I biocarburanti liquidi e gassosi utilizzati in purezza possono essere impiegati anche nel settore agricolo.»;
c) dopo il comma 2 e' aggiunto il seguente:
«2-bis. Ai fini di cui al comma 1, lettera b), il contributo dei combustibili rinnovabili di origine non biologica e' preso in considerazione, alle condizioni di cui al comma 7, anche quando i medesimi sono utilizzati come prodotti intermedi per la produzione di:
a) carburanti per trasporti convenzionali;
b) biocarburanti, a condizione che la riduzione delle emissioni di gas a effetto serra realizzata grazie all'uso di combustibili rinnovabili di origine non biologica non sia conteggiata nel calcolo della riduzione delle emissioni di gas a effetto serra derivante dall'uso dei biocarburanti.»;
d) al comma 3:
1) la lettera a) e' sostituita dalla seguente:
«a) la quota di biocarburanti avanzati, biometano avanzato, biogas avanzati e da combustibili rinnovabili di origine non biologica, impiegati nel settore dei trasporti, e' pari almeno all'otto per cento nel 2030, comprendente una quota pari all'uno per cento di combustibili rinnovabili di origine non biologica;»;
2) dopo la lettera a), sono inserite le seguenti:
«a-bis) la percentuale minima dell'1 per cento di cui alla lettera a) comprende una quota pari ad almeno lo 0,5 per cento di combustibili rinnovabili di origine non biologica utilizzati in modo diretto;
a-ter) al raggiungimento degli obblighi percentuali di cui al comma 1 puo' concorrere una quota dell'1 per cento di combustibili rinnovabili di origine non biologica, di bioidrogeno o di carburanti da carbonio riciclato, utilizzati nel settore dei trasporti in modo diretto;»;
3) alla lettera b), le parole: «il contributo dei biocarburanti» sono sostituite dalle seguenti: «previa approvazione della Commissione europea, il contributo dei biocarburanti» e le parole: «la quota del 2,5 per cento» sono sostituite dalle seguenti: «la quota del 5 per cento»;
e) al comma 3-bis, dopo le parole: «di cui al comma 1 del presente articolo» sono inserite le seguenti: «e dei carburanti sostenibili per l'aviazione (SAF)»;
f) al comma 4:
1) al primo periodo, le parole: «Fatto salvo quanto disciplinato dal decreto del Ministero dello sviluppo economico del 30 dicembre 2020, pubblicato nella Gazzetta Ufficiale, Serie generale, del 5 gennaio 2021, n. 3, e dall'articolo 21, comma 2, del decreto legislativo 3 marzo 2011, n. 28, gli obiettivi» sono sostituite dalle seguenti: «Gli obblighi» e le parole: «con uno o piu' decreti del Ministro della transizione ecologica, il primo dei quali da emanare entro il 31 dicembre 2022» sono sostituite dalle seguenti: «con uno o piu' decreti del Ministro dell'ambiente e della sicurezza energetica»;
2) dopo il primo periodo, sono inseriti i seguenti: «Fino all'adozione del decreto di cui al primo periodo, si applica il decreto del Ministro dell'ambiente e della sicurezza energetica 16 marzo 2023, il cui avviso e' stato pubblicato nella Gazzetta Ufficiale, Serie generale n. 96 del 24 marzo 2023, come modificato dal decreto del Ministro dell'ambiente e della sicurezza energetica 20 ottobre 2023, il cui avviso e' stato pubblicato nella Gazzetta Ufficiale, Serie generale n. 268 del 16 novembre 2023. Gli obblighi di cui ai commi 1, 1-bis, e 3, lettera a):
1) per il GPL, si applicano a partire dall'anno 2027 in misura pari al 50 per cento e a partire dall'anno 2028 in misura pari al 100 per cento;
2) per il gas naturale e il biometano, impiegati nel trasporto stradale, a partire dall'anno 2026 si intendono automaticamente assolti in considerazione del fatto che la quota di biometano incentivato dal decreto del Ministro dello sviluppo economico 2 marzo 2018, pubblicato nella Gazzetta Ufficiale, Serie generale n. 65 del 19 marzo 2018, e dal decreto del Ministro della transizione ecologica 15 settembre 2022, pubblicato nella Gazzetta Ufficiale, Serie generale n. 251 del 26 ottobre 2022, destinato al settore dei trasporti, supera la percentuale di obbligo minimo di cui al comma 1.»;
3) al secondo periodo, le parole: «Con i medesimi decreti si provvede all'eventuale aggiornamento degli obiettivi di cui ai commi 1 e 3» sono sostituite dalle seguenti: «Con i medesimi decreti di cui al primo periodo si provvede all'eventuale aggiornamento degli obblighi di cui ai commi 1, 1-bis, e 3, anche con distinzione tra il trasporto marittimo e gli altri settori»;
4) al terzo periodo, la parola: «secondo» e' sostituita dalla seguente: «primo»;
g) dopo il comma 4, e' inserito il seguente:
«4-bis. Al fine del contrasto alle frodi nel rispetto dell'obbligo di cui al comma 1, i decreti di cui al comma 4 possono prevedere la facolta' del GSE di richiedere ai soggetti obbligati una garanzia, sotto forma di fideiussione bancaria o attraverso la costituzione di un deposito cauzionale infruttifero, a copertura del rispetto del medesimo obbligo.»;
h) al comma 5:
1) alla lettera b), la parola: «che» e' soppressa e le parole: da: «atto delegato» fino a: «comma 6» sono sostituite dalle seguenti: «regolamento delegato (UE) 2023/1185 della Commissione, del 10 febbraio 2023»;
2) alla lettera c), le parole: da: «alla soglia» fino a: «conteggiati» sono sostituite dalle seguenti: «al 70 per cento, calcolata con la metodologia stabilita dal regolamento delegato (UE) 2023/1185 della Commissione, del 10 febbraio 2023»;
i) il comma 6 e' sostituito dai seguenti:
«6. Se l'energia elettrica e' utilizzata per la produzione di combustibili rinnovabili di origine non biologica, direttamente o per la produzione di prodotti intermedi, per determinare la quota di energia rinnovabile e' utilizzata la quota media di energia elettrica da fonti rinnovabili nel paese di produzione, misurata due anni prima dell'anno di riferimento. L'energia elettrica ottenuta mediante un collegamento diretto a un impianto di generazione di energia elettrica da fonti rinnovabili puo' essere interamente conteggiata come rinnovabile se utilizzata per la produzione di combustibili rinnovabili di origine non biologica, a condizione che il medesimo impianto:
a) non entri in esercizio prima dell'entrata in esercizio dell'impianto che produce i combustibili rinnovabili di origine non biologica;
b) non sia collegato alla rete.
6-bis. In deroga al comma 6, lettera b), l'energia elettrica utilizzata per la produzione di combustibili rinnovabili di origine non biologica puo' essere interamente conteggiata come rinnovabile anche nel caso in cui l'impianto di generazione sia collegato alla rete, a condizione, alternativamente, che:
a) si dimostri che l'energia medesima e' stata fornita senza alcun prelievo dalla rete;
b) l'energia medesima ove prelevata dalla rete, sia prodotta esclusivamente da fonti rinnovabili e che le proprieta' rinnovabili e altri criteri adeguati siano dimostrati, garantendo che le proprieta' rinnovabili di tale energia elettrica siano contate una sola volta e in un solo settore di utilizzo finale.»;
l) il comma 7 e' sostituito dal seguente:
«7. Ai fini di cui al comma 1, si applicano i seguenti fattori moltiplicativi:
a) il contributo dei biocarburanti e del biometano ovvero del biogas per il trasporto, prodotti dalle materie prime elencate nell'allegato VIII, e' pari al doppio del loro contenuto energetico; il contributo dei combustibili rinnovabili di origine non biologica impiegati nel settore dei trasporti e' pari al doppio del loro contenuto energetico solo quando utilizzati per uso diretto, mentre nei casi di cui al comma 2-bis. il contributo energetico e' pari a 1,6 volte il loro contenuto energetico;
b) limitatamente al settore dell'aviazione e del trasporto marittimo, nel caso dei biocarburanti, del biometano e del biogas per il trasporto, prodotti dalle materie prime elencate nell'allegato VIII, parte A, il contributo e' pari a 1,2 volte il loro contenuto energetico, mentre nel caso di combustibili di origine non biologica impiegati nel settore dei trasporti e' pari a 1,5 volte il loro contenuto energetico;
c) il contributo dell'energia elettrica da fonte rinnovabile rispetto all'energia elettrica complessiva e' pari a 4 volte il suo contenuto energetico se fornita a veicoli stradali e 1,5 volte il suo contenuto energetico se fornita al trasporto ferroviario;
d) per i soli impianti non incentivati, il contributo dei biocarburanti e del biometano ovvero del biogas per il trasporto, prodotti dalle materie prime elencate nell'allegato VIII, che dimostrino, con modalita' disciplinate dai decreti di cui al comma 4, di aver conseguito una riduzione di emissioni gas serra lungo il ciclo di vita superiore al 120 per cento, e' pari a 1,2 volte il suo contenuto energetico in aggiunta alle altre previsioni del presente decreto.»;
m) dopo il comma 7, sono inseriti i seguenti:
«7-bis. Per il conteggio dell'energia elettrica da fonti rinnovabili fornita al settore dei trasporti ai fini dell'obbligo di cui al comma 1:
a) la quantita' di energia elettrica da fonti rinnovabili fornita al settore dei trasporti e' determinata moltiplicando la quantita' stessa per la quota media di energia elettrica da fonti rinnovabili fornita nel territorio nazionale nei due anni precedenti;
b) la quantita' di energia elettrica da fonti rinnovabili fornita al settore dei trasporti e' conteggiata interamente come energia rinnovabile nel caso in cui l'energia elettrica sia ottenuta mediante collegamento diretto a un impianto di generazione di energia elettrica da fonti rinnovabili;
c) l'energia elettrica prodotta da un veicolo elettrico solare e utilizzata per il consumo del veicolo stesso puo' essere conteggiata come pienamente rinnovabile;
d) nel caso del trasporto ferroviario, si tiene conto della sola energia elettrica ottenuta mediante collegamento diretto a un impianto di generazione da fonti rinnovabili.
7-ter. Fino al 31 dicembre 2030, ai fini dei calcoli di cui al comma 1, lettera a), la quantita' di energia fornita al settore del trasporto marittimo e' considerata in misura non superiore al 13 per cento del consumo finale lordo di energia sul territorio nazionale.»;
n) i commi 8, 9 e 10 sono abrogati;
o) al comma 11, la parola: «carburanti» e' sostituita dalla seguente: «combustibili» e dopo le parole: «non biologica,» sono inserite le seguenti: «nonche' carburanti da carbonio riciclato,»;
p) dopo il comma 12 sono inseriti i seguenti:
«12-bis. Ai fini dell'obbligo di cui al comma 1, non sono conteggiati al denominatore di cui alla lettera a) del secondo periodo del medesimo comma i consumi di carburanti per aviazione. Nel caso dei carburanti per aviazione, si applica il regolamento (UE) 2023/2405 del Parlamento europeo e del Consiglio, del 18 ottobre 2023. I soggetti che forniscono in consumo esclusivamente combustibili rinnovabili di origine non biologica ovvero che immettono energia elettrica nell'ambito del trasporto ferroviario sono esonerati dall'obbligo di cui al comma 1.
12-ter. I soggetti che forniscono esclusivamente energia elettrica sono esonerati dall'obbligo della quota minima stabilita alla lettera a) del comma 3.
12-quater. Ai fini dell'obbligo di cui al comma 1, i fornitori di energia elettrica conteggiano anche i quantitativi dai medesimi forniti ai punti di ricarica privati a uso delle proprie flotte aziendali, anche di trasporto pubblico, con una potenza di uscita cumulativa nello stesso punto di connessione di almeno 50kW ed a condizione che tali quantitativi possano essere quantificati, verificati e certificati dal GSE, che a tal fine emana apposito regolamento applicativo.
12-quinquies. Il Ministero dell'ambiente e della sicurezza energetica, anche su indicazione del Comitato di cui al comma 11 del presente articolo, segnala alle autorita' competenti di altri Stati membri, nonche' alla Commissione europea, eventuali comportamenti fraudolenti con riferimento al rispetto degli obblighi di cui al presente articolo e dei criteri di cui all'articolo 42.
12-sexies. Entro il 30 giugno di ciascun anno, il GSE trasmette al Ministero dell'ambiente e della sicurezza energetica una relazione sull'assolvimento degli obblighi di immissione in consumo definiti ai sensi del comma 4. In caso di violazione degli obblighi di immissione in consumo definiti ai sensi del comma 4, si applicano le seguenti sanzioni:
a) in caso di violazione degli obblighi previsti dai commi 1, 1-bis e 3, lettera a) relativi all'immissione in consumo di biocarburanti avanzati liquidi e gassosi e lettera d) si applica la sanzione amministrativa pecuniaria di quattromila euro per ogni certificato di immissione in consumo mancante nell'anno di riferimento. La sanzione di cui al secondo periodo comminata per un anno non estingue l'obbligo di immissione in consumo che l'ha generata e l'obbligo inevaso e' riportato in capo allo stesso soggetto obbligato per l'anno successivo in aggiunta a quello derivante dall'obbligo relativo allo stesso anno;
b) in caso di violazione degli obblighi previsti dal comma 3, lettere a) e a-bis) relativi esclusivamente all'immissione in consumo di combustibili rinnovabili di origine non biologica si applica la sanzione amministrativa pecuniaria di quattromila euro per ogni certificato di immissione in consumo mancante nell'anno di riferimento.
12-septies. Il Ministero dell'ambiente e della sicurezza energetica notifica gli estremi della violazione ai soggetti obbligati inadempienti ai sensi dell'articolo 16 della legge 24 novembre 1981, n. 689. Qualora non sia stato effettuato il pagamento in misura ridotta, e' trasmesso un documentato rapporto al prefetto del luogo in cui si trova la sede legale del soggetto che ha commesso la violazione, ai sensi degli articoli 17 e 18 della legge 24 novembre 1981, n. 689, ai fini dell'adozione, da parte del medesimo, della relativa ordinanza d'ingiunzione.».
Note all'art. 16:
- Si riporta il testo dell'articolo 39 del citato
decreto legislativo n. 199 del 2021, come modificato dal
presente decreto:
«Art. 39 (Utilizzo dell'energia da fonti rinnovabili
nel settore dei trasporti). - 1. Al fine di promuovere la
produzione di energia da fonti rinnovabili nel settore dei
trasporti, i fornitori di combustibili destinati al settore
medesimo, ivi inclusa l'energia elettrica, sono 15
obbligati a conseguire, entro il 2030, una quota almeno
pari al 29 per cento di fonti rinnovabili sul consumo
finale di energia nel settore dei trasporti, calcolata
sulla base del contenuto energetico. La predetta quota e'
calcolata come rapporto percentuale fra le seguenti
grandezze:
a) al denominatore: il contenuto energetico di
benzina, gasolio stradale e marittimo, GPL, olio
combustibile marittimo, metano, biocarburanti, biometano e
biogas per trasporti, anche qualora immessi nelle reti
nazionali di trasporto e distribuzione del gas e
combustibili rinnovabili di origine non biologica,
carburanti da carbonio riciclato immessi in consumo nel
settore dei trasporti, compresi i bunkeraggi marittimi
internazionali, nonche' il contributo dell'energia
elettrica immessa in consumo nel settore dei trasporti
tenuto conto, per il trasporto ferroviario di quanto
previsto al comma 7-bis lettera d) e per quello stradale,
di quanto previsto al comma 12-quater;
b) al numeratore: il contenuto energetico di
biocarburanti, biometano e biogas per i trasporti, anche
qualora immessi nelle reti nazionali di trasporto e
distribuzione del gas, combustibili rinnovabili di origine
non biologica e carburanti da carbonio riciclato immessi in
consumo nel settore trasporti, compresi i bunkeraggi
marittimi internazionali, nonche' il contributo
dell'energia elettrica da fonti rinnovabili immessa in
consumo nel settore dei trasporti, tenuto conto, per il
trasporto ferroviario di quanto previsto al comma 7-bis
lettera d) e per quello stradale, di quanto previsto al
comma 12-quater. I biocarburanti immessi in consumo ai
sensi del presente comma operano in continuita' con
l'obbligo di cui all'articolo 2-quater del decreto-legge 10
gennaio 2006, n. 2, convertito, con modificazioni, dalla
legge 11 marzo 2006, n. 81.
1-bis. In aggiunta alla quota percentuale di cui al
comma 1, a decorrere dal 2023 la quota di biocarburanti
liquidi sostenibili utilizzati in purezza immessa in
consumo dai soggetti obbligati e' gradualmente aumentata ed
e' equivalente ad almeno 300.000 tonnellate per il 2023,
con incremento di 100.000 tonnellate all'anno fino ad 1
milione di tonnellate nel 2030 e negli anni successivi. I
biocarburanti liquidi e gassosi utilizzati in purezza
possono essere impiegati anche nel settore agricolo.
2. Per il calcolo del numeratore e del denominatore
sono utilizzati i valori relativi al contenuto energetico
dei carburanti per il trasporto di cui all'Allegato V del
presente decreto. Per i carburanti non inclusi in tale
Allegato V si applicano le pertinenti norme ESO per
calcolare il potere calorifico dei carburanti o, laddove
non siano state adottate pertinenti norme ESO, le norme
ISO.
2-bis. Ai fini di cui al comma 1, lettera b), il
contributo dei combustibili rinnovabili di origine non
biologica e' preso in considerazione, alle condizioni di
cui al comma 7, anche quando i medesimi sono utilizzati
come prodotti intermedi per la produzione di:
a) carburanti per trasporti convenzionali;
b) biocarburanti, a condizione che la riduzione
delle emissioni di gas a effetto serra realizzata grazie
all'uso di combustibili rinnovabili di origine non
biologica non sia conteggiata nel calcolo della riduzione
delle emissioni di gas a effetto serra derivante dall'uso
dei biocarburanti.
3. La quota di cui al comma 1 e' raggiunta nel
rispetto dei seguenti vincoli:
a) la quota di biocarburanti avanzati, biometano
avanzato, biogas avanzati e da combustibili rinnovabili di
origine non biologica, impiegati nel settore dei trasporti,
e' pari almeno all'otto per cento nel 2030, comprendente
una quota pari all'uno per cento di combustibili
rinnovabili di origine non biologica;
a-bis) la percentuale minima dell'1 per cento di
cui alla lettera a) comprende una quota pari ad almeno lo
0,5 per cento di combustibili rinnovabili di origine non
biologica utilizzati in modo diretto;
a-ter) al raggiungimento degli obblighi percentuali
di cui al comma 1 puo' concorrere una quota dell'1 per
cento di combustibili rinnovabili di origine non biologica,
di bioidrogeno o di carburanti da carbonio riciclato,
utilizzati nel settore dei trasporti in modo diretto;
b) previa approvazione della Commissione europea,
il contributo dei biocarburanti e del biometano ovvero del
biogas prodotti a partire da materie prime elencate
nell'Allegato VIII, parte B, non puo' superare la quota del
5 per cento del contenuto energetico dei carburanti per il
trasporto senza tener conto del fattore moltiplicativo di
cui al comma 6, lettera a);
c) e' rispettato quanto previsto all'articolo 40;
d) a partire dal 2023, la quota di biocarburanti
miscelati alla benzina e' almeno pari allo 0,5 per cento e
a partire dal 2025 e' almeno pari al 3 per cento sul totale
della benzina immessa in consumo.
3-bis. Al fine di promuovere la produzione di
biocarburanti liquidi sostenibili da utilizzare in purezza,
aggiuntiva rispetto alle quote obbligatorie di cui al comma
1 del presente articolo e dei carburanti sostenibili per
l'aviazione (SAF), la riconversione totale o parziale delle
raffinerie tradizionali esistenti e' incentivata mediante
l'erogazione di un contributo in conto capitale assegnato
secondo modalita' e criteri definiti con i decreti di cui
al comma 3-ter e comunque nei limiti delle disponibilita'
finanziarie del fondo di cui al medesimo comma 3-ter.
3-ter. Per le finalita' di cui al comma 3-bis, e'
istituito nello stato di previsione del Ministero
dell'ambiente e della sicurezza energetica il Fondo per la
decarbonizzazione e per la riconversione verde delle
raffinerie esistenti, con una dotazione pari a euro 205
milioni per l'anno 2022, a euro 45 milioni per l'anno 2023
e a euro 10 milioni per l'anno 2024. Con uno o piu' decreti
del Ministro dell'ambiente e della sicurezza energetica, di
concerto con il Ministro dell'economia e delle finanze, da
adottare entro il 31 marzo 2023, sono definiti modalita' e
criteri per la partecipazione alla ripartizione delle
risorse, in attuazione del comma 3-bis. Ai relativi oneri
si provvede:
a) quanto ad euro 150 milioni per l'anno 2022,
mediante utilizzo delle risorse disponibili, in conto
residui, sui pertinenti capitoli dello stato di previsione
del Ministero della transizione ecologica, iscritte ai
sensi dell'articolo 2, comma 1, del decreto-legge 14
ottobre 2019, n. 111, convertito, con modificazioni, dalla
legge 12 dicembre 2019, n. 141, per 130 milioni di euro, e
dell'articolo 2, comma 2, del medesimo decreto-legge n. 111
del 2019, per 20 milioni di euro, che sono versate
all'entrata del bilancio dello Stato per restare acquisite
all'erario;
b) quanto ad euro 55 milioni per l'anno 2022, ad
euro 45 milioni per l'anno 2023 e ad euro 10 milioni per
l'anno 2024, mediante corrispondente riduzione
dell'autorizzazione di spesa di cui all'articolo 2, comma
1, del decreto-legge n. 111 del 2019, convertito, con
modificazioni, dalla legge n. 141 del 2019.
3-quater. Il Ministro dell'economia e delle finanze
e' autorizzato ad apportare, con propri decreti, le
occorrenti variazioni di bilancio.
4. Gli obblighi di cui ai commi 1, 1-bis e 3 sono
raggiunti, tramite il ricorso a un sistema di certificati
di immissione in consumo, nel rispetto di obblighi annuali,
nonche' secondo le condizioni, i criteri e le modalita' di
attuazione disciplinati con uno o piu' decreti del Ministro
dell'ambiente e della sicurezza energetica. Fino
all'adozione del decreto di cui al primo periodo, si
applica il decreto del Ministro dell'ambiente e della
sicurezza energetica 16 marzo 2023, il cui avviso e' stato
pubblicato nella Gazzetta Ufficiale, Serie generale n. 96
del 24 marzo 2023, come modificato dal decreto del Ministro
dell'ambiente e della sicurezza energetica 20 ottobre 2023,
il cui avviso e' stato pubblicato nella Gazzetta Ufficiale,
Serie generale n. 268 del 16 novembre 2023. Gli obblighi di
cui ai commi 1, 1-bis, e 3, lettera a):
1) per il GPL, si applicano a partire dall'anno
2027 in misura pari al 50 per cento e a partire dall'anno
2028 in misura pari al 100 per cento;
2) per il gas naturale e il biometano, impiegati
nel trasporto stradale, a partire dall'anno 2026 si
intendono automaticamente assolti in considerazione del
fatto che la quota di biometano incentivato dal decreto del
Ministro dello sviluppo economico 2 marzo 2018, pubblicato
nella Gazzetta Ufficiale, Serie generale n. 65 del 19 marzo
2018, e dal decreto del Ministro della transizione
ecologica 15 settembre 2022, pubblicato nella Gazzetta
Ufficiale, Serie generale n. 251 del 26 ottobre 2022,
destinato al settore dei trasporti, supera la percentuale
di obbligo minimo di cui al comma 1. Con i medesimi decreti
di cui al primo periodo si provvede all'eventuale
aggiornamento degli obblighi di cui ai commi 1, 1-bis, e 3,
anche con distinzione tra il trasporto marittimo e gli
altri settori, nonche' all'eventuale integrazione degli
elenchi di cui al comma 1 lettere a) e b), tenuto conto di
quanto disposto dall'articolo 11, comma 2, e in attuazione
dell'articolo 14, comma 1, lettera b). I decreti di cui al
primo periodo recano, altresi', indicazioni operative per
le modalita' di attuazione del rispetto degli obblighi
previsti all'articolo 4 del regolamento (UE) 2023/2405 in
relazione alle quote di carburante sostenibile per
l'aviazione disponibile negli aeroporti dell'Unione.
4-bis. Al fine del contrasto alle frodi nel rispetto
dell'obbligo di cui al comma 1, i decreti di cui al comma 4
possono prevedere la facolta' del GSE di richiedere ai
soggetti obbligati una garanzia, sotto forma di
fideiussione bancaria o attraverso la costituzione di un
deposito cauzionale infruttifero, a copertura del rispetto
del medesimo obbligo.
5. Ai fini di cui al comma 1, sono considerati nel
numeratore di cui al comma 1, lettera b), soltanto i
carburanti o i biocarburanti che rispettano le seguenti
condizioni:
a) i biocarburanti e il biometano ovvero il biogas
per il trasporto ottemperano ai criteri di cui all'articolo
42;
b) i carburanti liquidi e gassosi da fonti
rinnovabili di origine non biologica per il trasporto
presentano una riduzione di emissioni gas serra lungo il
ciclo di vita pari almeno al 70 per cento, calcolata con la
metodologia stabilita con regolamento delegato (UE)
2023/1185 della Commissione, del 10 febbraio 2023;
c) i carburanti derivanti da carbonio riciclato
presentano una riduzione di emissioni gas serra lungo il
ciclo di vita pari almeno al 70 per cento, calcolata con la
metodologia stabilita dal regolamento delegato (UE)
2023/1185 della Commissione, del 10 febbraio 2023.
6. Se l'energia elettrica e' utilizzata per la
produzione di combustibili rinnovabili di origine non
biologica, direttamente o per la produzione di prodotti
intermedi, per determinare la quota di energia rinnovabile
e' utilizzata la quota media di energia elettrica da fonti
rinnovabili nel paese di produzione, misurata due anni
prima dell'anno di riferimento. L'energia elettrica
ottenuta mediante un collegamento diretto a un impianto di
generazione di energia elettrica da fonti rinnovabili puo'
essere interamente conteggiata come rinnovabile se
utilizzata per la produzione di combustibili rinnovabili di
origine non biologica, a condizione che il medesimo
impianto:
a) non entri in esercizio prima dell'entrata in
esercizio dell'impianto che produce i combustibili
rinnovabili di origine non biologica;
b) non sia collegato alla rete.
6-bis. In deroga al comma 6, lettera b), l'energia
elettrica utilizzata per la produzione di combustibili
rinnovabili di origine non biologica puo' essere
interamente conteggiata come rinnovabile anche nel caso in
cui l'impianto di generazione sia collegato alla rete, a
condizione, alternativamente, che:
a) si dimostri che l'energia medesima e' stata
fornita senza alcun prelievo dalla rete;
b) l'energia medesima ove prelevata dalla rete, sia
prodotta esclusivamente da fonti rinnovabili e che le
proprieta' rinnovabili e altri criteri adeguati siano
dimostrati, garantendo che le proprieta' rinnovabili di
tale energia elettrica siano contate una sola volta e in un
solo settore di utilizzo finale.
7. Ai fini di cui al comma 1, si applicano i seguenti
fattori moltiplicativi:
a) il contributo dei biocarburanti e del biometano
ovvero del biogas per il trasporto, prodotti dalle materie
prime elencate nell'allegato VIII, e' pari al doppio del
loro contenuto energetico; il contributo dei combustibili
rinnovabili di origine non biologica impiegati nel settore
dei trasporti e' pari al doppio del loro contenuto
energetico solo quando utilizzati per uso diretto, mentre
nei casi di cui al comma 2-bis. il contributo energetico e'
pari a 1,6 volte il loro contenuto energetico;
b) limitatamente al settore dell'aviazione e del
trasporto marittimo, nel caso dei biocarburanti, del
biometano e del biogas per il trasporto, prodotti dalle
materie prime elencate nell' allegato VIII, parte A, il
contributo e' pari a 1,2 volte il loro contenuto
energetico, mentre nel caso di combustibili di origine non
biologica impiegati nel settore dei trasporti e' pari a 1,5
volte il loro contenuto energetico;
c) il contributo dell'energia elettrica da fonte
rinnovabile rispetto all'energia elettrica complessiva e'
pari a 4 volte il suo contenuto energetico se fornita a
veicoli stradali e 1,5 volte il suo contenuto energetico se
fornita al trasporto ferroviario;
d) per i soli impianti non incentivati, il
contributo dei biocarburanti e del biometano ovvero del
biogas per il trasporto, prodotti dalle materie prime
elencate nell'allegato VIII, che dimostrino, con modalita'
disciplinate dai decreti di cui al comma 4, di aver
conseguito una riduzione di emissioni gas serra lungo il
ciclo di vita superiore al 120 per cento, e' pari a 1,2
volte il suo contenuto energetico in aggiunta alle altre
previsioni del presente decreto.
7-bis. Per il conteggio dell'energia elettrica da
fonti rinnovabili fornita al settore dei trasporti ai fini
dell'obbligo di cui al comma 1:
a) la quantita' di energia elettrica da fonti
rinnovabili fornita al settore dei trasporti e' determinata
moltiplicando la quantita' stessa per la quota media di
energia elettrica da fonti rinnovabili fornita nel
territorio nazionale nei due anni precedenti;
b) la quantita' di energia elettrica da fonti
rinnovabili fornita al settore dei trasporti e' conteggiata
interamente come energia rinnovabile nel caso in cui
l'energia elettrica sia ottenuta mediante collegamento
diretto a un impianto di generazione di energia elettrica
da fonti rinnovabili;
c) l'energia elettrica prodotta da un veicolo
elettrico solare e utilizzata per il consumo del veicolo
stesso puo' essere conteggiata come pienamente rinnovabile;
d) nel caso del trasporto ferroviario, si tiene
conto della sola energia elettrica ottenuta mediante
collegamento diretto a un impianto di generazione da fonti
rinnovabili.
7-ter. Fino al 31 dicembre 2030, ai fini dei calcoli
di cui al comma 1, lettera a), la quantita' di energia
fornita al settore del trasporto marittimo e' considerata
in misura non superiore al 13 per cento del consumo finale
lordo di energia sul territorio nazionale.
8. (abrogato)
9. (abrogato)
10. (abrogato)
11. A decorrere dalla data di entrata in vigore del
presente decreto, il Comitato tecnico consultivo di cui
all'articolo 33, comma 5-sexies del decreto legislativo 3
marzo 2011, n. 28, opera presso il Ministero della
transizione ecologica nella composizione e con le
competenze di cui al medesimo comma 5-sexies, ivi incluse
quelle in materia di combustibili e combustibili da
biomassa, bioliquidi e carburanti rinnovabili liquidi e
gassosi di origine non biologica, nonche' carburanti da
carbonio riciclato, come definiti dall'articolo 2. I
componenti del comitato di cui al primo periodo sono
nominati dal Ministro della transizione ecologica.
12. A decorrere dalla data di entrata in vigore del
presente decreto, l'articolo 33 del decreto legislativo 3
marzo 2011, n. 28, ad eccezione del comma 5-sexies, e'
abrogato.
12-bis. Ai fini dell'obbligo di cui al comma 1, non
sono conteggiati al denominatore di cui alla lettera a) del
secondo periodo del medesimo comma i consumi di carburanti
per aviazione. Nel caso dei carburanti per aviazione, si
applica il regolamento (UE) 2023/2405 del Parlamento
europeo e del Consiglio, del 18 ottobre 2023. I soggetti
che forniscono in consumo esclusivamente combustibili
rinnovabili di origine non biologica ovvero che immettono
energia elettrica nell'ambito del trasporto ferroviario
sono esonerati dall'obbligo di cui al comma 1.
12-ter. I soggetti che forniscono esclusivamente
energia elettrica sono esonerati dall'obbligo della quota
minima stabilita alla lettera a) del comma 3.
12-quater. Ai fini dell'obbligo di cui al comma 1, i
fornitori di energia elettrica conteggiano anche i
quantitativi dai medesimi forniti ai punti di ricarica
privati a uso delle proprie flotte aziendali, anche di
trasporto pubblico, con una potenza di uscita cumulativa
nello stesso punto di connessione di almeno 50kW ed a
condizione che tali quantitativi possano essere
quantificati, verificati e certificati dal GSE, che a tal
fine emana apposito regolamento applicativo.
12-quinquies. Il Ministero dell'ambiente e della
sicurezza energetica, anche su indicazione del Comitato di
cui al comma 11 del presente articolo, segnala alle
autorita' competenti di altri Stati membri, nonche' alla
Commissione europea, eventuali comportamenti fraudolenti
con riferimento al rispetto degli obblighi di cui al
presente articolo e dei criteri di cui all'articolo 42.
12-sexies. Entro il 30 giugno di ciascun anno, il GSE
trasmette al Ministero dell'ambiente e della sicurezza
energetica una relazione sull'assolvimento degli obblighi
di immissione in consumo definiti ai sensi del comma 4. In
caso di violazione degli obblighi di immissione in consumo
definiti ai sensi del comma 4, si applicano le seguenti
sanzioni:
a) in caso di violazione degli obblighi previsti
dai commi 1, 1-bis e 3, lettera a) relativi all'immissione
in consumo di biocarburanti avanzati liquidi e gassosi e
lettera d) si applica la sanzione amministrativa pecuniaria
di quattromila euro per ogni certificato di immissione in
consumo mancante nell'anno di riferimento. La sanzione di
cui al secondo periodo comminata per un anno non estingue
l'obbligo di immissione in consumo che l'ha generata e
l'obbligo inevaso e' riportato in capo allo stesso soggetto
obbligato per l'anno successivo in aggiunta a quello
derivante dall'obbligo relativo allo stesso anno.
b) in caso di violazione degli obblighi previsti
dal comma 3, lettere a) e a-bis) relativi esclusivamente
all'immissione in consumo di combustibili rinnovabili di
origine non biologica si applica la sanzione amministrativa
pecuniaria di quattromila euro per ogni certificato di
immissione in consumo mancante nell'anno di riferimento.
12-septies. Il Ministero dell'ambiente e della
sicurezza energetica notifica gli estremi della violazione
ai soggetti obbligati inadempienti ai sensi dell'articolo
16 della legge 24 novembre 1981, n. 689. Qualora non sia
stato effettuato il pagamento in misura ridotta, e'
trasmesso un documentato rapporto al prefetto del luogo in
cui si trova la sede legale del soggetto che ha commesso la
violazione, ai sensi degli articoli 17 e 18 della legge 24
novembre 1981, n. 689, ai fini dell'adozione, da parte del
medesimo, della relativa ordinanza d'ingiunzione.» |
| | Art. 17
Modifiche all'articolo 40 del decreto legislativo
8 novembre 2021, n. 199
1. All'articolo 40, comma 1, del decreto legislativo 8 novembre 2021, n. 199, sono apportate le seguenti modificazioni:
a) all'alinea, dopo le parole: «all'articolo 3 e» sono inserite le seguenti: «degli obblighi» e le parole: «, comma 1» sono soppresse;
b) alla lettera a), le parole: «nei settori stradali e ferroviario» sono sostituite dalle seguenti: «nel settore dei trasporti» e dopo le parole: «nel 2020» sono aggiunte le seguenti: «che, ai fini dell'obiettivo di cui all'articolo 3, e' pari al 3,6 per cento e, ai fini degli obblighi di cui all'articolo 39, e' pari al 2,3 per cento»;
c) alla lettera b), le parole da: «. Con decreto» fino a: «2030» sono sostituite dalle seguenti: «, che ai fini dell'obiettivo di cui all'articolo 3 e' pari all'1,4 per cento e che ai fini dell'obbligo di cui all'articolo 39 e' pari allo 0,6 per cento. Tale livello di consumo:
1) nell'anno 2025, e' pari all'1,4 per cento ai fini dell'obiettivo di cui all'articolo 3 e allo 0,5 per cento ai fini dell'obbligo di cui all'articolo 39;
2) nell'anno 2026, e' pari all'1,1 per cento ai fini dell'obiettivo di cui all'articolo 3 e allo 0,4 per cento ai fini dell'obbligo di cui all'articolo 39;
3) nell'anno 2027, e' pari allo 0,8 per cento ai fini dell'obiettivo di cui all'articolo 3 e allo 0,3 per cento ai fini dell'obbligo di cui all'articolo 39;
4) nell'anno 2028, e' pari allo 0,6 per cento ai fini dell'obiettivo di cui all'articolo 3 e allo 0,2 per cento ai fini dell'obbligo di cui all'articolo 39;
5) nell'anno 2029, e' pari allo 0,3 per cento ai fini dell'obiettivo di cui all'articolo 3 e allo 0,1 per cento ai fini dell'obbligo di cui all'articolo 39;
6) nell'anno 2030, e' pari allo 0 per cento ai fini dell'obiettivo di cui all'articolo 3 e ai fini dell'obbligo di cui all'articolo 39.»;
e) alla lettera c), le parole: «a partire dal terzo mese successivo a quello di approvazione di un sistema volontario a basso rischio di cambiamento indiretto di destinazione d'uso dei terreni e comunque non oltre il 1° gennaio 2025» e le parole: «fasci di frutti di olio di palma vuoti e acidi grassi derivanti dal trattamento dei frutti di palma da olio (PFAD),» sono soppresse.
Note all'art. 17:
- Si riporta il testo dell'articolo 40 del citato
decreto legislativo n. 199 del 2021, come modificato dal
presente decreto:
«Art. 40 (Norme specifiche per i biocarburanti, i
bioliquidi e i combustibili da biomassa ottenuti da colture
alimentari e foraggere). - 1. Ai fini del raggiungimento
dell'obiettivo di cui all'articolo 3 e degli obblighi
dell'articolo 39:
a) la quota di biocarburanti, bioliquidi e
combustibili da biomassa consumati nei trasporti, quando
prodotti a partire da colture alimentari o foraggere, non
deve superare piu' di un punto percentuale la quota di tali
carburanti nel consumo finale di energia nel settore dei
trasporti nel 2020 che, ai fini dell'obiettivo di cui
all'articolo 3, e' pari al 3,6 per cento e, ai fini degli
obblighi di cui all'articolo 39, e' pari al 2,3 per cento;
b) fermo restando quanto previsto alla lettera c),
la quota dei biocarburanti, bioliquidi e combustibili da
biomassa, tutti prodotti a partire da colture alimentari o
foraggere, che sono qualificati a elevato rischio di
cambiamento indiretto della destinazione d'uso dei terreni
con atto delegato della Commissione europea, e per i quali
si osserva una considerevole espansione della zona di
produzione verso terreni che presentano elevate scorte di
carbonio, non deve superare il livello di consumo di tali
carburanti registrato nel 2019, che ai fini dell'obiettivo
di cui all'articolo 3 e' pari all'1,4 per cento e che ai
fini dell'obbligo di cui all'articolo 39 e' pari allo 0,6
per cento. Tale livello di consumo:
1) nell'anno 2025, e' pari all'1,4 per cento ai
fini dell'obiettivo di cui all'articolo 3 e allo 0,5 per
cento ai fini dell'obbligo di cui all'articolo 39;
2) nell'anno 2026, e' pari all'1,1 per cento ai
fini dell'obiettivo di cui all'articolo 3 e allo 0,4 per
cento ai fini dell'obbligo di cui all'articolo 39;
3) nell'anno 2027, e' pari allo 0,8 per cento ai
fini dell'obiettivo di cui all'articolo 3 e allo 0,3 per
cento ai fini dell'obbligo di cui all'articolo 39;
4) nell'anno 2028, e' pari allo 0,6 per cento ai
fini dell'obiettivo di cui all'articolo 3 e allo 0,2 per
cento ai fini dell'obbligo di cui all'articolo 39;
5) nell'anno 2029, e' pari allo 0,3 per cento ai
fini dell'obiettivo di cui all'articolo 3 e allo 0,1 per
cento ai fini dell'obbligo di cui all'articolo 39;
6) nell'anno 2030, e' pari allo 0 per cento ai
fini dell'obiettivo di cui all'articolo 3 e ai fini
dell'obbligo di cui all'articolo 39.
Il limite non si applica con riferimento ai
biocarburanti, bioliquidi e combustibili da biomassa
certificati a basso rischio di cambiamento indiretto della
destinazione d'uso dei terreni in conformita' al relativo
atto delegato della Commissione europea;
c) non e' conteggiata la quota di biocarburanti e
bioliquidi, nonche' di combustibili da biomassa, prodotti a
partire da olio di palma, salvo che gli stessi siano
certificati come biocarburanti, bioliquidi o combustibili
da biomassa a basso rischio di cambiamento indiretto della
destinazione d'uso dei terreni, nel rispetto dei criteri
dettati dall'articolo 4 del Regolamento delegato (UE)
2019/807 della Commissione europea.
2. Tutti i combustibili di cui alla lettera c) del
comma 1 non possono beneficiare di alcuna misura di
sostegno, fatta eccezione per i combustibili certificati ai
sensi del medesimo comma 1, lettera c).» |
| | Art. 18
Modifiche all'articolo 41 del decreto legislativo
8 novembre 2021, n. 199
1. All'articolo 41 del decreto legislativo 8 novembre 2021, n. 199, i commi 1 e 2 sono abrogati.
Note all'art. 18:
- Si riporta il testo dell'articolo 41 del citato
decreto legislativo n. 199 del 2021, come modificato dal
presente decreto:
«Art. 41 (Altre disposizioni nel settore del
trasporto). - 1. (abrogato)
2. (abrogato)
3. Il Ministero della transizione ecologica, anche su
indicazione del Comitato di cui all'articolo 39, comma 11
segnala alle autorita' competenti di altri Stati membri
dell'Unione europea eventuali comportamenti fraudolenti con
riferimento al rispetto degli obblighi di cui all'articolo
39 e dei criteri di cui all'articolo 42.» |
| | Art. 19
Modifica alla rubrica del capo II del decreto legislativo
8 novembre 2021, n. 199
1. La rubrica del Capo II del decreto legislativo 8 novembre 2021, n. 199, e' sostituita dalla seguente: «Criteri di sostenibilita' e di riduzione delle emissioni di gas a effetto serra per i biocarburanti, i bioliquidi e i combustibili da biomassa».
|
| | Art. 20
Modifiche all'articolo 42 del decreto legislativo
8 novembre 2021, n. 199
1. All'articolo 42 del decreto legislativo 8 novembre 2021, n. 199, sono apportate le seguenti modificazioni:
a) al comma 1:
1) all'alinea, la parola: «agli» e' sostituita dalle seguenti: «al raggiungimento degli» e dopo le parole: «articolo 3 e» sono inserite le seguenti: «del soddisfacimento degli obblighi di cui»;
2) alla lettera a), le parole: «da 5 a 10» sono sostituite dalle seguenti: «da 6 a 11»;
3) alla lettera b), le parole: «comma 11» sono sostituite dalle seguenti: «comma 12»;
4) alla lettera c), le parole: «commi 13 e 14» sono sostituite dalle seguenti: «commi 14 e 15»;
b) al comma 2:
1) alla lettera a), le parole: «20 MW» sono sostituite dalle seguenti: «7,5 MW»;
2) dopo la lettera b), e' aggiunta la seguente:
«b-bis) nel caso di impianti che producono combustibili gassosi da biomassa con la seguente portata media di biometano:
1) inferiore o uguale a 200 metri cubi di metano equivalente/h misurate in condizioni standard di temperatura e pressione, ossia zero gradi centigradi e pressione atmosferica di 1 bar;
2) se il biogas e' composto da una miscela di metano e di altro gas non combustibile, per la portata di metano, la soglia di cui al numero 1) ricalcolata in proporzione alla percentuale volumetrica di metano nella miscela.»;
c) al comma 3:
1) le parole: «lettere a) e b)» sono soppresse;
2) e' aggiunto, in fine, il seguente periodo: «Ai fini dell'accesso ai regimi di sostegno, gli impianti di digestione anaerobica compresi tra quelli di cui al comma 2 garantiscono la copertura delle vasche di digestato con sistemi di captazione e recupero di gas.»;
d) al comma 6, al secondo periodo, dopo le parole: «di gestione» sono inserite le seguenti:
«, anche concernenti il mantenimento del contenuto del carbonio nei suoli,» e dopo la parola: «ISPRA» sono inserite le seguenti: «, ai fini dello svolgimento delle proprie attivita' di controllo»;
e) al comma 7:
1) alla lettera a), dopo le parole: «in modo significativo» sono inserite le seguenti: «, boschi vetusti ai sensi dell'articolo 3, comma 2, lettera s-bis), del testo unico in materia di foreste e filiere forestali, di cui al decreto legislativo 3 aprile 2018, n. 34, nonche' foreste antiche quali definite nel Paese in cui e' situata la foresta»;
2) alla lettera d), le parole: «fermi restando eventuali nuovi criteri adottati dalla Commissione europea,» sono soppresse;
3) dopo la lettera d), e' aggiunta la seguente:
«d-bis) brughiera.»;
f) dopo il comma 7, e' inserito il seguente:
«7-bis. Le lettere a), b), d) e d-bis) del comma 7 si applicano anche ai biocarburanti, ai bioliquidi e ai combustibili da biomassa ottenuti a partire da biomassa forestale che non rispettano i criteri di cui al comma 10, lettera a), numeri 5-bis) e 5-ter).»;
g) dopo il comma 8, e' inserito il seguente:
«8-bis. La lettera a) del comma 8 si applica anche ai biocarburanti, ai bioliquidi e ai combustibili da biomassa ottenuti a partire da biomassa forestale che non rispettano i criteri di cui al comma 10, lettera a), numeri 5-bis) e 5-ter).»;
h) al comma 9, e' aggiunto, il seguente periodo: «Il primo periodo si applica anche ai biocarburanti, ai bioliquidi e ai combustibili da biomassa ottenuti a partire da biomassa forestale che non rispettano i criteri di cui al comma 10, lettera a), numeri 5-bis) e 5-ter).»;
i) al comma 10:
1) all'alinea, le parole: «A decorrere dall'adozione di appositi atti di esecuzione della Commissione europea,» sono sostituite dalle seguenti: «In conformita' con quanto disposto dal regolamento di esecuzione (UE) 2022/2448 della Commissione, del 13 dicembre 2022»;
2) alla lettera a):
2.1) al numero 3), dopo le parole: «le torbiere» sono aggiunte le seguenti: «, allo scopo di preservare la biodiversita' e prevenire la distruzione degli habitat»;
2.2) il numero 4) e' sostituito dai seguenti:
«4) la realizzazione della raccolta sia effettuata tenendo conto del mantenimento della qualita' del suolo e della biodiversita' secondo principi di gestione sostenibile delle foreste con l'obiettivo di ridurre al minimo qualsiasi eventuale impatto negativo e in modo da evitare la raccolta di ceppi e radici, il degrado dei boschi vetusti ai sensi dell'articolo 3, comma 2, lettera s-bis), del testo unico di cui al decreto legislativo 3 aprile 2018, n. 34, nonche' delle foreste primarie e antiche quali definite nel Paese in cui e' situata la foresta o la loro conversione in piantagioni forestali e la raccolta su suoli vulnerabili;
4-bis) la realizzazione della raccolta sia effettuata in conformita' alle soglie massime per i grandi tagli a raso quali definiti dalla legislazione vigente, ovvero da quella del Paese in cui e' situata la foresta, nonche' alle soglie di conservazione adeguate a livello locale ed ecologico per il prelievo di legno morto e la raccolta sia effettuata in conformita' all'obbligo di utilizzare sistemi di abbattimento che minimizzino qualsiasi eventuale impatto negativo sulla qualita' del suolo, compresa la compattazione del suolo, e sulle caratteristiche della biodiversita' e sugli habitat;»;
2.3) dopo il numero 5) sono aggiunti i seguenti:
«5-bis) che le foreste in cui e' raccolta la biomassa forestale non provengano da terreni che presentano gli status di cui rispettivamente al comma 7, lettere a), b), d) ed e), al comma 8, lettera a), e al comma 9, alle stesse condizioni di determinazione dello status dei terreni di cui ai suddetti commi;
5-ter) che gli impianti che producono biocarburanti, bioliquidi e combustibili da biomassa forestale rilascino una dichiarazione di affidabilita', corroborata da processi interni a livello dell'impresa, ai fini degli audit effettuati a norma dell'articolo 43, commi 1 e 2, comprovante che la biomassa forestale non proviene dai terreni di cui al numero 6) del presente comma.»;
3) la lettera b) e' sostituita dalla seguente:
«b) se non vi e' evidenza rispetto a quanto previsto alla lettera a), sono attuati sistemi di gestione a livello di zona di approvvigionamento forestale che garantiscono:
1) la legalita' delle operazioni di raccolta;
2) la rigenerazione forestale delle superfici oggetto di raccolta;
3) la protezione delle aree designate, ai sensi di leggi internazionali o nazionali o dall'autorita' competente, per scopi di protezione della natura, comprese le zone umide, i terreni erbosi, le brughiere e le torbiere, allo scopo di preservare la biodiversita' e prevenire la distruzione degli habitat, a meno che non sia dimostrato che la raccolta di tali materie prime non ha interferito con detti scopi di protezione della natura;
4) che la raccolta sia effettuata tenendo conto del mantenimento della qualita' del suolo e della biodiversita' secondo principi di gestione sostenibile delle foreste con l'obiettivo di ridurre al minimo qualsiasi eventuale impatto negativo e in modo da evitare la raccolta di ceppi e radici, il degrado delle foreste primarie e antiche quali definite nel paese in cui e' situata la foresta o la loro conversione in piantagioni forestali e la raccolta su suoli vulnerabili; che la raccolta sia effettuata in conformita' delle soglie massime per i grandi tagli a raso quali definiti nel paese in cui e' situata la foresta e a soglie di conservazione adeguate a livello locale ed ecologico per il prelievo di legno morto e che la raccolta sia effettuata in conformita' dell'obbligo di utilizzare sistemi di abbattimento che minimizzino qualsiasi eventuale impatto negativo sulla qualita' del suolo, compresa la compattazione del suolo, e sulle caratteristiche della biodiversita' e sugli habitat;
5) che la raccolta mantenga o migliori la capacita' produttiva a lungo termine delle foreste.»;
l) al comma 12:
1) la lettera d) e' sostituita dalla seguente:
2) «d) all'80 per cento per l'energia elettrica, il riscaldamento e il raffrescamento da combustibili da biomassa usati negli impianti entrati in esercizio dopo il 20 novembre 2023;»;
3) dopo la lettera d) sono aggiunte le seguenti:
«"d-bis) per la produzione di energia elettrica, riscaldamento e raffrescamento da combustibili da biomassa, escluso il biometano, usati negli impianti con una potenza termica nominale totale superiore a 10 MW entrati in funzione tra il 1° gennaio 2021 e il 20 novembre 2023:
1) al 70 per cento fino al 31 dicembre 2029;
2) all'80 per cento a decorrere dal 1° gennaio 2030;
d-ter) per la produzione di energia elettrica, riscaldamento e raffrescamento da combustibili gassosi da biomassa, escluso il biometano, usati negli impianti con una potenza termica nominale totale pari o inferiore a 10 MW entrati in funzione tra il 1° gennaio 2021 e il 20 novembre 2023:
1) al 70 per cento prima che gli impianti siano stati operativi per quindici anni;
2) almeno all'80 per cento dopo che gli impianti siano stati operativi per quindici anni;
d-quater) per la produzione di energia elettrica, riscaldamento e raffrescamento da combustibili da biomassa, escluso il biometano, usati in impianti con una potenza termica nominale totale, pari o superiore, a 10 MW entrati in funzione prima del 1° gennaio 2021, almeno all'80 per cento dopo che gli impianti siano stati operativi per quindici anni, non prima del 1° gennaio 2026 e non oltre il 31 dicembre 2029;
d-quinquies) per la produzione di energia elettrica, riscaldamento e raffrescamento da combustibili gassosi da biomassa, escluso il biometano, usati in impianti con una potenza termica nominale totale inferiore a 10 MW entrati in funzione prima del 1° gennaio 2021, almeno all'80 per cento dopo che gli impianti siano stati operativi per quindici anni e non prima del 1° gennaio 2026;
d-sexies) per la produzione di energia elettrica, riscaldamento e raffrescamento da biometano immesso in rete almeno all'80 per cento.»;
m) dopo il comma 12 e' inserito il seguente:
«12-bis. I requisiti di cui al comma 12, fatto salvo quanto previsto al comma 16, si applicano a decorrere da sei mesi dalla data di entrata in vigore della presente disposizione per l'energia elettrica e il calore prodotti da biogas e da biomasse solide.»;
n) il comma 16 e' sostituito dal seguente:
«16. Entro centottanta giorni dalla data di entrata in vigore della presente disposizione, con uno o piu' decreti del Ministro dell'ambiente e della sicurezza energetica, di concerto con il Ministro dell'agricoltura, della sovranita' alimentare e delle foreste, sono definiti sistemi di certificazione semplificati per gli impianti per produzione di energia elettrica, riscaldamento e raffrescamento con potenza termica nominale totale compresa tra 7,5 e 20 MW. Con i medesimi decreti di cui al primo periodo si provvede altresi' all'istituzione del sistema nazionale di certificazione della sostenibilita', anche al fine di tenere conto dell'evoluzione della normativa eurounitaria in materia. Nelle more dell'adozione dei decreti di cui al primo periodo, e comunque non oltre il 30 giugno 2027, l'energia elettrica e il calore prodotti da combustibili solidi da biomassa, in impianti di potenza compresa tra 7,5 e 20 MW, rilevano ai fini del raggiungimento degli obiettivi di cui all'articolo 3 e del soddisfacimento degli obblighi di cui all'articolo 39 e sono ammessi ai regimi di sostegno, senza la verifica del rispetto dei requisiti di cui ai commi da 5 a 12 del presente articolo.»;
o) il comma 17 e' abrogato.
p) dopo il comma 18-bis e' aggiunto il seguente:
«18-ter. Fino al 31 dicembre 2030, l'energia prodotta da biocarburanti, bioliquidi e combustibili da biomassa puo' essere presa in considerazione ai fini di cui al comma 1 se ricorrono le seguenti condizioni:
a) il sostegno e' stato concesso prima del 20 novembre 2023 in conformita' ai criteri di sostenibilita' e di riduzione delle emissioni di gas a effetto serra di cui all'articolo 29 della direttiva (UE) 2018/2001 del Parlamento europeo e del Consiglio, dell'11 dicembre 2018 nella sua versione in vigore il 29 settembre 2020;
b) il sostegno e' stato concesso sotto forma di sostegno a lungo termine per il quale e' stato stabilito un importo fisso all'inizio del periodo di sostegno e a condizione che sia in vigore un meccanismo di correzione per garantire l'assenza di sovracompensazione.».
Note all'art. 20:
- Si riporta il testo dell'articolo 42 del citato
decreto legislativo n. 199 del 2021, come modificato dal
presente decreto legislativo:
«Art. 42 (Criteri di sostenibilita' e di riduzione
delle emissioni di gas a effetto serra per i biocarburanti,
i bioliquidi e i combustibili da biomassa). - 1. Al fine di
contribuire al raggiungimento degli obiettivi di cui
all'articolo 3 e del soddisfacimento degli obblighi di cui
all'articolo 39, nonche' per beneficiare di regimi
sostegno, i biocarburanti, i bioliquidi e i combustibili da
biomassa, indipendentemente dall'origine geografica della
biomassa, sono presi in considerazione solo se rispettano:
a) i criteri di sostenibilita' di cui ai commi da 6
a 11;
b) i criteri di riduzione delle emissioni di gas a
effetto serra di cui al comma 12;
c) i criteri di efficienza energetica di cui ai
commi 14 e 15.
2. I criteri di cui al comma 1, lettere a), b), c)
non si applicano con riferimento ad impianti di produzione
di energia elettrica, di riscaldamento e di raffrescamento
o di carburanti:
a) di potenza termica nominale totale inferiore a
7,5 MW che impiegano combustibili solidi da biomassa;
b) di potenza termica nominale totale inferiore a 2
MW che impiegano combustibili gassosi da biomassa.
b-bis) nel caso di impianti che producono
combustibili gassosi da biomassa con la seguente portata
media di biometano:
1) inferiore o uguale a 200 metri cubi di metano
equivalente/h misurate in condizioni standard di
temperatura e pressione, ossia zero gradi centigradi e
pressione atmosferica di 1 bar;
2) se il biogas e' composto da una miscela di
metano e di altro gas non combustibile, per la portata di
metano, la soglia di cui al numero 1) ricalcolata in
proporzione alla percentuale volumetrica di metano nella
miscela.
3. In ogni caso, l'accesso a nuovi regimi di sostegno
da parte degli impianti di cui al comma 2 e' condizionato
al rispetto di criteri tecnici che assicurano una riduzione
delle emissioni comparabile a quella prevista dal comma 12.
Tali criteri sono stabiliti dai decreti istitutivi dei
meccanismi di incentivazione. Ai fini dell'accesso ai
regimi di sostegno, gli impianti di digestione anaerobica
compresi tra quelli di cui al comma 2 garantiscono la
copertura delle vasche di digestato con sistemi di
captazione e recupero di gas.
4. I criteri di cui al comma 1, lettere a) e c) non
si applicano con riferimento a:
a) biocarburanti, bioliquidi e combustibili da
biomassa prodotti a partire da rifiuti e residui diversi
dai residui dell'agricoltura, dell'acquacoltura, della
pesca e della silvicoltura;
b) rifiuti e residui che sono stati trasformati in
un prodotto prima di essere trattati per ottenere
biocarburante, bioliquido o combustibile da biomassa.
5. I criteri di riduzione delle emissioni di gas a
effetto serra di cui alla lettera b) del comma 1 non si
applicano con riferimento all'energia elettrica, il
riscaldamento e il raffrescamento prodotti a partire da
rifiuti solidi urbani.
6. Nel caso di biocarburanti, bioliquidi e
combustibili da biomassa prodotti a partire da rifiuti e
residui provenienti da terreni agricoli, gli operatori
economici che li producono dispongono di piani di
monitoraggio o di gestione dell'impatto sulla qualita' del
suolo e sul carbonio nel suolo, redatti in base a linee
guida adottate con decreto non regolamentare del Ministero
della transizione ecologica entro novanta giorni dalla data
di pubblicazione del presente decreto, su proposta dell'
Istituto Superiore per la Protezione e la Ricerca
Ambientale (di seguito: ISPRA). Le informazioni relative al
rispetto di tali piani di monitoraggio e di gestione, anche
concernenti il mantenimento del contenuto del carbonio nei
suoli, sono comunicate a ISPRA, ai fini dello svolgimento
delle proprie attivita' di controllo.
7. I biocarburanti, i bioliquidi e i combustibili da
biomassa provenienti dall'agricoltura non devono essere
prodotti a partire da materie prime ottenute su terreni che
presentano un elevato valore in termini di biodiversita',
ossia terreni che nel gennaio 2008, ovvero successivamente,
si trovavano in una delle situazioni di seguito indicate,
indipendentemente dal fatto che abbiano o meno conservato
dette situazioni:
a) foreste primarie e altri terreni boschivi, vale
a dire foreste e altri terreni boschivi di specie native,
ove non vi sia alcun segno chiaramente visibile di
attivita' umana e nei quali i processi ecologici non siano
stati perturbati in modo significativo, boschi vetusti ai
sensi dell'articolo 3, comma 2, lettera s-bis), del testo
unico in materia di foreste e filiere forestali, di cui al
decreto legislativo 3 aprile 2018, n. 34, nonche' foreste
antiche quali definite nel Paese in cui e' situata la
foresta;
b) foreste a elevata biodiversita' e altri terreni
boschivi ricchi di specie e non degradati o la cui elevata
biodiversita' sia stata riconosciuta dall'autorita'
competente del Paese in cui le materie prime sono state
coltivate, a meno che non sia dimostrato che la produzione
delle predette materie prime non ha interferito con quelle
finalita' di protezione della natura;
c) aree designate, a meno che non sia dimostrato
che la produzione delle predette materie prime e le normali
attivita' di gestione non hanno interferito con la
finalita' di protezione della natura:
1) per scopi di protezione della natura a norma
delle leggi o dall'autorita' competente del Paese in cui le
materie prime sono state coltivate; nel caso di materie
prime coltivate in Italia, si tratta delle aree protette
individuate ai sensi della legge 6 dicembre 1991, n. 394,
delle aree marine protette di cui alla legge del 31
dicembre 1982, n. 979, e dei siti della rete Natura 2000,
di cui al decreto del Presidente della Repubblica dell'8
settembre 1997, n. 357;
2) per la protezione di ecosistemi o specie rari,
minacciati o in pericolo di estinzione riconosciuti da
accordi internazionali o inclusi in elenchi compilati da
organizzazioni intergovernative o dall'Unione
internazionale per la conservazione della natura, previo il
loro riconoscimento da parte della Commissione europea;
d) terreni erbosi naturali ad elevata biodiversita'
aventi un'estensione superiore a un ettaro, ossia:
1) terreni erbosi che rimarrebbero tali in
assenza di interventi umani e che mantengono la
composizione naturale delle specie nonche' le
caratteristiche e i processi ecologici; o
2) terreni erbosi non naturali, ossia terreni
erbosi che cesserebbero di essere tali in assenza di
interventi umani e che sono ricchi di specie e non
degradati e la cui elevata biodiversita' e' stata
riconosciuta dall'autorita' competente del paese in cui la
materia prima e' stata coltivata a meno che non sia
dimostrato che il raccolto delle materie prime e'
necessario per preservarne lo status di terreni erbosi ad
elevata biodiversita'.
d-bis) brughiera.
7-bis. Le lettere a), b), d) e d-bis) del comma 7 si
applicano anche ai biocarburanti, ai bioliquidi e ai
combustibili da biomassa ottenuti a partire da biomassa
forestale che non rispettano i criteri di cui al comma 10,
lettera a), numeri 5-bis) e 5-ter).
8. I biocarburanti, i bioliquidi e i combustibili da
biomassa provenienti dall'agricoltura non devono essere
prodotti a partire da materie prime ottenute su terreni che
presentano elevate scorte di carbonio, ossia terreni che
nel gennaio 2008 possedevano uno degli status seguenti, nel
frattempo persi:
a) zone umide, ossia terreni coperti o saturi di
acqua in modo permanente o per una parte significativa
dell'anno;
b) zone boschive continue, ossia terreni aventi
un'estensione superiore ad un ettaro caratterizzati dalla
presenza di alberi di altezza superiore a cinque metri e da
una copertura della volta superiore al 30 per cento o di
alberi che possono raggiungere tali soglie in situ;
c) terreni aventi un'estensione superiore a un
ettaro caratterizzati dalla presenza di alberi di altezza
superiore a cinque metri e da una copertura della volta
compresa tra il 10 per cento e il 30 per cento o di alberi
che possono raggiungere queste soglie in situ, a meno che
non siano fornite prove del fatto che le scorte stock di
carbonio della superficie in questione prima e dopo la
conversione sono tali che, quando e' applicata la
metodologia di cui all'Allegato VI, parte C, sono
soddisfatte le condizioni di cui al comma 12.
8-bis. La lettera a) del comma 8 si applica anche ai
biocarburanti, ai bioliquidi e ai combustibili da biomassa
ottenuti a partire da biomassa forestale che non rispettano
i criteri di cui al comma 10, lettera a), numeri 5-bis) e
5-ter).
9. I biocarburanti, i bioliquidi e i combustibili da
biomassa provenienti dall'agricoltura non devono essere
prodotti a partire da materie prime ottenute su terreni che
erano torbiere nel gennaio 2008, a meno che non siano
fornite prove del fatto che la coltivazione e la raccolta
di tali materie prime non comportano drenaggio di terreno
precedentemente non drenato. Il primo periodo si applica
anche ai biocarburanti, ai bioliquidi e ai combustibili da
biomassa ottenuti a partire da biomassa forestale che non
rispettano i criteri di cui al comma 10, lettera a), numeri
5-bis) e 5-ter).
10. In conformita' con quanto disposto dal
regolamento di esecuzione (UE) 2022/2448 della Commissione,
del 13 dicembre 2022, i biocarburanti, i bioliquidi e i
combustibili da biomassa ottenuti da biomassa forestale
devono soddisfare i seguenti criteri, per ridurre al minimo
il rischio di utilizzare biomassa forestale derivante da
una produzione non sostenibile:
a) il Paese in cui e' stata raccolta la biomassa
forestale ha introdotto e attua leggi nazionali o locali
applicabili nell'ambito della raccolta, ovvero sistemi di
monitoraggio e di applicazione che garantiscono:
1) la legalita' delle operazioni di raccolta;
2) la rigenerazione forestale delle superfici
oggetto di raccolta;
3) la protezione delle aree designate, ai sensi
di leggi internazionali o nazionali o dall'autorita'
competente, per scopi di protezione della natura, comprese
le zone umide e le torbiere, allo scopo di preservare la
biodiversita' e prevenire la distruzione degli habitat;
4) la realizzazione della raccolta sia effettuata
tenendo conto del mantenimento della qualita' del suolo e
della biodiversita' secondo principi di gestione
sostenibile delle foreste con l'obiettivo di ridurre al
minimo qualsiasi eventuale impatto negativo e in modo da
evitare la raccolta di ceppi e radici, il degrado dei
boschi vetusti ai sensi dell'articolo 3, comma 2, lettera
s-bis), del testo unico di cui al decreto legislativo 3
aprile 2018, n. 34, nonche' delle foreste primarie e
antiche quali definite nel Paese in cui e' situata la
foresta o la loro conversione in piantagioni forestali e la
raccolta su suoli vulnerabili;
4-bis) la realizzazione della raccolta sia
effettuata in conformita' alle soglie massime per i grandi
tagli a raso quali definiti dalla legislazione vigente,
ovvero da quella del Paese in cui e' situata la foresta,
nonche' alle soglie di conservazione adeguate a livello
locale ed ecologico per il prelievo di legno morto e la
raccolta sia effettuata in conformita' all'obbligo di
utilizzare sistemi di abbattimento che minimizzino
qualsiasi eventuale impatto negativo sulla qualita' del
suolo, compresa la compattazione del suolo, e sulle
caratteristiche della biodiversita' e sugli habitat;
5) che la raccolta mantenga o migliori la
capacita' produttiva a lungo termine delle foreste;
5-bis) che le foreste in cui e' raccolta la
biomassa forestale non provengano da terreni che presentano
gli status di cui rispettivamente al comma 7, lettere a),
b), d) ed e), al comma 8, lettera a), e al comma 9, alle
stesse condizioni di determinazione dello status dei
terreni di cui ai suddetti commi;
5-ter) che gli impianti che producono
biocarburanti, bioliquidi e combustibili da biomassa
forestale rilascino una dichiarazione di affidabilita',
corroborata da processi interni a livello dell'impresa, ai
fini degli audit effettuati a norma dell'articolo 43, commi
1 e 2, comprovante che la biomassa forestale non proviene
dai terreni di cui al numero 6) del presente comma.
b) se non vi e' evidenza rispetto a quanto previsto
alla lettera a), sono attuati sistemi di gestione a livello
di zona di approvvigionamento forestale che garantiscono:
1) la legalita' delle operazioni di raccolta;
2) la rigenerazione forestale delle superfici
oggetto di raccolta;
3) la protezione delle aree designate, ai sensi
di leggi internazionali o nazionali o dall'autorita'
competente, per scopi di protezione della natura, comprese
le zone umide, i terreni erbosi, le brughiere e le
torbiere, allo scopo di preservare la biodiversita' e
prevenire la distruzione degli habitat, a meno che non sia
dimostrato che la raccolta di tali materie prime non ha
interferito con detti scopi di protezione della natura;
4) che la raccolta sia effettuata tenendo conto
del mantenimento della qualita' del suolo e della
biodiversita' secondo principi di gestione sostenibile
delle foreste con l'obiettivo di ridurre al minimo
qualsiasi eventuale impatto negativo e in modo da evitare
la raccolta di ceppi e radici, il degrado delle foreste
primarie e antiche quali definite nel paese in cui e'
situata la foresta o la loro conversione in piantagioni
forestali e la raccolta su suoli vulnerabili; che la
raccolta sia effettuata in conformita' delle soglie massime
per i grandi tagli a raso quali definiti nel paese in cui
e' situata la foresta e a soglie di conservazione adeguate
a livello locale ed ecologico per il prelievo di legno
morto e che la raccolta sia effettuata in conformita'
dell'obbligo di utilizzare sistemi di abbattimento che
minimizzino qualsiasi eventuale impatto negativo sulla
qualita' del suolo, compresa la compattazione del suolo, e
sulle caratteristiche della biodiversita' e sugli habitat;
5) che la raccolta mantenga o migliori la
capacita' produttiva a lungo termine delle foreste.
11. A decorrere dall'adozione di appositi atti di
esecuzione della Commissione europea, i biocarburanti, i
bioliquidi e i combustibili da biomassa ottenuti da
biomassa forestale devono rispettare i seguenti criteri
relativi alla destinazione dei suoli, al cambiamento della
destinazione dei suoli e alla silvicoltura (land-use,
land-use change and forestry - LULUCF):
a) il paese o l'organizzazione regionale di
integrazione economica in cui ha avuto origine la biomassa
forestale e' parte dell'accordo di Parigi del 12 dicembre
2015 e
1) ha presentato, nell'ambito della Convenzione
quadro delle Nazioni Unite sui cambiamenti climatici, un
contributo determinato a livello nazionale (nationally
determined contribution -NDC) , relativo alle emissioni e
agli assorbimenti risultanti dall'agricoltura, dalla
silvicoltura e dall'uso del suolo, che garantisce che le
variazioni di scorte di carbonio associate alla raccolta
della biomassa sono contabilizzate in vista dell'impegno
del paese di ridurre o limitare le emissioni di gas serra,
come specificato nell'NDC; oppure
2) dispone di leggi nazionali o subnazionali, in
conformita' dell'articolo 5 dell'accordo di Parigi del 12
dicembre 2015, applicabili alla zona di raccolta, per
conservare e migliorare le scorte e i pozzi di assorbimento
di carbonio, che forniscono le prove che le emissioni
registrate relativamente al settore LULUCF non superano gli
assorbimenti;
b) se non vi e' evidenza rispetto a quanto previsto
alla lettera a) devono essere in vigore sistemi di gestione
a livello di zona di approvvigionamento forestale per
garantire che i livelli di scorte e di pozzi di
assorbimento di carbonio nella foresta siano mantenuti o
rafforzati a lungo termine.
12. L'uso di biocarburanti, bioliquidi e combustibili
da biomassa assicura una riduzione delle emissioni di gas a
effetto serra, calcolata in conformita' all'articolo 44,
pari almeno:
a) al 50 per cento per i biocarburanti, il
biometano ovvero i biogas consumati nel settore del
trasporto e i bioliquidi prodotti negli impianti in
esercizio al 5 ottobre 2015 o prima di tale data;
b) al 60 per cento per i biocarburanti, il
biometano ovvero i biogas consumati nel settore del
trasporto e i bioliquidi prodotti negli impianti entrati
esercizio dal 6 ottobre 2015 al 31 dicembre 2020;
c) al 65 per cento per i biocarburanti, il
biometano ovvero i biogas consumati nel settore del
trasporto e i bioliquidi prodotti negli impianti entrati in
esercizio dal 1° gennaio 2021;
d) all'80 per cento per l'energia elettrica, il
riscaldamento e il raffrescamento da combustibili da
biomassa usati negli impianti entrati in esercizio dopo il
20 novembre 2023.
d-bis) per la produzione di energia elettrica,
riscaldamento e raffrescamento da combustibili da biomassa,
escluso il biometano, usati negli impianti con una potenza
termica nominale totale superiore a 10 MW entrati in
funzione tra il 1° gennaio 2021 e il 20 novembre 2023:
1) al 70 per cento fino al 31 dicembre 2029;
2) all'80 per cento a decorrere dal 1° gennaio
2030;
d-ter) per la produzione di energia elettrica,
riscaldamento e raffrescamento da combustibili gassosi da
biomassa, escluso il biometano, usati negli impianti con
una potenza termica nominale totale pari o inferiore a 10
MW entrati in funzione tra il 1° gennaio 2021 e il 20
novembre 2023:
1) al 70 per cento prima che gli impianti siano
stati operativi per quindici anni;
2) almeno all'80 per cento dopo che gli impianti
siano stati operativi per quindici anni;
d-quater) per la produzione di energia elettrica,
riscaldamento e raffrescamento da combustibili da biomassa,
escluso il biometano, usati in impianti con una potenza
termica nominale totale, pari o superiore, a 10 MW entrati
in funzione prima del 1° gennaio 2021, almeno all'80 per
cento dopo che gli impianti siano stati operativi per
quindici anni, non prima del 1° gennaio 2026 e non oltre il
31 dicembre 2029;
d-quinquies) per la produzione di energia
elettrica, riscaldamento e raffrescamento da combustibili
gassosi da biomassa, escluso il biometano, usati in
impianti con una potenza termica nominale totale inferiore
a 10 MW entrati in funzione prima del 1° gennaio 2021,
almeno all'80 per cento dopo che gli impianti siano stati
operativi per quindici anni e non prima del 1° gennaio
2026;
d-sexies) per la produzione di energia elettrica,
riscaldamento e raffrescamento da biometano immesso in rete
almeno all'80 per cento.
12-bis. I requisiti di cui al comma 12, fatto salvo
quanto previsto al comma 16, si applicano a decorrere da
sei mesi dalla data di entrata in vigore della presente
disposizione per l'energia elettrica e il calore prodotti
da biogas e da biomasse solide.
13. Ai fini di cui al comma 12 del presente articolo,
un impianto e' considerato in esercizio quando sono state
avviate la produzione fisica dei biocarburanti, del
biometano ovvero dei biogas consumati nel settore del
trasporto e dei bioliquidi e la produzione fisica del
riscaldamento e del raffrescamento e dell'energia elettrica
da combustibili da biomassa.
14. Gli impianti di produzione di energia elettrica
da combustibili da biomassa che sono entrati in esercizio o
che sono stati convertiti per l'utilizzo di combustibili da
biomassa dopo il 25 dicembre 2021 concorrono al
raggiungimento degli obiettivi di cui all'articolo 3, solo
se rispettano i seguenti requisiti, la soddisfazione dei
quali non costituisce condizione per accedere a eventuali
regimi di sostegno approvati entro il 25 dicembre 2021:
a) l'energia elettrica e' prodotta in impianti con
una potenza termica nominale totale inferiore a 50 MW;
b) l'energia elettrica e' prodotta da impianti con
una potenza termica nominale totale da 50 a 100 MW che
applicano una tecnologia di cogenerazione ad alto
rendimento, oppure e' prodotta da impianti per la
produzione di sola energia elettrica che sono conformi ai
livelli netti di efficienza energetica associati alle
migliori tecniche disponibili (BAT-AEEL) cosi' come
definiti nella decisione di esecuzione (UE) 2017/1442 della
Commissione;
c) l'energia elettrica e' prodotta da impianti con
una potenza termica nominale totale superiore a 100 MW
applicando una tecnologia di cogenerazione ad alto
rendimento o da impianti che producono solo energia
elettrica e che raggiungono un'efficienza energetica netta
almeno pari al 36%;
d) l'energia elettrica e' prodotta applicando la
cattura e lo stoccaggio del CO2 da biomassa.
15. Fermo restando quanto previsto al comma 14, gli
impianti per la produzione di sola energia elettrica che
sono entrati in esercizio o che sono stati convertiti per
l'utilizzo di combustibili da biomassa dopo il 25 dicembre
2021 sono presi in considerazione ai fini dell'obiettivo di
cui all'articolo 3 solo se dalla valutazione effettuata ai
sensi dell'articolo 10, comma 7, del decreto legislativo 4
luglio 2014, n. 102, emerge che non utilizzano combustibili
fossili quale combustibile principale e non vi e' un
potenziale economicamente vantaggioso nell'applicare la
tecnologia di cogenerazione ad alto rendimento.
16. Entro centottanta giorni dalla data di entrata in
vigore della presente disposizione, con uno o piu' decreti
del Ministro dell'ambiente e della sicurezza energetica, di
concerto con il Ministro dell'agricoltura, della sovranita'
alimentare e delle foreste, sono definiti sistemi di
certificazione semplificati per gli impianti per produzione
di energia elettrica, riscaldamento e raffrescamento con
potenza termica nominale totale compresa tra 7,5 e 20 MW.
Con i medesimi decreti di cui al primo periodo si provvede
altresi' all'istituzione del sistema nazionale di
certificazione della sostenibilita', anche al fine di
tenere conto dell'evoluzione della normativa eurounitaria
in materia. Nelle more dell'adozione dei decreti di cui al
primo periodo, e comunque non oltre il 30 giugno 2027,
l'energia elettrica e il calore prodotti da combustibili
solidi da biomassa, in impianti di potenza compresa tra 7,5
e 20 MW, rilevano ai fini del raggiungimento degli
obiettivi di cui all'articolo 3 e del soddisfacimento degli
obblighi di cui all'articolo 39 e sono ammessi ai regimi di
sostegno, senza la verifica del rispetto dei requisiti di
cui ai commi da 5 a 12 del presente articolo.
17. (abrogato)
18. L'articolo 38 del decreto legislativo 3 marzo
2011, n. 28 e' abrogato dalla data di entrata in vigore del
presente decreto.
18-bis. Con riferimento alla produzione di energia
elettrica e calore da biomasse solide e gassose, le
disposizioni di cui all'articolo 43, comma 1, si applicano
secondo quanto previsto dal decreto del Ministro
dell'ambiente e della tutela del territorio e del mare 14
novembre 2019, fermo restando quanto previsto dal comma 16
del presente articolo in ordine al suo aggiornamento.
18-ter. Fino al 31 dicembre 2030, l'energia prodotta
da biocarburanti, bioliquidi e combustibili da biomassa
puo' essere presa in considerazione ai fini di cui al comma
1 se ricorrono le seguenti condizioni:
a) il sostegno e' stato concesso prima del 20
novembre 2023 in conformita' ai criteri di sostenibilita' e
di riduzione delle emissioni di gas a effetto serra di cui
all'articolo 29 della direttiva (UE) 2018/2001 del
Parlamento europeo e del Consiglio, dell'11 dicembre 2018
nella sua versione in vigore il 29 settembre 2020;
b) il sostegno e' stato concesso sotto forma di
sostegno a lungo termine per il quale e' stato stabilito un
importo fisso all'inizio del periodo di sostegno e a
condizione che sia in vigore un meccanismo di correzione
per garantire l'assenza di sovracompensazione.» |
| | Art. 21
Inserimento dell'articolo 42-bis al decreto legislativo
8 novembre 2021, n. 199
1. Dopo l'articolo 42 del decreto legislativo 8 novembre 2021, n. 199, e' inserito il seguente:
«Art. 42-bis (Criteri di riduzione delle emissioni di gas ad effetto serra per i combustibili rinnovabili di origine non biologica e per i carburanti da carbonio riciclato). - 1. L'energia da combustibili rinnovabili di origine non biologica e' conteggiata ai fini del raggiungimento degli obiettivi di cui all'articolo 3 e del soddisfacimento degli obblighi di cui all'articolo 39, a condizione che la riduzione delle emissioni di gas a effetto serra derivante dall'uso di tali combustibili sia pari ad almeno il 70 per cento del combustibile fossile di riferimento.
2. L'energia da carburanti derivanti da carbonio riciclato puo' essere contabilizzata ai fini degli obblighi di cui all'articolo 39, a condizione che la riduzione delle emissioni di gas a effetto serra derivante dall'uso di tali carburanti sia pari ad almeno il 70 per cento del carburante fossile di riferimento.
3. I commi 1 e 2 si applicano a prescindere dal fatto che i combustibili rinnovabili di origine non biologica e i carburanti da carbonio riciclato siano stati prodotti o importati nell'Unione.».
|
| | Art. 22
Modifiche all'articolo 43 del decreto legislativo
8 novembre 2021, n. 199
1. All'articolo 43 del decreto legislativo 8 novembre 2021, n. 199, sono apportate le seguenti modificazioni:
a) al comma 1:
dopo le parole: «Per garantire il rispetto di quanto previsto agli articoli», sono aggiunte le seguenti: «3,» le parole: «carburanti liquidi o gassosi» sono sostituite dalle seguenti: «combustibili rinnovabili» e la parola: «derivanti» e' soppressa;
1) dopo le parole: «sistema volontario di certificazione» sono aggiunte le seguenti: «, che dimostri che sono stati rispettati i criteri di sostenibilita' e di riduzione delle emissioni di gas a effetto serra, conformemente all'atto di esecuzione adottato a norma dell'articolo 30, paragrafo 8, della direttiva (UE) 2023/2413 del Parlamento europeo e del Consiglio, del 18 ottobre 2023»;
b) al comma 2:
1) all'alinea, la parola: «nazionale» e' soppressa;
2) alla lettera a) le parole: «, nonche' tutte le informazioni previste dal decreto che disciplina il Sistema nazionale di certificazione di cui all'articolo 42, comma 15» sono soppresse;
c) al comma 4, dopo le parole: «dell'articolo 42» sono inserite le seguenti: «e di cui ai commi 1 e 2 dell'articolo 42-bis»;
d) al comma 6, le parole: «comma 10» sono sostituite dalle seguenti: «comma 11»;
e) il comma 8 e' sostituito dal seguente:
«8. Le informazioni sull'origine geografica e sul tipo di materie prime dei biocarburanti, dei bioliquidi e dei combustibili da biomassa per fornitore di combustibile sono messe a disposizione dei consumatori in forma facilmente accessibile e di agevole consultazione sui siti internet sia dei fornitori sia del GSE, nonche' aggiornate su base annuale. Il GSE elabora le informazioni di cui al primo periodo e le trasmette al Ministero dell'ambiente e della sicurezza energetica ai fini del successivo inoltro alla Commissione europea.»;
f) dopo il comma 10 sono aggiunti i seguenti:
«10-bis. I biocarburanti, i bioliquidi e i combustibili da biomassa certificati secondo il sistema nazionale della certificazione di sostenibilita' nell'ambito del sistema di scambio delle quote di emissione inquinanti (ETS 1 e 2) hanno un fattore di emissione pari a zero. Ulteriori sistemi nazionali della certificazione di sostenibilita' di altri Stati membri per i quali e' in vigore un accordo di mutuo riconoscimento tra i relativi sistemi nazionali nonche' i sistemi volontari riconosciuti dalla Commissione Europea sono altresi' ritenuti validi per dimostrare il rispetto della sostenibilita' di cui al presente articolo, ai fini di cui al primo periodo e di cui al regolamento (UE) 2023/2405 del Parlamento europeo e del Consiglio, del 18 ottobre 2023 e al regolamento (UE) 2023/1805 del Parlamento europeo e del Consiglio del 13 settembre 2023. Nel caso di avvalimento di incentivi o maggiorazioni e' necessario che i biocarburanti ottenuti a partire dalle materie prime di cui all'allegato VIII, debbano essere prodotti in impianti situati all'interno del territorio dell'Unione europea. A tal fine nel certificato di sostenibilita' o in allegato ad esso deve essere riportato il luogo di produzione e tale informazione deve essere sottoposta a controllo da parte dei medesimi organismi di certificazione operanti con lo schema volontario responsabile della certificazione delle partite. Inoltre, i biocarburanti usati nel settore marittimo devono rispettare le medesime specifiche tecniche previste nel caso di immissione nel settore dei trasporti stradali e tale informazione e' sottoposta al medesimo controllo. Il fornitore di biocarburante operante sotto il controllo dello schema nazionale di sostenibilita', in caso di necessita' di trattenimento del certificato di sostenibilita', ha facolta' di produrre un certificato sostitutivo di conformita' alla sostenibilita' per la catena di fornitura dei biocarburanti fino alla piena operativita' della Banca dati unionale di cui all'articolo 47-bis del decreto legislativo 8 novembre 2021, n. 199.
10-ter. Fermi restando gli obblighi derivanti dal sistema EU ETS di cui alla direttiva 2003/87/CE del Parlamento europeo e del Consiglio del 13 ottobre 2003 e nel rispetto della normativa dell'Unione europea in materia di monitoraggio e rendicontazione delle emissioni, per i combustibili da biomassa derivanti da rifiuti nonche' per il combustibile solido secondario che abbia cessato la qualifica di rifiuto ai sensi del decreto del Ministro dell'ambiente e della tutela del territorio e del mare 14 febbraio 2013, n. 22, utilizzati nei forni per la produzione del clinker esclusivamente quale apporto termico al relativo processo produttivo e non destinati alla produzione di energia elettrica o termica da immettere in rete, non si applica l'obbligo di dimostrare il risparmio di emissioni di gas a effetto serra di cui all'articolo 42, comma 12, ne' la relativa verifica ai fini dell'articolo 43.».
Note all'art. 22:
- Si riporta il testo dell'articolo 43 del citato
decreto legislativo n. 199 del 2021, come modificato dal
presente decreto:
«Art. 43 (Verifica della conformita' con i criteri di
sostenibilita' e di riduzione delle emissioni di gas a
effetto serra). - 1. Per garantire il rispetto di quanto
previsto agli articoli 3, 39 e 42, e' certificata ogni
partita di biocarburanti, bioliquidi, combustibili da
biomassa, combustibili rinnovabili di origine non
biologica, carburanti da carbonio riciclato. A tal fine,
tutti gli operatori economici appartenenti alla filiera di
produzione aderiscono al Sistema nazionale di
certificazione della sostenibilita' ovvero a un sistema
volontario di certificazione, che dimostri che sono stati
rispettati i criteri di sostenibilita' e di riduzione delle
emissioni di gas a effetto serra, conformemente all'atto di
esecuzione adottato a norma dell'articolo 30, paragrafo 8,
della direttiva (UE) 2023/2413 del Parlamento europeo e del
Consiglio, del 18 ottobre 2023.
2. Il Sistema di certificazione della sostenibilita'
garantisce:
a) che tutti gli operatori economici appartenenti
alla filiera di produzione forniscano le informazioni che
concorrono alla dimostrazione del rispetto dei criteri di
sostenibilita' e del criterio delle riduzioni delle
emissioni;
b) un livello adeguato di verifica indipendente da
parte terza delle informazioni presentate per:
1) accertare che i sistemi utilizzati dagli
operatori economici siano precisi, affidabili e a prova di
frode, valutando anche la frequenza e il metodo di
campionamento usati e la solidita' dei dati;
2) verificare che i materiali non siano stati
intenzionalmente modificati o scartati in modo che la
partita o parte di essa potesse diventare un rifiuto o
residuo.
3. Nel caso delle biomasse forestali, relativamente
alla dimostrazione di quanto richiesto all'articolo 42,
commi 9, lettera a), e 10, lettera a), il livello di
verifica indipendente da parte terza deve essere garantito
a partire dal primo punto di raccolta delle stesse.
4. Al fine di dimostrare che i criteri di cui al
comma 1 lettere a) e b) dell'articolo 42 e di cui ai commi
1 e 2 dell'articolo 42-bis siano mantenuti lungo tutta la
catena di consegna dei combustibili di cui al comma 1,
dalla materia prima al prodotto finito, gli operatori
economici e i fornitori utilizzano un sistema di equilibrio
di massa che:
a) consenta che partite di materie prime, di
prodotti intermedi, di prodotti finiti con caratteristiche
diverse in termini di sostenibilita' e di riduzione delle
emissioni di gas a effetto serra siano mescolate,
all'interno di un unico luogo geografico precisamente
delimitato, come un serbatoio, un'infrastruttura, un sito
di trasmissione e distribuzione o un impianto logistico o
di trattamento, la cui responsabilita' o gestione sia
riferibile ad un unico soggetto; nel caso in cui non si
verifichi la miscelazione fisica tra due o piu' partite, la
miscelazione e' comunque ammissibile purche' le partite in
questione siano miscelabili da un punto di vista
chimico-fisico;
b) imponga che le informazioni sulle
caratteristiche di sostenibilita', sulla riduzione delle
emissioni di gas a effetto serra e sul volume delle partite
di cui alla lettera a) restino associate alla miscela;
c) preveda che la somma di tutte le partite
prelevate dalla miscela sia descritta come avente le stesse
caratteristiche di sostenibilita', nelle stesse quantita',
della somma di tutte le partite aggiunte alla miscela in un
arco di tempo predefinito;
d) includa informazioni in merito al tipo di
sostegno eventualmente erogato per la produzione della
partita;
e) consenta che partite di materie prime aventi un
diverso contenuto energetico siano mescolate a fini di
ulteriore trattamento, a condizione che il volume delle
partite sia adeguato in base al loro contenuto energetico.
5. Se una partita e' trasformata, le informazioni
sulle caratteristiche di sostenibilita' e di riduzione
delle emissioni di gas a effetto serra della partita sono
adeguate e riferite al prodotto finale conformemente alle
regole seguenti:
a) quando dal trattamento di una partita di materie
prime si ottiene un unico prodotto destinato alla
produzione dei combustibili di cui al comma 1, il volume
della partita e le relative quantita' in termini di
sostenibilita' e di riduzione di emissioni di gas a effetto
serra sono adeguati applicando un fattore di conversione
pari al rapporto tra la massa del prodotto destinato a tale
produzione e la massa delle materie prime che entrano nel
processo;
b) quando dal trattamento di una partita di materie
prime si ottengono piu' prodotti destinati alla produzione
dei combustibili di cui al comma 1, per ciascun prodotto e'
applicato un distinto fattore di conversione e utilizzato
un distinto bilancio di massa.
6. Il Ministero della transizione ecologica, anche
avvalendosi del Comitato di cui all'articolo 39, comma 11,
controlla il funzionamento degli organismi di
certificazione che effettuano verifiche indipendenti
nell'ambito di un sistema volontario. Gli organismi di
certificazione trasmettono, su richiesta del Ministero
della transizione ecologica, tutte le informazioni
pertinenti necessarie per controllare il funzionamento,
compresa la data esatta, l'ora e il luogo dei controlli.
Qualora siano accertati casi di mancata conformita', il
Ministero della transizione ecologica informa senza ritardo
il sistema volontario.
7. Ai fini del riconoscimento delle maggiorazioni del
contributo energetico previste all'articolo 39, comma 6,
gli operatori economici forniscono le informazioni che
concorrono alla dimostrazione del rispetto dei criteri di
sostenibilita' e di risparmio delle emissioni di gas a
effetto serra, rispettando i seguenti criteri:
a) aderiscono al Sistema nazionale di
certificazione di cui al comma 1;
b) nel processo di produzione del biocarburante che
matura il riconoscimento alla maggiorazione, le materie
prime e il biocarburante al termine del processo produttivo
devono essere effettivamente impiegati come carburanti;
c) non e' ammessa la miscelazione tra materie prime
finalizzate alla produzione di biocarburanti che possono
beneficiare della maggiorazione con materie prime
finalizzate alla produzione di biocarburanti che non
possono beneficiare di tale maggiorazione in tutte le fasi
della filiera di produzione di biocarburanti precedenti al
perimetro individuato dal processo di trasformazione finale
di tali materie in biocarburanti.
8. Le informazioni sull'origine geografica e sul tipo
di materie prime dei biocarburanti, dei bioliquidi e dei
combustibili da biomassa per fornitore di combustibile sono
messe a disposizione dei consumatori in forma facilmente
accessibile e di agevole consultazione sui siti internet
sia dei fornitori sia del GSE, nonche' aggiornate su base
annuale. Il GSE elabora le informazioni di cui al primo
periodo e le trasmette al Ministero dell'ambiente e della
sicurezza energetica ai fini del successivo inoltro alla
Commissione europea.
9. Le certificazioni di cui al comma 1 primo periodo,
rilasciate prima della data di entrata in vigore del
presente decreto, restano valide purche' le partite a cui
si riferiscono vengano immesse in consumo o utilizzate
entro dodici mesi dalla data di entrata in vigore del
presente decreto. Le certificazioni di cui al comma 1 primo
periodo, rilasciate prima dell'entrata in vigore del
presente decreto e successivamente all'entrata in vigore
della direttiva (UE) 2001/2018 che utilizzano i parametri
ivi contemplati, restano valide senza la predetta
limitazione temporale.
10. L'articolo 39 del decreto legislativo 3 marzo
2011, n. 28, e' abrogato dalla data di entrata in vigore
del presente decreto.
10-bis. I biocarburanti, i bioliquidi e i
combustibili da biomassa certificati secondo il sistema
nazionale della certificazione di sostenibilita'
nell'ambito del sistema di scambio delle quote di emissione
inquinanti (ETS 1 e 2) hanno un fattore di emissione pari a
zero. Ulteriori sistemi nazionali della certificazione di
sostenibilita' di altri Stati membri per i quali e' in
vigore un accordo di mutuo riconoscimento tra i relativi
sistemi nazionali nonche' i sistemi volontari riconosciuti
dalla Commissione Europea sono altresi' ritenuti validi per
dimostrare il rispetto della sostenibilita' di cui al
presente articolo, ai fini di cui al primo periodo e di cui
al regolamento (UE) 2023/2405 del Parlamento europeo e del
Consiglio, del 18 ottobre 2023 e al regolamento (UE)
2023/1805 del Parlamento europeo e del Consiglio del 13
settembre 2023. Nel caso di avvalimento di incentivi o
maggiorazioni e' necessario che i biocarburanti ottenuti a
partire dalle materie prime di cui all'allegato VIII,
debbano essere prodotti in impianti situati all'interno del
territorio dell'Unione europea. A tal fine nel certificato
di sostenibilita' o in allegato ad esso deve essere
riportato il luogo di produzione e tale informazione deve
essere sottoposta a controllo da parte dei medesimi
organismi di certificazione operanti con lo schema
volontario responsabile della certificazione delle partite.
Inoltre, i biocarburanti usati nel settore marittimo
devono rispettare le medesime specifiche tecniche previste
nel caso di immissione nel settore dei trasporti stradali e
tale informazione e' sottoposta al medesimo controllo. Il
fornitore di biocarburante operante sotto il controllo
dello schema nazionale di sostenibilita', in caso di
necessita' di trattenimento del certificato di
sostenibilita', ha facolta' di produrre un certificato
sostitutivo di conformita' alla sostenibilita' per la
catena di fornitura dei biocarburanti fino alla piena
operativita' della Banca dati unionale di cui all'articolo
47-bis del decreto legislativo 8 novembre 2021, n. 199.
10-ter. Fermi restando gli obblighi derivanti dal
sistema EU ETS di cui alla direttiva 2003/87/CE del
Parlamento europeo e del Consiglio del 13 ottobre 2003 e
nel rispetto della normativa dell'Unione europea in materia
di monitoraggio e rendicontazione delle emissioni, per i
combustibili da biomassa derivanti da rifiuti nonche' per
il combustibile solido secondario che abbia cessato la
qualifica di rifiuto ai sensi del decreto del Ministro
dell'ambiente e della tutela del territorio e del mare 14
febbraio 2013, n. 22, utilizzati nei forni per la
produzione del clinker esclusivamente quale apporto termico
al relativo processo produttivo e non destinati alla
produzione di energia elettrica o termica da immettere in
rete, non si applica l'obbligo di dimostrare il risparmio
di emissioni di gas a effetto serra di cui all'articolo 42,
comma 12, ne' la relativa verifica ai fini dell'articolo
43.» |
| | Art. 23
Inserimento dell'articolo 45-bis al decreto legislativo
8 novembre 2021, n. 199
1. Dopo l'articolo 45 del decreto legislativo 8 novembre 2021, n. 199, e' aggiunto il seguente:
«Art. 45-bis (Funzionalita' di ricarica intelligente). - 1. A partire dal 30 giugno 2026, al fine di garantire funzionalita' di ricarica intelligente e di comunicazione diretta con i sistemi di misurazione intelligenti, tutti i punti di ricarica di potenza standard, nuovi e sostituiti, non accessibili al pubblico, installati sul territorio nazionale, sono certificati ai sensi dell'allegato X alla norma tecnica CEI 021.».
|
| | Art. 24
Modifiche alla rubrica del titolo VI
del decreto legislativo 8 novembre 2021, n. 199
1. Al decreto legislativo 8 novembre 2021, la rubrica del titolo VI e' sostituita dalla seguente: «Informazione, formazione, garanzie di origine e tracciabilita'».
|
| | Art. 25
Modifiche all'articolo 46 del decreto legislativo
8 novembre 2021, n. 199
1. All'articolo 46 del decreto legislativo 8 novembre 2021, n. 199, sono apportate le seguenti modificazioni:
a) al comma 2:
1) all'alinea, le parole: «prodotto da fonti rinnovabili e» sono sostituite dalle seguenti: «prodotto da fonti rinnovabili, compresi i combustibili rinnovabili gassosi di origine non biologica. Tale quantita' standard puo' essere suddivisa in una frazione, purche' sia un multiplo di 1 Wh. La garanzia di origine»;
2) alla lettera c), dopo la parola: «produzione» sono aggiunte le seguenti: «che possono essere specificate secondo il periodo di regolazione degli sbilanciamenti per l'energia elettrica e su base oraria o sub-oraria negli altri casi»;
b) al comma 3, sono aggiunti, in fine, i seguenti periodi: «Sono altresi' previste procedure di qualifica semplificate ai fini dell'emissione delle garanzie d'origine relative alla produzione di energia da impianti di potenza inferiore a 50 kW e da impianti inseriti all'interno di configurazioni di comunita' di energia rinnovabile. Per le procedure di cui al precedente periodo e' altresi' prevista l'applicazione di corrispettivi ridotti.»;
c) al comma 6, la lettera c) e' sostituita dalla seguente:
«c) con riferimento agli impianti di produzione di biometano incentivati con meccanismi che prevedono il ritiro del biometano da parte del GSE e, conseguentemente, che il biometano prodotto non sia piu' nella disponibilita' del medesimo produttore, le garanzie di origine sono emesse e contestualmente trasferite a titolo gratuito al GSE e vengono considerate nella disponibilita' di quest'ultimo, che provvede ad assegnarle mediante procedure concorrenziali che prevedono la contestuale vendita del biometano e delle garanzie d'origine. Nel caso in cui non vi sia il ritiro da parte del GSE, le garanzie d'origine sono rilasciate al produttore che le commercializza insieme al biometano;»;
d) dopo il comma 6 e' inserito il seguente:
«6-bis. I fornitori di gas immesso in reti di gas naturale o di idrogeno, compresi i combustibili rinnovabili gassosi di origine non biologica e il biometano, assicurano ai consumatori finali la tracciabilita' della quota o della quantita' di energia prodotta da fonti rinnovabili inclusa nel proprio mix energetico, come dichiarato nelle offerte commerciali anche rispettando quanto previsto all'articolo 47-bis, comma 6. A tal fine, i fornitori utilizzano garanzie di origine, che devono corrispondere all'energia rinnovabile oggetto dell'offerta. E' fatto salvo l'utilizzo del mix energetico residuale nei casi di offerte non tracciate, nonche' nei casi previsti dai commi 5 e 6. Quando un cliente consuma gas proveniente da una rete di idrogeno o di gas naturale, compresi i combustibili rinnovabili gassosi di origine non biologica e il biometano, come dimostrato nell'offerta commerciale del fornitore, le garanzie di origine annullate devono corrispondere alle pertinenti caratteristiche della rete. A tal fine, le caratteristiche della rete devono consentire l'immissione e il prelievo del gas rinnovabile.».
Note all'art. 25:
- Si riporta il testo dell'articolo 46 del citato
decreto legislativo n. 199 del 2021, come modificato dal
presente decreto:
«Art. 46 (Garanzie di origine). - 1. La garanzia di
origine ha il solo scopo di dimostrare ai clienti finali la
quantita' di energia da fonti rinnovabili nel mix
energetico di un fornitore di energia nonche' quella
fornita ai consumatori in base a contratti di energia
prodotta da fonti rinnovabili.
2. Per le finalita' di cui al comma 1, il GSE
provvede all'emissione, alla gestione del registro, al
trasferimento e all'annullamento elettronico delle garanzie
di origine e assicura che le stesse siano precise,
affidabili, a prova di frode e conformi alla norma CEN - EN
16325. Ogni garanzia di origine corrisponde ad una
quantita' standard di 1 MWh prodotto da fonti rinnovabili,
compresi i combustibili rinnovabili gassosi di origine non
biologica. Tale quantita' standard puo' essere suddivisa in
una frazione, purche' sia un multiplo di 1 Wh. La garanzia
di origine indica almeno:
a) se riguarda:
1) l'energia elettrica;
2) il gas, incluso il biometano;
3) l'idrogeno;
4) i prodotti usati per il riscaldamento o il
raffrescamento;
b) la fonte energetica utilizzata per produrre
l'energia;
c) la data di inizio e di fine della produzione che
possono essere specificate secondo il periodo di
regolazione degli sbilanciamenti per l'energia elettrica e
su base oraria o sub-oraria negli altri casi;
d) la denominazione, l'ubicazione, il tipo e la
potenza dell'impianto di produzione;
e) se l'impianto ha beneficiato di regimi di
sostegno all'investimento e se l'unita' energetica ha
beneficiato di regimi di sostegno;
f) la data di entrata in esercizio dell'impianto;
g) la data di rilascio.
3. Per le garanzie d'origine provenienti da impianti
di potenza inferiore a 50 kW possono essere indicate
informazioni semplificate. Le garanzie di origine
contengono altresi' l'informazione rispetto all'impiego
della produzione di energia da fonti rinnovabili e, piu' in
particolare, se la stessa e' immessa in una rete, ivi
incluse le reti di teleriscaldamento, o se contestualmente
autoconsumata. Sono altresi' previste procedure di
qualifica semplificate ai fini dell'emissione delle
garanzie d'origine relative alla produzione di energia da
impianti di potenza inferiore a 50 kW e da impianti
inseriti all'interno di configurazioni di comunita' di
energia rinnovabile. Per le procedure di cui al precedente
periodo e' altresi' prevista l'applicazione di
corrispettivi ridotti.
4. Per ogni unita' di energia prodotta non puo'
essere rilasciata piu' di una garanzia di origine e la
stessa unita' di energia da fonti rinnovabili e' tenuta in
considerazione una sola volta. Le garanzie di origine sono
valide per dodici mesi dalla produzione della relativa
unita' energetica e, se non annullate, scadono al piu'
tardi decorsi diciotto mesi. In tal caso, le garanzie di
origine scadute sono conteggiate nell'ambito della
determinazione del mix energetico residuale nazionale.
5. La garanzia di origine e' rilasciata al produttore
di energia da fonti rinnovabili, ad eccezione dei casi in
cui tale produttore riceve un sostegno economico
nell'ambito di un meccanismo di incentivazione che non
tiene conto del valore di mercato della garanzia di
origine. In ogni caso la garanzia di origine e'
riconosciuta al produttore quando:
a) il sostegno economico e' concesso mediante una
procedura di gara o un sistema di titoli negoziabili; o
b) il valore di mercato delle garanzie di origine
e' preso in considerazione nella determinazione del livello
di sostegno economico nell'ambito dei meccanismi di
incentivazione.
6. In attuazione del principio di cui al comma 5:
a) nei casi in cui il produttore riceva un sostegno
economico nell'ambito di un meccanismo di incentivazione
che prevede il ritiro dell'energia elettrica da parte del
GSE e, conseguentemente, che l'energia elettrica prodotta
non sia piu' nella disponibilita' del medesimo produttore,
le garanzie di origine sono emesse e contestualmente
trasferite a titolo gratuito al GSE e vengono considerate
nella disponibilita' di quest'ultimo che provvede ad
assegnarle mediante procedure concorrenziali;
b) in relazione alle disposizioni relative
all'integrazione della produzione di biometano nella rete
del gas in attuazione delle misure previsti dal Piano
Nazionale di Ripresa e Resilienza, il GSE rilascia le
garanzie di origine al produttore, ovvero le valorizza per
suo conto nel caso in cui il produttore opti per il ritiro
onnicomprensivo del biometano immesso in rete;
c) con riferimento agli impianti di produzione di
biometano incentivati con meccanismi che prevedono il
ritiro del biometano da parte del GSE e, conseguentemente,
che il biometano prodotto non sia piu' nella disponibilita'
del medesimo produttore, le garanzie di origine sono emesse
e contestualmente trasferite a titolo gratuito al GSE e
vengono considerate nella disponibilita' di quest'ultimo,
che provvede ad assegnarle mediante procedure
concorrenziali che prevedono la contestuale vendita del
biometano e delle garanzie d'origine. Nel caso in cui non
vi sia il ritiro da parte del GSE, le garanzie d'origine
sono rilasciate al produttore che le commercializza insieme
al biometano;
d) in relazione alla produzione di energia da fonti
rinnovabili per il riscaldamento o il raffrescamento il GSE
rilascia le garanzie di origine al produttore in coerenza
con le disposizioni di cui comma 5, anche in relazione alla
produzione da fonti rinnovabili realizzata da interventi
che beneficiano dei certificati bianchi. Per gli impianti
riconosciuti come operanti in cogenerazione ad alto
rendimento che beneficiano del riconoscimento dei premi
stabiliti all'articolo 8, comma 8, del decreto del Ministro
dello sviluppo economico 6 luglio 2012, recante "Attuazione
dell'articolo 24 del decreto legislativo 3 marzo 2011, n.
28, recante incentivazione della produzione di energia
elettrica da impianti a fonti rinnovabili diversi dai
fotovoltaici", pubblicato nella Gazzetta Ufficiale n. 159
del 10 luglio 2012, le garanzie di origine sono emesse al
produttore e contestualmente trasferite a titolo gratuito
al GSE e vengono considerate nella disponibilita' di
quest'ultimo che provvede ad assegnarle mediante procedure
concorrenziali definite in analogia alle disposizioni
vigenti per il settore elettrico. Nell'ambito del
provvedimento di cui all'articolo 10 possono essere
stabilite dimensioni di impianto e condizioni per il
rilascio della garanzia di origine al produttore.
6-bis. I fornitori di gas immesso in reti di gas
naturale o di idrogeno, compresi i combustibili rinnovabili
gassosi di origine non biologica e il biometano, assicurano
ai consumatori finali la tracciabilita' della quota o della
quantita' di energia prodotta da fonti rinnovabili inclusa
nel proprio mix energetico, come dichiarato nelle offerte
commerciali anche rispettando quanto previsto all'articolo
47-bis, comma 6. A tal fine, i fornitori utilizzano
garanzie di origine, che devono corrispondere all'energia
rinnovabile oggetto dell'offerta. E' fatto salvo l'utilizzo
del mix energetico residuale nei casi di offerte non
tracciate, nonche' nei casi previsti dai commi 5 e 6.
Quando un cliente consuma gas proveniente da una rete di
idrogeno o di gas naturale, compresi i combustibili
rinnovabili gassosi di origine non biologica e il
biometano, come dimostrato nell'offerta commerciale del
fornitore, le garanzie di origine annullate devono
corrispondere alle pertinenti caratteristiche della rete. A
tal fine, le caratteristiche della rete devono consentire
l'immissione e il prelievo del gas rinnovabile.
7. I produttori possono valorizzare economicamente le
garanzie di origine all'interno della piattaforma di
scambio organizzata e gestita dal GME di cui all'articolo 5
del decreto legislativo 16 marzo 1999, n. 79.
8. In relazione alla produzione di energia elettrica
da fonti rinnovabili, la garanzia di origine puo' essere
rilasciata, su indicazione del produttore, direttamente
all'acquirente che acquista l'energia nell'ambito di
accordi di compravendita di energia elettrica da fonti
rinnovabili di lungo termine. Se l'acquirente coincide con
un consumatore finale di energia elettrica, la garanzia di
origine e' immediatamente annullata a seguito del rilascio.
9. In conformita' alle previsioni di cui ai
precedenti commi, secondo modalita' definite con decreto
del Ministro della transizione ecologica, su proposta
dell'ARERA, entro centoventi giorni dalla data di entrata
in vigore del presente decreto, sono:
a) definite le modalita' di attuazione del presente
articolo e aggiornate le modalita' di rilascio,
riconoscimento e annullamento della garanzia di origine da
fonti rinnovabili nonche' le loro modalita' di utilizzo da
parte dei fornitori di energia nell'ambito dell'energia
fornita ai consumatori in base a contratti conclusi con
riferimento al consumo di energia prodotta da fonti
rinnovabili;
b) definite modalita' per l'utilizzo dei proventi
derivanti dalla vendita, da parte del GSE, delle garanzie
di origine nella propria disponibilita', anche prevedendo
un versamento alla Cassa per i servizi energetici e
ambientali ai fini di una riduzione delle componenti
tariffarie che alimentano i rispettivi meccanismi di
incentivazione;
c) definite le modalita' con le quali e' verificata
la precisione, affidabilita' o autenticita' delle garanzie
di origine rilasciate da altri Stati Membri, prevedendo
che, in caso di rifiuto nel riconoscimento, tale rifiuto
sia tempestivamente notificato alla Commissione europea.
10. A decorrere dalla data di entrata in vigore del
provvedimento di cui al comma 1 e' abrogato l'articolo 34
del decreto legislativo n. 28 del 2011.» |
| | Art. 26
Inserimento dell'articolo 47-bis al decreto legislativo
8 novembre 2021, n. 199
1. Dopo l'articolo 47 del decreto legislativo 8 novembre 2021, n. 199, e' inserito il seguente:
«Art. 47-bis (Banca dati dell'Unione europea di cui all'articolo 31-bis della direttiva (UE) 2018/2001 del Parlamento europeo e del Consiglio dell'11 dicembre 2018). - 1. Con uno o piu' decreti del direttore generale competente del Ministero dell'ambiente e della sicurezza energetica sono stabilite le modalita' di partecipazione obbligatoria alla banca dati dell'Unione europea di cui all'articolo 31-bis della direttiva (UE) 2018/2001 del Parlamento europeo e del Consiglio dell'11 dicembre 2018 da parte dei soggetti interessati.
2. I decreti di cui al comma 1 stabiliscono, nel rispetto delle esigenze di segretezza delle informazioni commercialmente sensibili, le modalita' di adempimento, da parte degli operatori economici interessati, all'obbligo di inserire nella banca dati di cui al medesimo comma le informazioni sulle transazioni effettuate e sulle caratteristiche di sostenibilita' dei combustibili oggetto di tali transazioni, ivi comprese le emissioni di gas a effetto serra prodotte durante il loro ciclo di vita, a partire dal loro luogo di produzione fino al momento della loro immissione sul mercato dell'Unione, specificando altresi' i dati sull'eventuale sostegno alla produzione di una specifica partita di combustibile e sul tipo di regime di sostegno. I fornitori di combustibile sono tenuti a inserire nella banca dati ogni informazione necessaria per verificare gli obiettivi di cui all'articolo 3, il soddisfacimento degli obblighi di cui ai commi 1, 1-bis e 3 e dell'articolo 39, ivi incluse quelle relative all'immissione e al prelievo di combustibili gassosi rinnovabili nella rete.
3. Il Ministero dell'ambiente e della sicurezza energetica, l'Agenzia delle dogane e dei monopoli, il GSE, il Comitato di cui all'articolo 39, comma 11, e, per le transazioni di cui al comma 4, l'ENAC, hanno accesso alla banca dati di cui al comma 1 per finalita' di monitoraggio.
4. I fornitori di carburanti per aviazione sono tenuti a inserire nella banca dati di cui al comma 1 le informazioni di cui all'articolo 10 del regolamento (UE) 2023/2405 del Parlamento europeo e del Consiglio, del 18 ottobre 2023.
5. I sistemi volontari o nazionali di cui all'articolo 43, comma 2, possono utilizzare sistemi di dati di terzi come intermediari per la raccolta delle informazioni e dei dati di cui al comma 2, previa notifica alla Commissione europea.
6. Al fine dell'inserimento nella banca dati di cui al comma 1 delle informazioni e dei dati di cui al comma 2, il sistema interconnesso del gas e' considerato un unico sistema di equilibrio di massa ed e' integrato da un sistema di garanzie d'origine. I decreti di cui al comma 1 definiscono le modalita' mediante le quali le garanzie di origine sono immesse e annullate nella banca dati di cui al medesimo comma ai sensi e per gli effetti di cui all'articolo 31-bis, paragrafo 4, della direttiva (UE) 2018/2001 del Parlamento europeo e del Consiglio dell'11 dicembre 2018.
7. Ferme restando le competenze dell'ENAC per le informazioni e i dati relativi ai carburanti per aviazione, il Ministero dell'ambiente e della sicurezza energetica assicura:
a) l'implementazione della banca dati di cui al comma 1 da parte dei soggetti interessati;
b) la supervisione del funzionamento della banca dati di cui al comma 1;
c) il caricamento iniziale dei fornitori di combustibili nella banca dati di cui al comma 1.
8. Il GSE, in qualita' di responsabile del sistema nazionale della certificazione della sostenibilita' di cui all'articolo 43, assicura:
a) le attivita' di interfaccia con l'Unione europea inerenti alla gestione, implementazione e monitoraggio della banca dati, anche attraverso l'integrazione delle informazioni gia' detenute a livello nazionale nella banca dati dell'Unione europea;
b) il caricamento iniziale sulla banca dati dei dati identificativi degli operatori economici operanti nell'ambito del Sistema nazionale di certificazione e delle relative informazioni, nonche' dei certificati di conformita' dell'azienda;
c) la trasmissione al Ministero dell'ambiente e della sicurezza energetica, con cadenza annuale, dell'elenco dei fornitori di combustibili registrati nell'ambito delle banche dati in proprio possesso, al fine del caricamento nella banca dati di cui al comma 1;
d) la pubblicazione periodica dell'andamento del mercato dei biocarburanti immessi in consumo importati ed esportati, sulla base delle informazioni disponibili nella banca dati di cui al comma 1.
9. Entro quindici giorni dalla prima immissione in consumo, i fornitori di combustibili comunicano al Ministero dell'ambiente e della sicurezza energetica l'inizio della propria attivita', al fine di cui al comma 7, lettera c).
10. L'accuratezza e la completezza dei dati inseriti dagli operatori economici nella banca dati di cui al comma 1 sono verificati, anche a campione, dal GSE. Il GSE svolge i controlli ai sensi del primo periodo anche per il tramite degli Organismi di certificazione che operano nel quadro di sistemi volontari o nazionali. Ai fini di cui al presente comma, l'Agenzia delle dogane e dei monopoli mette a disposizione del GSE i dati in suo possesso finalizzati a individuare i fornitori di combustibili che non abbiano reso la dichiarazione di cui al comma 9, secondo le modalita' stabilite nel decreto di cui al comma 1.
11. Alla copertura degli oneri derivanti dalle attivita' spettanti al GSE ai sensi del presente articolo si provvede mediante un corrispettivo posto in capo agli operatori economici obbligati, determinato con decreto del Ministro dell'ambiente e della sicurezza energetica.».
|
| | Art. 27
Modifiche all'articolo 48, del decreto legislativo
8 novembre 2021, n. 199
1. All'articolo 48 del decreto legislativo 8 novembre 2021, n. 199, sono apportate le seguenti modificazioni:
a) al comma 1, dopo la lettera e), e' aggiunta la seguente:
«e-bis) assicurare il monitoraggio della produzione e dell'uso, nel territorio nazionale, dell'idrogeno e derivati, inclusi i combustibili rinnovabili di origine non biologica. Il sistema di monitoraggio puo' estendersi ai dati relativi all'importazione ed esportazione dell'idrogeno e relativi derivati.»;
b) al comma 3, e' aggiunto, in fine, il seguente periodo: «A tal fine, il GSE puo' predisporre archivi informatici contenenti informazioni sull'utilizzo e sul funzionamento di apparecchi e impianti.»;
c) al comma 4, dopo la lettera f) e' aggiunta, in fine, la seguente:
«f-bis) fornire un quadro:
1) delle misure e dei regimi di sostegno relativi alle rinnovabili elettriche, ivi inclusi gli accordi di compravendita di cui all'articolo 28 e le configurazioni di autoconsumo di cui agli articoli 30 e 31, che concorrono al raggiungimento degli obiettivi di diffusione dell'energia elettrica da fonti rinnovabili;
2) delle barriere che si frappongono al raggiungimento degli obiettivi di cui al numero 1), ivi incluse quelle relative ai regimi amministrativi di cui al decreto legislativo n. 190 del 2024 e all'uso efficiente della rete.»;
d) al comma 5, la parola: «un'unica» e' sostituita dalle seguenti: «e aggiorna la», e dopo le parole: «piattaforma informatica» sono inserite le seguenti: «denominata "Piattaforma di Monitoraggio del PNIEC"».
Note all'art. 27:
- Si riporta il testo dell'articolo 48 del citato
decreto legislativo n. 199 del 2021, come modificato dal
presente decreto:
«Art. 48 (Monitoraggio PNIEC, Sistema Statistico
Nazionale, Relazioni). - 1. Il GSE, tenuto conto delle
norme stabilite in ambito SISTAN e EUROSTAT, aggiorna e
integra la produzione statistica in materia di energia
nell'ambito del Sistema Statistico Nazionale, perseguendo
le seguenti finalita':
a) assicurare il monitoraggio del raggiungimento
degli obiettivi, intermedi e al 2030, in materia di quote
dei consumi finali lordi complessivi e settoriali coperti
da fonti energetiche rinnovabili, secondo i criteri di cui
al Regolamento (CE) n. 1099/2008 del Parlamento europeo e
del Consiglio, del 22 ottobre 2008 relativo alle
statistiche dell'energia, e successive modificazioni,
tenendo conto anche dei trasferimenti statistici tra Stati
membri;
b) assicurare il monitoraggio del raggiungimento
degli obiettivi, intermedi e al 2030, in materia di quote
dei consumi finali per riscaldamento e raffrescamento
coperti da fonti energetiche rinnovabili e calore di
scarto, nonche' il raggiungimento complessivo degli
obblighi in materia di incorporazione delle rinnovabili nei
trasporti;
c) assicurare che il monitoraggio di cui alla
lettera a) consenta di stimare, per ciascuna regione e
provincia autonoma, i medesimi parametri di quote dei
consumi energetici coperti da fonti energetiche
rinnovabili, garantendone uniformita' e coerenza con il
dato nazionale;
d) assicurare la produzione e l'informazione
statistica sui consumi finali di energia attraverso la loro
disaggregazione territoriale, settoriale e funzionale, in
coerenza con le linee del sistema statistico europeo, anche
al fine di monitorare i fenomeni della mobilita'
sostenibile e della poverta' energetica;
e) assicurare il monitoraggio degli interventi
oggetto d'obbligo di incorporazione di fonti di energia
rinnovabile in edifici nuovi o ristrutturati;
e-bis) assicurare il monitoraggio della produzione
e dell'uso, nel territorio nazionale, dell'idrogeno e
derivati, inclusi i combustibili rinnovabili di origine non
biologica. Il sistema di monitoraggio puo' estendersi ai
dati relativi all'importazione ed esportazione
dell'idrogeno e relativi derivati.
2. Anche ai fini dello svolgimento delle attivita' di
monitoraggio di cui al comma 1, le societa' del gruppo GSE,
ISPRA e l'Agenzia nazionale per le nuove tecnologie,
l'energia e lo sviluppo economico sostenibile (di seguito
anche: ENEA), individuano modalita' per la condivisione
delle informazioni riferibili a dati o meccanismi da essi
gestiti.
3. Su proposta del GSE, il Ministero della
transizione ecologica approva l'aggiornamento della
metodologia statistica applicata per lo svolgimento delle
attivita' di cui al comma 1, assicurando continuita' con le
analoghe metodologie approvate con il decreto del Ministro
dello sviluppo economico 14 gennaio 2012, pubblicato nella
Gazzetta Ufficiale della Repubblica italiana n. 37 del 14
febbraio 2012, e con il decreto del Ministro dello sviluppo
economico e delle infrastrutture e dei trasporti 11 maggio
2015, pubblicato nella Gazzetta Ufficiale della Repubblica
italiana n. 162 del 15 luglio 2015. A tal fine, il GSE puo'
predisporre archivi informatici contenenti informazioni
sull'utilizzo e sul funzionamento di apparecchi e impianti.
4. Il GSE aggiorna e potenzia il sistema nazionale di
monitoraggio, anche attraverso interfacce informatiche, al
fine di:
a) monitorare gli impianti a fonti rinnovabili
realizzati sul territorio e i progetti di investimento che
hanno richiesto l'autorizzazione, nonche' i tempi dei
procedimenti;
b) monitorare gli investimenti, le ricadute
industriali, economiche, sociali, occupazionali, dello
sviluppo del sistema energetico secondo una logica di
progressiva decarbonizzazione;
c) rilevare i costi attuali delle tecnologie e i
costi di produzione dei vettori energetici, da condividere
con RSE, ENEA ed ISPRA per le rispettive attivita' di
ricerca e scenariali;
d) valutare con continuita' i costi, l'efficacia,
l'efficienza delle misure di sostegno e il loro impatto sui
consumatori, confrontato con quello di altri Paesi europei;
e) stimare i risultati connessi alla diffusione
delle fonti rinnovabili e dell'efficienza energetica in
termini di valutazione delle emissioni evitate di gas a
effetto serra e fornire elementi di input per il piano di
monitoraggio ambientale del PNIEC e per gli adempimenti in
capo a ISPRA;
f) elaborare le informazioni necessarie per la
predisposizione delle relazioni periodiche di monitoraggio,
ivi incluse quelle rientranti nel campo di applicazione del
regolamento (UE) 2018/1999.
f-bis) fornire un quadro:
1) delle misure e dei regimi di sostegno relativi
alle rinnovabili elettriche, ivi inclusi gli accordi di
compravendita di cui all'articolo 28 e le configurazioni di
autoconsumo di cui agli articoli 30 e 31, che concorrono al
raggiungimento degli obiettivi di diffusione dell'energia
elettrica da fonti rinnovabili;
2) delle barriere che si frappongono al
raggiungimento degli obiettivi di cui al numero 1), ivi
incluse quelle relative ai regimi amministrativi di cui al
decreto legislativo n. 190 del 2024 e all'uso efficiente
della rete.
5. Per le finalita' di cui ai punti precedenti il GSE
realizza e aggiorna la piattaforma informatica denominata
"Piattaforma di Monitoraggio del PNIEC" in cui confluiscono
i dati di monitoraggio di cui ai precedenti commi, nonche'
i dati necessari per attuare quanto disposto all'articolo
21.
6. Per il monitoraggio del raggiungimento degli
obiettivi del PNIEC di riduzione dei consumi e di
miglioramento dell'efficienza energetica dei settori
industriali e terziario, l'ISTAT effettua negli anni 2023 e
2028 una rilevazione statistica campionaria dei consumi
energetici finali delle diverse fonti energetiche nei
settori di utilizzo industriali e terziario, in coerenza al
regolamento (CE) n. 1099/2008 del Parlamento europeo e del
Consiglio, del 22 ottobre 2008 relativo alle statistiche
dell'energia, assicurandone la rappresentativita'
statistica a livello regionale ed utilizzando anche i dati
disponibili nel Sistema Informativo Integrato in accordo
con Acquirente Unico S.p.A..
7. Al fine di migliorare la qualita' delle
statistiche di base necessarie alla elaborazione del
bilancio energetico nazionale, a partire dal 2022 ed entro
il 30 aprile di ciascun anno, Acquirente Unico S.p.A.,
sulla base dei dati disponibili nel Sistema Informativo
Integrato (SII) di cui all'articolo 1-bis del decreto legge
8 luglio 2010, n. 105, convertito, con modificazioni, dalla
legge 13 agosto 2010, n. 129, fornisce al Ministero della
transizione ecologica i consumi annuali di energia
elettrica e gas naturale relativi all'anno precedente per
ciascuna tipologia di cliente e codice ATECO, nonche' le
informazioni rilevanti ai fini dell'attivita' di governo
che si rendano di volta in volta necessari. Acquirente
Unico S.p.A. pubblica, sul proprio sito internet, dati
aggregati di consumo di gas ed elettricita' di interesse
generale, nel rispetto dei principi di riservatezza
statistica disciplinati dal Sistema Statistico Nazionale,
con modalita' e tempistiche definite in accordo con ARERA.
8. Al fine di fornire strumenti di analisi predittiva
sul grado di raggiungimento prospettico degli obiettivi di
cui al presente decreto legislativo, RSE elabora e aggiorna
con continuita' scenari tendenziali e con politiche di
sviluppo del sistema energetico nazionale, coordinandone i
risultati con le evidenze risultanti dall'attivita' svolta
dal GSE ai sensi del comma 1. Gli esiti dell'attivita' sono
periodicamente trasmessi al Ministero della transizione
ecologica e al GSE anche ai fini della redazione delle
relazioni di cui al comma 4, lettera f).
9. Anche sulla base dell'attivita' di cui al comma 8,
il GSE elabora con continuita' scenari di lungo termine sul
fabbisogno di incentivazione degli impianti a fonti
rinnovabili, con particolare riguardo alla componente degli
oneri generali afferenti al sistema elettrico di cui
all'articolo 3, comma 11 del decreto legislativo 16 marzo
1999, n. 79, destinata al sostegno delle rinnovabili. I
predetti scenari sono resi disponibili sul sito web del GSE
e sulla piattaforma di cui al comma 5.
10. A decorrere dalla data di entrata in vigore del
presente decreto, l'articolo 40 del decreto legislativo 3
marzo 2011, n. 28, e' abrogato.» |
| | Art. 28
Modifiche all'allegato I del decreto legislativo
8 novembre 2021, n. 199
1. All'allegato I del decreto legislativo 8 novembre 2021, n. 199, sono apportate le seguenti modificazioni:
a) al paragrafo 1.:
1) la rubrica e' sostituita dalla seguente: «Sezione A. Calcolo della quota di energia da fonti rinnovabili»;
2) al punto 1., il periodo «per il calcolo della quota di energia da fonti rinnovabili sul consumo finale lordo, il gas, l'energia elettrica e l'idrogeno prodotti da fonti rinnovabili sono presi in considerazione una sola volta.» e' sostituito dal seguente: «Con riguardo alle lettere a), b) o c), per il calcolo della quota di energia da fonti rinnovabili sul consumo finale lordo, il gas e l'energia elettrica da fonti rinnovabili sono presi in considerazione una sola volta.»;
3) dopo il punto 1., sono aggiunti i seguenti:
«1-bis. L'energia prodotta a partire da combustibili rinnovabili di origine non biologica e' contabilizzata nel settore energia elettrica, riscaldamento e raffrescamento o trasporti in cui e' consumata.
1-ter. Fatto salvo quanto previsto al punto 6., ai fini della quota di energia da fonti rinnovabili sul consumo finale lordo, sono conteggiati i combustibili rinnovabili di origine non biologica consumati nel territorio nazionale. Nel caso di specifici accordi di cooperazione, il calcolo di cui al primo periodo, puo' esser adeguato conteggiando i consumi dei combustibili rinnovabili di origine non biologica nello Stato membro in cui sono prodotti. Al fine di controllare che gli stessi combustibili rinnovabili di origine non biologica non siano conteggiati sia nello Stato membro in cui sono prodotti, sia nello Stato membro in cui sono consumati, e al fine di registrare il quantitativo conteggiato, il Ministero dell'ambiente e della sicurezza energetica notifica alla Commissione ogni eventuale accordo di cooperazione siffatto tra l'Italia e altri Stati membri. Tale accordo di cooperazione include il quantitativo di combustibili rinnovabili di origine non biologica da conteggiare in totale e per ciascuno Stato membro, nonche' il periodo in cui l'accordo di cooperazione e' in vigore.»;
4) al punto 3., la parola: «comma» e' sostituita con la seguente: «punto», le parole: «del presente paragrafo» sono sostituite dalle seguenti: «della presente sezione», dopo le parole: «e da comunita' di energia rinnovabile» sono aggiunte le seguenti: «e l'energia elettrica da combustibili rinnovabili di origine non biologica», e dopo le parole: «pompata a monte» sono aggiunte le seguenti: «e dell'energia elettrica utilizzata per produrre combustibili rinnovabili di origine non biologica»;
5) al punto 5., le parole: «al paragrafo 3», sono sostituite dalle seguenti: «alla sezione G.»;
6) al punto 6., la parola: «comma» e' sostituita con la seguente: «punto» e le parole: «del presente paragrafo» sono sostituite dalle seguenti: «della presente sezione»;
7) al punto 8., la parola: «comma» e' sostituita con la seguente: «punto» e le parole: «del presente paragrafo» sono sostituite dalle seguenti: «della presente sezione»;
8) al punto 9., la parola: «comma» e' sostituita con la seguente: «punto» e le parole: «del presente paragrafo» sono sostituite dalle seguenti: «della presente sezione»;
9) al punto 10., la parola: «comma» e' sostituita con la seguente: «punto», le parole: «del presente paragrafo», sono sostituite dalle seguenti: «dalla presente sezione», alla lettera a) le parole: «combustibili da biomassa» sono sostituite con la parola: «biogas», le parole: «liquidi gassosi da fonti» sono soppresse, le parole da «Tuttavia» fino a «a partire da fonti rinnovabili» sono sostituite dalle seguenti: «Ai fini del calcolo sono inclusi anche i combustibili rinnovabili forniti ai bunkeraggi marittimi internazionali»;
10) al punto 12., la parola: «comma» e' sostituita con la seguente: «punto»;
11) al punto 15., la parola: «comma» e' sostituita con la seguente: «punto»;
b) al paragrafo 2.:
1) la rubrica e' sostituita dalla seguente: «Sezione B. Calcolo della quota di energia da fonti rinnovabili nel settore del riscaldamento e del raffrescamento»;
2) al punto 1., dopo la parola: «2020» sono inserite le seguenti: «espresso in termini di quota nazionale di consumo finale lordo di energia», le parole: «al paragrafo 1» sono sostituite da «alla sezione A», la parola: «comma» e' sostituita dalla seguente: «punto», e le parole: «del presente paragrafo» sono sostituite dalle seguenti: «della presente sezione»;
3) il punto 2. e' sostituito dal seguente: «2. Ai fini del punto 1. della presente sezione, e' possibile:
a) conteggiare il calore e il freddo di scarto ai fini degli aumenti medi annui di cui all'articolo 3, comma 2, fino a un limite di 0,4 punti percentuali. L'aumento medio annuo, di cui all'articolo 3 comma 2, cresce della meta' dei punti percentuali di calore e freddo di scarto conteggiati fino a un limite superiore di 1,0 punto percentuale per il periodo dal 2021 al 2025 e di 1,3 punti percentuali per il periodo dal 2026 al 2030.
b) conteggiare l'energia elettrica da fonti rinnovabili utilizzata nel riscaldamento e raffrescamento ai fini dell'aumento medio annuo di cui all'articolo 3, comma 2, fino a un limite di 0,4 punti percentuali, a condizione che l'efficienza dell'unita' di generazione di calore e di freddo sia superiore al 100 %. L'aumento medio annuo cresce della meta' dei punti percentuali di energia elettrica da fonti rinnovabili fino a un limite superiore di 1,0 punto percentuale per il periodo dal 2021 al 2025 e di 1,3 punti percentuali per il periodo dal 2026 al 2030. Per il calcolo della quota di energia elettrica da fonti rinnovabili utilizzata nel riscaldamento e nel raffrescamento si utilizza la quota media di energia elettrica da fonti rinnovabili fornita nel loro territorio nei due anni precedenti.»;
c) dopo la Sezione B. sono aggiunte le seguenti:
«Sezione C. Calcolo della capacita' installata da fonti rinnovabili innovative
1. Le tecnologie innovative da conteggiare ai fini dell'obiettivo di cui all'articolo 3, comma 2-quater, includono: eolico off shore a fondazioni galleggianti, fotovoltaico galleggiante, fotovoltaico ad alta efficienza, idrogeno verde e celle a combustibili, il solare termodinamico, le energie marine e la geotermia avanzata.
Sezione D. Calcolo dell'obiettivo di energia rinnovabile nel consumo finale di energia negli edifici
1. Ai fini del calcolo della quota indicativa di cui all'articolo 3, comma 2-bis, sono conteggiate:
a) l'energia rinnovabile prodotta negli edifici e nelle loro vicinanze;
b) l'energia rinnovabile prelevata dalla rete;
c) il calore e il freddo di scarto, entro il limite massimo del 20% della suddetta quota. Qualora si proceda in tal senso, la quota nazionale indicativa e' aumentata di una misura pari alla meta' della percentuale di calore e freddo di scarto conteggiata ai fini di tale quota.
Sezione E. Calcolo dell'aumento della quota di fonti rinnovabili sul totale delle fonti energetiche usate a scopi finali energetici e non energetici nel settore dell'industria
1. Nel calcolo degli aumenti medi annui previsti all'articolo 3, comma 2-ter, puo' essere incluso il contributo derivante dal recupero di calore e freddo di scarto, fino a un massimo di 0,4 punti percentuali. Tale computo e' ammesso esclusivamente quando il recupero avviene tramite sistemi di teleriscaldamento e teleraffrescamento efficienti, escludendo le reti destinate all'approvvigionamento di un singolo edificio, quelle in cui l'energia termica e' integralmente consumata in loco, e quelle in cui l'energia termica non e' oggetto di vendita. Qualora si proceda in tal senso, l'aumento medio annuo, di cui all'articolo 3, comma 2-ter, e' incrementato di un valore pari alla meta' dei punti percentuali attribuibili al calore e al freddo di scarto conteggiati.;
d) al paragrafo 3. la rubrica e' sostituita dalla seguente: «Sezione F. Formula di normalizzazione per il computo dell'elettricita' da energia idraulica e da energia eolica»;
e) al paragrafo 4. la rubrica e' sostituita dalla seguente: «Sezione G. Computo dell'energia prodotta dalle pompe di calore».
f) dopo la Sezione G e' aggiunta la seguente:
«Sezione H. Calcolo della percentuale dei combustibili rinnovabili di origine non biologica usati a scopi finali energetici e non energetici rispetto all'idrogeno usato per scopi finali energetici e non energetici nell'industria.
1. Per il calcolo delle percentuali di cui all'articolo 11-bis, comma 1, si applicano le disposizioni seguenti:
a) per il calcolo del denominatore, si prende in considerazione il contenuto energetico dell'idrogeno per scopi finali energetici e non energetici, escluso:
i) l'idrogeno usato come prodotto intermedio per la produzione di carburanti convenzionali per il trasporto e biocarburanti;
ii) l'idrogeno prodotto dalla decarbonizzazione di gas industriale residuo e utilizzato per sostituire il gas specifico da cui e' prodotto;
iii) l'idrogeno ottenuto come sottoprodotto o derivato da sottoprodotti negli impianti industriali;
b) per il calcolo del numeratore, si prende in considerazione il contenuto energetico dei combustibili rinnovabili di origine non biologica consumati nel settore dell'industria per scopi finali energetici e non energetici, escluso il combustibile rinnovabile di origine non biologica usato come prodotto intermedio per la produzione di carburanti convenzionali per il trasporto e di biocarburanti;
c) per il calcolo del numeratore e del denominatore sono utilizzati i valori relativi al contenuto energetico dei carburanti di cui all'allegato V.
Per il calcolo del contenuto energetico dei carburanti non inclusi nell'allegato V, si applicano le pertinenti norme europee per calcolare il potere calorifico dei carburanti, oppure se non sono state adottate norme europee a tal fine, essi si avvalgono delle pertinenti norme ISO.»;
Note all'art. 28:
- Si riporta il testo dell'Allegato I del citato
decreto legislativo n. 199 del 2021, come modificato dal
presente decreto:
«ALLEGATO I
Sezione A. Calcolo della quota di energia da fonti
rinnovabili
1. Calcolo della quota di energia da fonti
rinnovabili
1. Ai fini del raggiungimento dell'obiettivo di cui
all'articolo 3, comma 1, il consumo finale lordo di energia
da fonti rinnovabili e' calcolato come la somma:
a) del consumo finale lordo di elettricita' da
fonti energetiche rinnovabili;
b) del consumo finale lordo di energia da fonti
rinnovabili per il riscaldamento e il raffreddamento;
c) del consumo finale di energia da fonti
energetiche rinnovabili nei trasporti.
Con riguardo alle lettere a), b) o c), per il calcolo
della quota di energia da fonti rinnovabili sul consumo
finale lordo, il gas e l'energia elettrica da fonti
rinnovabili sono presi in considerazione una sola volta.
1-bis. L'energia prodotta a partire da combustibili
rinnovabili di origine non biologica e' contabilizzata nel
settore energia elettrica, riscaldamento e raffrescamento o
trasporti in cui e' consumata.
1-ter. Fatto salvo quanto previsto al punto 6., ai
fini della quota di energia da fonti rinnovabili sul
consumo finale lordo, sono conteggiati i combustibili
rinnovabili di origine non biologica consumati nel
territorio nazionale. Nel caso di specifici accordi di
cooperazione, il calcolo di cui al primo periodo, puo'
esser adeguato conteggiando i consumi dei combustibili
rinnovabili di origine non biologica nello Stato membro in
cui sono prodotti. Al fine di controllare che gli stessi
combustibili rinnovabili di origine non biologica non siano
conteggiati sia nello Stato membro in cui sono prodotti,
sia nello Stato membro in cui sono consumati, e al fine di
registrare il quantitativo conteggiato, il Ministero
dell'ambiente e della sicurezza energetica notifica alla
Commissione ogni eventuale accordo di cooperazione siffatto
tra l'Italia e altri Stati membri. Tale accordo di
cooperazione include il quantitativo di combustibili
rinnovabili di origine non biologica da conteggiare in
totale e per ciascuno Stato membro, nonche' il periodo in
cui l'accordo di cooperazione e' in vigore.
2. Non sono presi in considerazione i biocarburanti,
i bioliquidi e i combustibili da biomassa che non
soddisfino i criteri di sostenibilita' e di riduzione delle
emissioni di gas a effetto serra, con le modalita', i
limiti e le decorrenze fissate dal presente decreto.
3. Ai fini del punto 1, lettera a) della presente
sezione, il consumo finale lordo di elettricita' da fonti
energetiche rinnovabili e' calcolato come quantita' di
elettricita' prodotta a livello nazionale da fonti
energetiche rinnovabili, compresa l'energia elettrica
prodotta da autoconsumatori di energia rinnovabile e da
comunita' di energia rinnovabile e l'energia elettrica da
combustibili rinnovabili di origine non biologica, al netto
della produzione di energia elettrica in centrali di
pompaggio con il ricorso all'acqua precedentemente pompata
a monte e dell'energia elettrica utilizzata per produrre
combustibili rinnovabili di origine non biologica.
4. Negli impianti multicombustibile (centrali ibride)
che utilizzano fonti rinnovabili e convenzionali, si tiene
conto unicamente della parte di elettricita' prodotta da
fonti rinnovabili. Ai fini del calcolo, il contributo di
ogni fonte di energia e' calcolato sulla base del suo
contenuto energetico.
5. L'elettricita' da energia idraulica ed energia
eolica e' presa in considerazione conformemente alla
formula di normalizzazione definita alla sezione G.
6. Ai fini del punto 1, lettera b), della presente
sezione, il consumo finale lordo di energia da fonti
rinnovabili per il riscaldamento e il raffreddamento e'
calcolato come quantita' di teleriscaldamento e
teleraffrescamento prodotti a livello nazionale da fonti
rinnovabili piu' il consumo di altre energie da fonti
rinnovabili nell'industria, nelle famiglie, nei servizi, in
agricoltura, in silvicoltura e nella pesca per il
riscaldamento, il raffreddamento e i processi di
lavorazione.
7. Negli impianti multicombustibile che utilizzano
fonti rinnovabili e convenzionali, si tiene conto
unicamente della parte di calore e di freddo prodotta a
partire da fonti rinnovabili. Ai fini del calcolo, il
contributo di ogni fonte di energia e' calcolato sulla base
del suo contenuto energetico.
8. Si tiene conto dell'energia dell'ambiente e
geotermica utilizzata per il riscaldamento e il
raffrescamento mediante pompe di calore e sistemi di
teleraffrescamento ai fini del punto 1, lettera b) della
presente sezione, a condizione che l'energia finale fornita
ecceda in maniera significativa l'apporto energetico
primario necessario per far funzionare le pompe di calore.
La quantita' di calore o di freddo da considerare quale
energia da fonti rinnovabili ai fini del presente decreto
e' calcolata secondo la metodologia indicata di cui al
paragrafo 4 e tiene conto dell'uso di energia in tutti i
settori di utilizzo finale. Tale metodologia e' aggiornata
per tenere conto degli atti delegati emanati dalla
Commissione europea ai sensi dell'articolo 7, comma 3,
quinto capoverso della direttiva (UE) 2018/2001.
9. Ai fini del punto 1, lettera b), della presente
sezione non si tiene conto dell'energia termica generata da
sistemi energetici passivi, che consentono di diminuire il
consumo di energia in modo passivo tramite la progettazione
degli edifici o il calore generato da energia prodotta da
fonti non rinnovabili.
10. Ai fini del punto 1, lettera c), della presente
sezione si applicano i requisiti seguenti:
a) il consumo finale di energia da fonti
rinnovabili nel settore dei trasporti e' calcolato come la
somma di tutti i biocarburanti, biogas e combustibili
rinnovabili di origine non biologica per il trasporto
utilizzati nel settore dei trasporti.
Ai fini del calcolo sono inclusi anche i combustibili
rinnovabili forniti ai bunkeraggi marittimi internazionali;
b) per il calcolo del consumo finale di energia nel
settore dei trasporti sono utilizzati i valori relativi al
contenuto energetico dei carburanti per il trasporto di cui
all'Allegato V. Per determinare il contenuto energetico dei
carburanti per il trasporto non inclusi nell'Allegato V, si
applicano le pertinenti norme dell'Organizzazione europea
di normazione (European Standards Organisation - ESO) per
determinare il potere calorifico dei carburanti. Se non
sono state adottate norme ESO a tal fine, gli Stati membri
si avvalgono delle pertinenti norme dell'Organizzazione
internazionale per la standardizzazione (International
Organisation for Standardisation - ISO).
11. La quota di energia da fonti rinnovabili e'
calcolata dividendo il consumo finale lordo di energia da
fonti energetiche rinnovabili per il consumo finale lordo
di energia da tutte le fonti energetiche, espressa in
percentuale.
12. La somma di cui al punto 1 e' adeguata in
considerazione dell'eventuale ricorso a trasferimenti
statistici, a progetti comuni con altri Stati membri, a
progetti comuni con Paesi terzi oppure a regimi di sostegno
comuni.
a) In caso di trasferimento statistico o progetto
comune tra Stati membri, la quantita' trasferita:
i. a uno Stato membro, e' dedotta dalla quantita'
di energia rinnovabile presa in considerazione ai fini del
raggiungimento dell'obiettivo di cui all'articolo 3;
ii. da uno Stato membro, e' aggiunta alla
quantita' di energia rinnovabile presa in considerazione ai
fini del raggiungimento dell'obiettivo di cui all'articolo
3.
b) In caso di progetto comune con Paesi terzi,
l'energia elettrica importata e' aggiunta alla quantita' di
energia rinnovabile presa in considerazione ai fini del
raggiungimento dell'obiettivo di cui all'articolo 3, comma
1.
c) In caso di un regime di sostegno comune tra
Stati membri, l'energia prodotta viene ridistribuita tra
gli Stati membri interessati in conformita' della norma di
distribuzione, notificata alla Commissione entro tre mesi
dalla fine del primo anno in cui prende effetto.
13. Nel calcolo del consumo finale lordo di energia
nell'ambito della valutazione del conseguimento degli
obiettivi e della traiettoria indicativa, la quantita' di
energia consumata nel settore dell'aviazione e'
considerata, come quota del consumo finale lordo di
energia, non superiore al 6,18%.
14. La metodologia e le definizioni utilizzate per il
calcolo della quota di energia prodotta da fonti
rinnovabili sono quelle fissate dal regolamento (CE) n.
1099/2008 del Parlamento europeo e del Consiglio, del 22
ottobre 2008, relativo alle statistiche dell'energia e
successive modificazioni. Deve essere garantita la coerenza
tra le informazioni statistiche utilizzate per il calcolo
di tale quota e le informazioni statistiche trasmesse alla
Commissione ai sensi di tale regolamento.
15. Ai fini del calcolo di cui al punto 1, la quota
di biocarburanti e bioliquidi, nonche' di carburanti da
biomassa consumati nei trasporti, se prodotti a partire da
colture alimentari o foraggere, non supera piu' di un punto
percentuale la quota di tali carburanti nel consumo finale
lordo di energia nei settori del trasporto stradale e
ferroviario del 2020, con un valore massimo del 7 %.
Sezione B. Calcolo della quota di energia da fonti
rinnovabili nel settore del riscaldamento e del
raffrescamento.
1. Ai fini del raggiungimento dell'obiettivo di cui
all'articolo 3, comma 2, partendo dalla quota di energia
rinnovabile destinata al riscaldamento e al raffrescamento
nel 2020 espresso in termini di quota nazionale di consumo
finale lordo di energia, si applicano i criteri di calcolo
descritti alla sezione A, fatto salvo quanto previsto dal
punto 2 della presente sezione.
2. Ai fini del punto 1. della presente sezione, e'
possibile:
a) conteggiare il calore e il freddo di scarto ai
fini degli aumenti medi annui di cui all'articolo 3, comma
2, fino a un limite di 0,4 punti percentuali. L'aumento
medio annuo, di cui all'articolo 3 comma 2, cresce della
meta' dei punti percentuali di calore e freddo di scarto
conteggiati fino a un limite superiore di 1,0 punto
percentuale per il periodo dal 2021 al 2025 e di 1,3 punti
percentuali per il periodo dal 2026 al 2030.
b) conteggiare l'energia elettrica da fonti
rinnovabili utilizzata nel riscaldamento e raffrescamento
ai fini dell'aumento medio annuo di cui all'articolo 3,
comma 2, fino a un limite di 0,4 punti percentuali, a
condizione che l'efficienza dell'unita' di generazione di
calore e di freddo sia superiore al 100 %. L'aumento medio
annuo cresce della meta' dei punti percentuali di energia
elettrica da fonti rinnovabili fino a un limite superiore
di 1,0 punto percentuale per il periodo dal 2021 al 2025 e
di 1,3 punti percentuali per il periodo dal 2026 al 2030.
Per il calcolo della quota di energia elettrica da fonti
rinnovabili utilizzata nel riscaldamento e nel
raffrescamento si utilizza la quota media di energia
elettrica da fonti rinnovabili fornita nel loro territorio
nei due anni precedenti.
Sezione C. Calcolo della capacita' installata da
fonti rinnovabili innovative
1. Le tecnologie innovative da conteggiare ai fini
dell'obiettivo di cui all'articolo 3, comma 2-quater,
includono: eolico off shore a fondazioni galleggianti,
fotovoltaico galleggiante, fotovoltaico ad alta efficienza,
idrogeno verde e celle a combustibili, il solare
termodinamico, le energie marine e la geotermia avanzata.
Sezione D. Calcolo dell'obiettivo di energia
rinnovabile nel consumo finale di energia negli edifici
1. Ai fini del calcolo della quota indicativa di cui
all'articolo 3, comma 2-bis, sono conteggiate:
a) l'energia rinnovabile prodotta negli edifici e
nelle loro vicinanze;
b) l'energia rinnovabile prelevata dalla rete;
c) il calore e il freddo di scarto, entro il limite
massimo del 20% della suddetta quota.
Qualora si proceda in tal senso, la quota nazionale
indicativa e' aumentata di una misura pari alla meta' della
percentuale di calore e freddo di scarto conteggiata ai
fini di tale quota.
Sezione E. Calcolo dell'aumento della quota di fonti
rinnovabili sul totale delle fonti energetiche usate a
scopi finali energetici e non energetici nel settore
dell'industria
1. Nel calcolo degli aumenti medi annui previsti
all'articolo 3, comma 2-ter, puo' essere incluso il
contributo derivante dal recupero di calore e freddo di
scarto, fino a un massimo di 0,4 punti percentuali. Tale
computo e' ammesso esclusivamente quando il recupero
avviene tramite sistemi di teleriscaldamento e
teleraffrescamento efficienti, escludendo le reti destinate
all'approvvigionamento di un singolo edificio, quelle in
cui l'energia termica e' integralmente consumata in loco, e
quelle in cui l'energia termica non e' oggetto di vendita.
Qualora si proceda in tal senso, l'aumento medio annuo, di
cui all'articolo 3, comma 2-ter, e' incrementato di un
valore pari alla meta' dei punti percentuali attribuibili
al calore e al freddo di scarto conteggiati.
Sezione F. Formula di normalizzazione per il computo
dell'elettricita' da energia idraulica e da energia eolica.
Ai fini del computo dell'elettricita' da energia
idraulica si applica la seguente formula:
Dove:
N =anno di riferimento;
Q N(norm) =elettricita' normalizzata generata da
tutte le centrali idroelettriche nazionali nell'anno N, a
fini di computo;
Qi =quantita' di elettricita', misurata in GWh,
effettivamente generata nell'anno i da tutte le centrali
idroelettriche nazionali, escludendo la produzione delle
centrali di pompaggio che utilizzano l'acqua
precedentemente pompata a monte;
Ci =potenza totale installata, al netto
dell'accumulazione per pompaggi, misurata in MW, di tutte
le centrali idroelettriche nazionali alla fine dell'anno i.
Ai fini del computo dell'elettricita' da energia
eolica on-shore si applica la seguente formula:
Dove:
N =anno di riferimento;
Q N(norm) =elettricita' normalizzata generata da
tutte le centrali eoliche nazionali on-shore nell'anno N, a
fini di computo;
Qi =quantita' di elettricita', misurata in GWh,
effettivamente generata nell'anno i da tutte le centrali
eoliche nazionali on-shore;
Cj =potenza totale installata, misurata in MW, di
tutte le centrali eoliche nazionali on-shore alla fine
dell'anno j;
n =il minor valore tra 4 e il numero di anni
precedenti l'anno N per i quali sono disponibili dati sulla
potenza e la produzione nazionale in questione.
Ai fini del computo dell'elettricita' da energia
eolica off-shore si applica la seguente formula:
Dove:
N =anno di riferimento;
Q N(norm) =elettricita' normalizzata generata da
tutte le centrali eoliche nazionali off-shore nell'anno N,
a fini di computo;
Q i =quantita' di elettricita', misurata in GWh,
effettivamente generata nell'anno i da tutte le centrali
eoliche nazionali off-shore;
Cj =potenza totale installata, misurata in MW, di
tutte le centrali eoliche nazionali off-shore alla fine
dell'anno j;
n = 4 o il numero di anni precedenti l'anno N per
i quali sono disponibili dati sulla potenza e la produzione
nazionale in questione.
Sezione G. Computo dell'energia prodotta dalle pompe
di calore.
La quantita' di energia aerotermica, geotermica o
idrotermica catturata dalle pompe di calore da considerarsi
energia da fonti rinnovabili ai fini del presente decreto
legislativo, ERES, e' calcolata in base alla formula
seguente:
ERES = Q usable * (1 - 1/SPF)
Dove:
Q usable = il calore totale stimato prodotto da
pompe di calore che rispondono ai criteri di cui al
paragrafo 1, comma 8, applicato nel seguente modo: solo le
pompe di calore per le quali SPF>1,15*1/ sara' preso in
considerazione;
SPF = il fattore di rendimento stagionale medio
stimato per tali pompe di calore;
= il rapporto tra la produzione totale lorda di
elettricita' e il consumo di energia primaria per la
produzione di energia e deve essere calcolato come media a
livello UE sulla base dei dati Eurostat.
Il fattore di rendimento medio stagionale (SPF) e' il
rapporto tra la prestazione media stagionale calore
elettriche e pari a 0,46 per pompe di calore a gas.
In assenza di aggiornamenti in merito si applicano i
parametri riportati nella Decisione 2013/114/UE dell'1°
marzo 2013.
La metodologia sopra descritta sara' integrata ed
aggiornata dagli atti delegati che la Commissione Europea
adottera' ai sensi dell'art 7, comma 3 della Direttiva (UE)
2018/2001, per stabilire una metodologia di calcolo della
quantita' di energia da fonti rinnovabili usata per il
raffrescamento e il teleraffrescamento e per modificare
l'Allegato VII della direttiva.
Sezione H. Calcolo della percentuale dei combustibili
rinnovabili di origine non biologica usati a scopi finali
energetici e non energetici rispetto all'idrogeno usato per
scopi finali energetici e non energetici nell'industria.
1. Per il calcolo delle percentuali di cui
all'articolo 11-bis, comma 1, si applicano le disposizioni
seguenti:
a) per il calcolo del denominatore, si prende in
considerazione il contenuto energetico dell'idrogeno per
scopi finali energetici e non energetici, escluso:
i) l'idrogeno usato come prodotto intermedio per
la produzione di carburanti convenzionali per il trasporto
e biocarburanti;
ii) l'idrogeno prodotto dalla decarbonizzazione
di gas industriale residuo e utilizzato per sostituire il
gas specifico da cui e' prodotto;
iii) l'idrogeno ottenuto come sottoprodotto o
derivato da sottoprodotti negli impianti industriali;
b) per il calcolo del numeratore, si prende in
considerazione il contenuto energetico dei combustibili
rinnovabili di origine non biologica consumati nel settore
dell'industria per scopi finali energetici e non
energetici, escluso il combustibile rinnovabile di origine
non biologica usato come prodotto intermedio per la
produzione di carburanti convenzionali per il trasporto e
di biocarburanti;
c) per il calcolo del numeratore e del denominatore
sono utilizzati i valori relativi al contenuto energetico
dei carburanti di cui all'allegato V.
Per il calcolo del contenuto energetico dei
carburanti non inclusi nell'allegato V, si applicano le
pertinenti norme europee per calcolare il potere calorifico
dei carburanti, oppure se non sono state adottate norme
europee a tal fine, essi si avvalgono delle pertinenti
norme ISO.» |
| | Art. 29
Modifiche all'ALLEGATO III del decreto legislativo
8 novembre 2021, n. 199
1. All'ALLEGATO III del decreto legislativo 8 novembre 2021, n. 199, sono apportate le seguenti modificazioni:
a) la rubrica e' sostituita dalla seguente: «Obblighi di integrazione delle fonti rinnovabili negli edifici»;
b) al paragrafo 1.:
1) la rubrica e' sostituita dalla seguente: «Sezione A. Campo di applicazione»;
2) il punto 1. e' sostituito dal seguente: «1. Il presente Allegato si applica agli edifici di nuova costruzione, agli edifici esistenti oggetto di ristrutturazioni importanti e agli edifici esistenti oggetto di interventi di ristrutturazione dell'impianto termico, e per i quali la richiesta del titolo edilizio e' presentata decorsi centottanta giorni dall'entrata in vigore del presente decreto.»;
c) al paragrafo 2.:
1) la rubrica e' sostituita dalla seguente: «Sezione B. Obblighi di utilizzo di impianti a fonti rinnovabili»;
2) il punto 1. e' sostituito dal seguente: «1. Gli edifici di cui alla sezione A. sono progettati e realizzati in modo da garantire, tramite il ricorso ad impianti alimentati da fonti rinnovabili, il contemporaneo rispetto:
a) nel caso di edifici di nuova costruzione, della copertura del 60% dei consumi previsti per la produzione di acqua calda sanitaria e del 60% della somma dei consumi previsti per la produzione di acqua calda sanitaria, la climatizzazione invernale e la climatizzazione estiva;
b) nel caso di edifici sottoposti a ristrutturazioni importanti di primo livello, ai sensi del decreto del Ministro dello sviluppo economico 26 giugno 2015, come modificato dal decreto del Ministro dell'ambiente e della sicurezza energetica 28 ottobre 2025, della copertura del 40% dei consumi previsti per la produzione di acqua calda sanitaria e del 40% della somma dei consumi previsti per la produzione di acqua calda sanitaria, la climatizzazione invernale e la climatizzazione estiva;
c) nel caso di edifici sottoposti a ristrutturazioni importanti di secondo livello, ai sensi del decreto del Ministro dello sviluppo economico 26 giugno 2015, come modificato dal decreto del Ministro dell'ambiente e della sicurezza energetica 28 ottobre 2025, della copertura del 15% della somma dei consumi previsti per la climatizzazione invernale e la climatizzazione estiva;
d) nel caso di edifici esistenti oggetto di interventi di ristrutturazione dell'impianto termico, ai sensi del decreto del Ministro dello sviluppo economico 26 giugno 2015, come modificato dal decreto del Ministro dell'ambiente e della sicurezza energetica 28 ottobre 2025, della copertura del 15% della somma dei consumi previsti per la climatizzazione invernale e la climatizzazione estiva.»;
3) al punto 2., dopo le parole «con effetto Joule» sono aggiunte le seguenti: «, fatta eccezione per le unita' immobiliari con classificazione energetica B o superiore»;
4) il punto 5. e' sostituito dal seguente: «5. Per gli edifici pubblici, gli obblighi percentuali di cui al punto 1. della presente sezione sono maggiorati di ulteriori cinque punti percentuali e gli obblighi di cui al punto 3. della presente sezione sono incrementati del 10%.»;
5) il punto 6. e' sostituito dal seguente: «6. A decorrere dal 1° gennaio 2026, gli obblighi di cui alla presente sezione sono rideterminati con cadenza almeno quinquennale, tenendo conto dell'evoluzione tecnologica.»;
d) al paragrafo 3. la rubrica e' sostituita dalla seguente: «Sezione C. Caratteristiche e specifiche tecniche degli impianti»;
e) al paragrafo 4.:
1) la rubrica e' sostituita dalla seguente: «Sezione D. Casi di impossibilita' tecnica o di non convenienza economica di ottemperare all'obbligo»;
2) il punto 1. e' sostituito dal seguente: «1. L'impossibilita' tecnica o la mancata convenienza economica di ottemperare agli obblighi di integrazione di cui al presente Allegato e' evidenziata dal progettista nella relazione di cui all'articolo 8, comma 1, del decreto legislativo 4 agosto 2005, n. 192, e dettagliata esaminando la non fattibilita' di tutte le diverse opzioni tecnologiche disponibili. Nei casi in cui la suddetta relazione non sia dovuta, il progettista comunica tali informazioni al Comune, secondo le modalita' da esso individuate.»;
3) al punto 2. dopo le parole: «Nei casi di cui al punto 1.,» sono inserite le seguenti: «per gli edifici nuovi o per gli edifici esistenti sottoposti a ristrutturazione importante di primo livello,»;
4) al punto 3. le parole: «(2019/21)» sono soppresse, dopo le parole: «delle prescrizioni e dei requisiti minimi degli edifici» sono inserite le seguenti: «e successive modificazioni e integrazioni», le parole: «nella tabella 7 di» sono sostituite dalla seguente: «da», e le parole: «, in corrispondenza dei parametri vigenti per gli anni 2019/2021» sono soppresse;
f) al paragrafo 5. la rubrica e' sostituita dalla seguente: «Sezione E. Modalita' di verifica».
Note all'art. 29:
- Si riporta il testo dell'Allegato III del citato
decreto legislativo n. 199 del 2021, come modificato dal
presente decreto:
«ALLEGATO III (Obblighi di integrazione delle fonti
rinnovabili negli edifici)»
1. Sezione A. Campo di applicazione
1. Il presente Allegato si applica agli edifici di
nuova costruzione, agli edifici esistenti oggetto di
ristrutturazioni importanti e agli edifici esistenti
oggetto di interventi di ristrutturazione dell'impianto
termico, e per i quali la richiesta del titolo edilizio e'
presentata decorsi centottanta giorni dall'entrata in
vigore del presente decreto.
2. Sezione B. Obblighi di utilizzo di impianti a
fonti rinnovabili
1. Gli edifici di cui alla sezione A. sono progettati
e realizzati in modo da garantire, tramite il ricorso ad
impianti alimentati da fonti rinnovabili, il contemporaneo
rispetto:
a) nel caso di edifici di nuova costruzione, della
copertura del 60% dei consumi previsti per la produzione di
acqua calda sanitaria e del 60% della somma dei consumi
previsti per la produzione di acqua calda sanitaria, la
climatizzazione invernale e la climatizzazione estiva;
b) nel caso di edifici sottoposti a
ristrutturazioni importanti di primo livello, ai sensi del
decreto del Ministro dello sviluppo economico 26 giugno
2015, come modificato dal decreto del Ministro
dell'ambiente e della sicurezza energetica 28 ottobre 2025,
della copertura del 40% dei consumi previsti per la
produzione di acqua calda sanitaria e del 40% della somma
dei consumi previsti per la produzione di acqua calda
sanitaria, la climatizzazione invernale e la
climatizzazione estiva;
c) nel caso di edifici sottoposti a
ristrutturazioni importanti di secondo livello, ai sensi
del decreto del Ministro dello sviluppo economico 26 giugno
2015, come modificato dal decreto del Ministro
dell'ambiente e della sicurezza energetica 28 ottobre 2025,
della copertura del 15% della somma dei consumi previsti
per la climatizzazione invernale e la climatizzazione
estiva;
d) nel caso di edifici esistenti oggetto di
interventi di ristrutturazione dell'impianto termico, ai
sensi del decreto del Ministro dello sviluppo economico 26
giugno 2015, come modificato dal decreto del Ministro
dell'ambiente e della sicurezza energetica 28 ottobre 2025,
della copertura del 15% della somma dei consumi previsti
per la climatizzazione invernale e la climatizzazione
estiva.
2. Gli obblighi di cui al punto 1 non possono essere
assolti tramite impianti da fonti rinnovabili che producano
esclusivamente energia elettrica la quale alimenti, a sua
volta, dispositivi per la produzione di calore con effetto
Joule, fatta eccezione per le unita' immobiliari con
classificazione energetica B o superiore.
3. La potenza elettrica degli impianti alimentati da
fonti rinnovabili che devono essere obbligatoriamente
installati sopra o all'interno dell'edificio o nelle
relative pertinenze, misurata in kW, e' calcolata secondo
la seguente formula:
Dove:
x k e' uguale a 0,025 per gli edifici esistenti e
0,05 per gli edifici di nuova costruzione; x S e' la
superficie in pianta dell'edificio al livello del terreno
ovvero la proiezione al suolo della sagoma dell'edificio,
misurata in m 2. Nel calcolo della superficie in pianta non
si tengono in considerazione le pertinenze, sulle quali
tuttavia e' consentita l'installazione degli impianti.
4. L'obbligo di cui al punto 1 non si applica qualora
l'edificio sia allacciato a una rete di teleriscaldamento
e/o teleraffrescamento efficiente, cosi' come definito
dell'articolo 2, comma 2, lettera tt) del decreto
legislativo 4 luglio 2014, n. 102, purche' il
teleriscaldamento copra l'intero fabbisogno di energia
termica per il riscaldamento e/o il teleraffrescamento
copra l'intero fabbisogno energia termica per
raffrescamento.
5. Per gli edifici pubblici, gli obblighi percentuali
di cui al punto 1. della presente sezione sono maggiorati
di ulteriori cinque punti percentuali e gli obblighi di cui
al punto 3. della presente sezione sono incrementati del
10%.
6. A decorrere dal 1° gennaio 2026, gli obblighi di
cui alla presente sezione sono rideterminati con cadenza
almeno quinquennale, tenendo conto dell'evoluzione
tecnologica.
3. Sezione C. Caratteristiche e specifiche tecniche
degli impianti
1. Il rispetto dell'obbligo di cui al presente
Allegato e' assolto dagli impianti che rispettano
irequisiti e le specifiche tecniche di cui all'Allegato II.
2. Fatti salvi i casi di alimentazione tramite le
reti di teleriscaldamento e teleraffrescamento, gli
impianti a fonti rinnovabili installati per adempiere agli
obblighi di cui al presente Allegato sono realizzati
all'interno o sugli edifici ovvero nelle loro pertinenze.
Per pertinenza si intende la superficie comprendente
l'impronta a terra dei fabbricati e un'area con essi
confinante comunque non eccedente il triplo della
superficie di impronta. Gli impianti fotovoltaici
installati a terra non concorrono al rispetto dell'obbligo.
3. Nel caso di utilizzo di pannelli solari termici o
fotovoltaici disposti su tetti a falda, i predetti
componenti devono essere aderenti o integrati nei tetti
medesimi, con la stessa inclinazione e lo stesso
orientamento della falda. Nel caso di tetti piani, la quota
massima, riferita all'asse mediano dei moduli o dei
collettori, deve risultare non superiore all'altezza minima
della balaustra perimetrale. Qualora non sia presente una
balaustra perimetrale, l'altezza massima dei moduli o dei
collettori rispetto al piano non deve superare i 30 cm.
4. Entro sessanta giorni dalla pubblicazione del
presente decreto, il Comitato Termotecnico Italiano CTI
predispone linee guida volte ad agevolare l'applicazione
del presente Allegato, contenenti esempi e calcoli
numerici.
4. Sezione D. Casi di impossibilita' tecnica o di non
convenienza economica di ottemperare all'obbligo
1. L'impossibilita' tecnica o la mancata convenienza
economica di ottemperare agli obblighi di integrazione di
cui al presente Allegato e' evidenziata dal progettista
nella relazione di cui all'articolo 8, comma 1, del decreto
legislativo 4 agosto 2005, n. 192, e dettagliata esaminando
la non fattibilita' di tutte le diverse opzioni
tecnologiche disponibili. Nei casi in cui la suddetta
relazione non sia dovuta, il progettista comunica tali
informazioni al Comune, secondo le modalita' da esso
individuate.
2. Nei casi di cui al punto 1, per gli edifici nuovi
o per gli edifici esistenti sottoposti a ristrutturazione
importante di primo livello, e' fatto obbligo di ottenere
un valore di energia primaria non rinnovabile, calcolato
per la somma dei servizi di climatizzazione invernale,
climatizzazione estiva e produzione di acqua calda
sanitaria (EP H,C,W,nren), inferiore al valore di energia
primaria non rinnovabile limite (EPH,C,W,nren,limite)
calcolato secondo quanto previsto dal punto 3 in relazione
ai servizi effettivamente presenti nell'edificio di
progetto.
3. Ai fini della determinazione del valore di
EPH,C,W,nren,limite di cui al punto 2 si determina il
valore di EP H,C,W,nren,rif,standard, per l'edificio di
riferimento secondo quanto previsto dall'Allegato 1,
Capitolo 3 del decreto del Ministro dello sviluppo
economico 26 giugno 2015 concernente applicazione delle
metodologie di calcolo delle prestazioni energetiche e
definizione delle prescrizioni e dei requisiti minimi degli
edifici e successive modificazioni e integrazioni,
dotandolo delle tecnologie e delle efficienze medie dei
sottosistemi di utilizzazione fornite da quest'ultimo e di
efficienze medie stagionali sull'utilizzo dell'energia
primaria non rinnovabile dei sottosistemi di generazione di
cui alla seguente Tabella 1 del presente Allegato.
Tabella 1 - Efficienza sull'utilizzo dell'energia
primaria non rinnovabile dei sottosistemi di generazione
Parte di provvedimento in formato grafico
5. Sezione E. Modalita' di verifica
1. Il progettista inserisce i calcoli e le verifiche
previste dal presente Allegato nella relazione di cui
all'articolo 8, comma 1 del decreto legislativo 4 agosto
2005, n. 192. Una copia della relazione suddetta e'
trasmessa al GSE ai fini del monitoraggio del conseguimento
degli obiettivi in materia di fonti rinnovabili di energia.
2. La verifica del rispetto dell'obbligo di
integrazione delle fonti rinnovabili e' effettuata dai
Comuni attraverso la relazione di cui al punto 1.
3. Fermo restando il punto 2, le dichiarazioni e i
dati riportati nella relazione di cui al punto 1 possono
essere oggetto di controlli da parte dei Comuni nonche' di
ulteriori controlli stabiliti nei provvedimenti adottati
dalle Regioni ai sensi dell'articolo 26, comma 7, del
presente decreto.» |
| | Art. 30
Modifiche all'ALLEGATO IV del decreto legislativo
8 novembre 2021, n. 199
1. All'ALLEGATO IV del decreto legislativo 8 novembre 2021, n. 199, sono apportate le seguenti modificazioni:
a) al paragrafo 1.:
1) la rubrica e' sostituita dalla seguente: «Sezione A. Requisiti minimi per gli impianti che non accedono ad incentivi»;
2) al punto 1. sono aggiunte, in fine, le seguenti parole: «e successive modifiche e integrazioni, o la normativa di riferimento europea in materia di ecodesign ove piu' stringente»;
il paragrafo 2. e' sostituito dal seguente:
«Sezione B. Requisiti minimi per gli impianti che accedono ad incentivi
1. Per interventi di installazione di generatori quali pompe di calore, impianti alimentati a biomassa, sistemi ibridi e impianti solari termici nel caso in cui l'impianto solare sia stato realizzato ai fini di una copertura parziale del fabbisogno di climatizzazione invernale, sono installate valvole termostatiche a bassa inerzia termica (o altra regolazione di tipo modulante agente sulla portata) su tutti i corpi scaldanti a esclusione:
a) dei locali in cui l'installazione di valvole termostatiche o altra regolazione di tipo modulante agente sulla portata sia dimostrata inequivocabilmente non fattibile tecnicamente nel caso specifico (cfr. decreto del Ministro dello sviluppo economico 26 giugno 2015, come modificato dal decreto del Ministro dell'ambiente e della sicurezza energetica 28 ottobre 2025 concernente le metodologie di calcolo della prestazione energetica e definizione delle prescrizioni e dei requisiti minimi degli edifici);
b) dei locali in cui e' installata una centralina di termoregolazione con dispositivi modulanti per la regolazione automatica della temperatura ambiente (cfr. decreto del Ministro dello sviluppo economico 26 giugno 2015, come modificato dal decreto del Ministro dell'ambiente e della sicurezza energetica 28 ottobre 2025 concernente le metodologie di calcolo della prestazione energetica e definizione delle prescrizioni e dei requisiti minimi degli edifici). In caso di impianti al servizio di piu' locali, e' possibile omettere l'installazione di elementi di regolazione di tipo modulante agenti sulla portata esclusivamente sui terminali di emissione situati all'interno dei locali in cui e' presente una centralina di termoregolazione, anche se questa agisce, oltre che sui terminali di quel locale, anche sui terminali di emissione installati in altri locali;
c) degli impianti di climatizzazione invernale progettati e realizzati con temperature medie del fluido termovettore inferiori a 45°C.
2. Pompe di calore
Sono ammessi interventi volti alla produzione di energia termica per la climatizzazione invernale eventualmente abbinati alla produzione di acqua calda sanitaria. Sono ammessi interventi volti, anche in parte, alla produzione di calore per processi industriali, artigianali, agricoli, per il riscaldamento di piscine o di componenti dei centri benessere.
Per le pompe di calore l'accesso agli incentivi e' consentito a condizione che tali impianti soddisfino i requisiti di seguito indicati.
2.1 Pompe di calore elettriche
Per le pompe di calore elettriche l'efficienza energetica del riscaldamento stagionale (ηs%) e lo SCOP devono essere almeno pari ai valori requisiti minimi di ecoprogettazione dei regolamenti di prodotto ecodesign, calcolati in zona climatica "average" e stabiliti in funzione del tipo di prodotto e di applicazione. La prestazione delle pompe di calore deve essere dichiarata e garantita dal costruttore sulla base di prove effettuate in conformita' alla UNI EN 14825, come previsto dalle regolamentazioni Ecodesign vigenti ed eventuali successive modifiche e integrazioni.
Parte di provvedimento in formato grafico Tabella 1- Requisiti minimi Ecodesign per pompe di calore elettriche
Parte di provvedimento in formato grafico Tabella 2- Requisiti minimi Ecodesign per pompe di calore geotermiche
2.2 Pompe di calore a gas
Per tali tipologie di impianti:
a) l'efficienza media stagionale ηs% deve essere almeno pari ai valori requisiti minimi di ecoprogettazione dei regolamenti di prodotto ecodesign, calcolati in zona climatica "average" e stabiliti in funzione del tipo di prodotto e di applicazione, secondo quanto indicato in tabella 3.
Parte di provvedimento in formato grafico
Tabella 3- Requisiti minimi Ecodesign per pompe di calore a gas
La prestazione delle pompe di calore deve essere dichiarata e garantita dal costruttore sulla base di prove effettuate in conformita' alle seguenti norme, restando fermo che al momento della prova le pompe di calore devono funzionare a pieno regime, nelle condizioni indicate nelle tabelle 1, 2 e 3 sopra riportate:
UNI EN 12309-2015: per quanto riguarda le pompe di calore a gas ad assorbimento
(valori di prova sul p.c.i.);
UNI EN 16905 per quanto riguarda le pompe di calore a gas a motore endotermico;
b) nel caso di pompe di calore a gas ad assorbimento, le emissioni in atmosfera di ossidi di azoto (NOx espressi come NO2 ), dovute al sistema di combustione, devono essere calcolati in conformita' alla vigente normativa europea e devono essere inferiori a 120 mg/kWh
(valore riferito all'energia termica prodotta);
c) nel caso di pompe di calore a gas con motore a combustione interna, le emissioni in atmosfera di ossidi di azoto (NOx espressi come NO2 ), dovute al sistema di combustione, devono essere calcolati in conformita' alla vigente normativa europea e devono essere inferiori a 240 mg/kWh (valore riferito all'energia termica prodotta).
Dovra' essere inoltre fornita adeguata dimostrazione che l'impianto realizzato provveda ad asservire le medesime utenze.
3. Generatori di calore alimentati da biomassa Sono ammessi agli incentivi:
esclusivamente i generatori di calore alimentati con biomassa in possesso della certificazione ambientale di cui al decreto del Ministro dell'ambiente e della tutela del territorio e del mare 7 novembre 2017 n. 186, ove applicabile, rilasciata da un organismo notificato, con conseguimento della classe di qualita' 5 stelle o superiore;
esclusivamente i generatori di calore alimentati con biomassa installati in sostituzione di generatori di calore a biomassa, a carbone, a olio combustibile o a gasolio per la climatizzazione invernale degli edifici, incluse le serre esistenti e i fabbricati rurali esistenti. Fatta salva la possibilita' delle Regioni di limitare l'applicazione della fattispecie nel rispetto dell'articolo 3-quinquies del decreto legislativo 3 aprile 2006, n. 152, in deroga al periodo precedente:
i. sono ammessi agli incentivi i casi di sostituzione di generatori di calore alimentati a GPL o a gas naturale, solo se i generatori alimentati con biomassa installati assicurano emissioni di particolato primario (PP 10) non superiori a 1 mg/Nm³;
ii. esclusivamente per gli interventi effettuati nelle aree non metanizzate dalle aziende agricole e dalle imprese operanti nel settore forestale, e' ammessa agli incentivi la sostituzione di generatori di calore alimentati a GPL con generatori di calore alimentati a biomassa che abbiano requisiti tali da ottenere una riduzione percentuale delle emissioni di particolato primario di almeno il 50% rispetto ai valori previsti dal DM 186/2017 per la classe 5 stelle.
interventi volti alla produzione di energia termica per la climatizzazione invernale, eventualmente abbinati alla produzione di acqua calda sanitaria, o volti, anche in parte, alla produzione di calore per processi industriali, artigianali, agricoli, per il riscaldamento di piscine o di componenti dei centri benessere o interventi di sostituzione dei generatori di calore installati presso le centrali termiche a servizio di impianti di teleriscaldamento.
E' richiesta, per tutti gli impianti a biomassa che accedono agli incentivi, almeno una manutenzione biennale obbligatoria per tutta la durata dell'incentivo, svolta da parte di soggetti che presentino i requisiti professionali previsti dall'articolo 15 del decreto legislativo 3 marzo 2011, n. 28. La manutenzione dovra' essere effettuata sul generatore di calore e sulla canna fumaria. Il soggetto che presenta richiesta di incentivo deve conservare, per tutta la durata dell'incentivo stesso, gli originali dei certificati di manutenzione. Tali certificati possono altresi' essere inseriti nei Catasti informatizzati costituiti presso le Regioni o nel libretto di impianto.
Ai fini dell'accesso agli incentivi e' richiesto, inoltre, il rispetto dei requisiti di cui alle successive lettere da a) a e) oppure, ove esistenti, i piu' restrittivi vincoli e limiti fissati da norme regionali.
a) Per le caldaie a biomassa di potenza termica nominale inferiore o uguale a 500 kWt :
i. certificazione di un organismo accreditato che attesti la conformita' alla norma UNI EN 303- 5, classe 5;
ii. rendimento termico utile non inferiore a 87% + log(Pn ) dove Pn e' la potenza nominale dell'apparecchio;
iii. obbligo di installazione di un sistema di accumulo termico dimensionato prevedendo un volume di accumulo non inferiore a 20 dm /kWt ;
iv. il pellet utilizzato deve essere certificato da un organismo di certificazione accreditato che ne certifichi la conformita' alla norma UNI EN ISO 17225-2 ivi incluso il rispetto delle condizioni previste dall'allegato X, Parte II, sezione 4, paragrafo 1, lettera d) alla parte V del decreto legislativo 3 aprile 2006, n. 152 e successive modificazioni. Nel caso delle caldaie potra' essere utilizzato solo pellet appartenente alla classe di qualita' per cui il generatore e' stato certificato, oppure pellet appartenente a classi di miglior qualita' rispetto a questa. In tutti i casi la documentazione fiscale dovra' riportare l'evidenza della classe di qualita' e il codice di identificazione rilasciato dall'Organismo di certificazione accreditato al produttore e/o distributore del pellet;
v. possono altresi' essere utilizzate altre biomasse combustibili purche' previste tra quelle indicate dall'allegato X, Parte II, sezione 4, paragrafo 1, alla parte V del decreto legislativo 3 aprile 2006, n. 152 e successive modificazioni, nonche' bricchette di legno, cippato e legna certificati da un organismo di certificazione accreditato che ne certifichi la conformita' alle norme tecniche di riferimento UNI EN 17225 3-4-5.
b) Per le caldaie a biomassa di potenza termica nominale superiore a 500 kWt e inferiore o uguale a 2.000 kWt :
i. rendimento termico utile non inferiore al 92% attestato da una dichiarazione del produttore del generatore nella quale deve essere indicato il tipo di combustibile utilizzato;
ii. emissioni in atmosfera non superiori a quanto riportato nella tabella 14, come certificate da un laboratorio accreditato secondo la norma EN ISO/IEC 17025 misurate in sede di impianto, con indicazione del biocombustibile utilizzato. Qualora il generatore risulti certificato ai sensi della norma EN 303-5, l'estratto del Test Report o il Certificato Ambientale, rilasciato dall'Organismo notificato, sostituisce la prova in opera del generatore;
iii. obbligo di presenza di un sistema di abbattimento del particolato primario, non del tipo a gravita', integrato o esterno al corpo del generatore. La configurazione di installazione deve garantire, in tutti i casi, una disponibilita' maggiore o uguale al 90%, ovvero il sistema di abbattimento deve essere attivo per piu' del 90% delle ore di funzionamento del generatore. Il responsabile dell'impianto deve conservare i dati relativi alle ore di funzionamento del sistema di abbattimento suddetto e del generatore, registrati dai sistemi di regolazione e controllo, e li mette a disposizione del GSE in caso di controllo;
iv. il pellet utilizzato deve essere certificato da un organismo di certificazione che ne certifichi la conformita' alla norma UNI EN ISO 17225-2 ivi incluso il rispetto delle condizioni previste dall'allegato X, Parte II, sezione 4, paragrafo 1, lettera d) alla parte V del decreto legislativo 3 aprile 2006, n. 152 e successive modificazioni. Nel caso delle caldaie potra' essere utilizzato solo pellet appartenente alla classe di qualita' per cui il generatore e' stato certificato, oppure pellet appartenente a classi di miglior qualita' rispetto a questa. In tutti i casi la documentazione fiscale dovra' riportare l'evidenza della classe di qualita' e il codice di identificazione rilasciato dall'Organismo di certificazione accreditato al produttore e/o distributore del pellet;
v. possono altresi' essere utilizzate altre biomasse combustibili purche' previste tra quelle indicate dall'allegato X, Parte II, sezione 4, paragrafo 1, alla parte V del decreto legislativo 3 aprile 2006, n. 152 e successive modificazioni, nonche' bricchette di legno, cippato e legna certificati da un organismo di certificazione accreditato che ne certifichi la conformita' alle norme tecniche di riferimento UNI EN 17225 3-4-5;
vi. per le caldaie automatiche prevedendo comunque un volume di accumulo, tale da garantire un'adeguata funzione di compensazione di carico, con l'obiettivo di minimizzare i cicli di accensione e spegnimento, secondo quanto indicato dal progettista. Nel caso in cui non sia tecnicamente fattibile, tali fattori limitativi dovranno essere opportunamente evidenziati nella relazione tecnica di progetto.
c) Per le stufe ed i termocamini a pellet:
i. certificazione di un organismo accreditato che attesti la conformita' alla norma UNI EN 16510: 2023, ovvero alla norma UNI EN 14785 per i test eseguiti fino al 9 novembre 2025, salvo successive proroghe, corrispondente al termine del periodo transitorio in cui e' prevista la coesistenza delle citate norme;
ii. il pellet utilizzato deve essere certificato da un organismo di certificazione che ne certifichi la conformita' alla norma UNI EN ISO 17225-2 ivi incluso il rispetto delle condizioni previste dall'allegato X, Parte II, sezione 4, paragrafo 1, lettera d) alla parte V del decreto legislativo 3 aprile 2006, n. 152 e successive modificazioni.
d) Per i termocamini a legna:
i. siano installati esclusivamente in sostituzione di camini o termocamini, sia a focolare aperto che chiuso, o stufe a legna, indipendentemente dal fluido termovettore;
ii. certificazione di un organismo accreditato che attesti la conformita' alla norma UNI EN 16510: 2023, ovvero alla norma UNI EN 13229 per i test eseguiti fino al 9 novembre 2025, salvo successive proroghe, corrispondente al termine del periodo transitorio in cui e' prevista la coesistenza delle citate norme;
iii. la legna utilizzata deve essere certificata secondo la UNI EN 17225 - 5. Possono altresi' essere utilizzate altre biomasse combustibili purche' previste tra quelle indicate dall'allegato X, Parte II, sezione 4, paragrafo 1, alla parte V del decreto legislativo 3 aprile 2006, n. 152 e successive modificazioni, nonche' bricchette di legno certificate da un organismo di certificazione accreditato che ne certifichi la conformita' alle norme tecniche di riferimento UNI EN 17225 - 3.
e) Per le stufe a legna:
i. certificazione di un organismo accreditato che attesti la conformita' alla norma UNI EN 16510: 2023, ovvero alla norma UNI EN 13240 per i test eseguiti fino al 9 novembre 2025, salvo successive proroghe, corrispondente al termine del periodo transitorio in cui e' prevista la coesistenza delle citate norme;
ii. la legna utilizzata deve essere certificata secondo la UNI EN 17225 - 5. Possono altresi' essere utilizzate altre biomasse combustibili purche' previste tra quelle indicate dall'allegato X, Parte II, sezione 4, paragrafo 1, alla parte V del decreto legislativo 3 aprile 2006, n. 152 e successive modificazioni, nonche' bricchette di legno certificate da un organismo di certificazione accreditato che ne certifichi la conformita' alle norme tecniche di riferimento UNI EN 17225.
4. Solare termico e solar cooling
Per impianti solari termici e di solar cooling, l'accesso agli incentivi e' consentito se:
a) i collettori solari sono in possesso della certificazione Solar Keymark;
b) in alternativa, per gli impianti solari termici prefabbricati del tipo factory made, la certificazione di cui al punto a) relativa al solo collettore puo' essere sostituita dalla certificazione Solar Keymark relativa al sistema;
c) i collettori solari hanno valori di producibilita' specifica, espressa in termini di energia solare annua prodotta per unita' di superficie lorda Ag, o di superficie degli specchi primari per i collettori lineari di Fresnel, e calcolata a partire dal dato contenuto nella certificazione Solar Keymark (o equivalentemente nell'attestazione rilasciata da ENEA per i collettori a concentrazione) per una temperatura media di funzionamento di 50°C, superiori ai seguenti valori minimi:
nel caso di collettori piani: maggiore di 300 kWht /m² anno, con riferimento alla localita' Würzburg;
nel caso di collettori sottovuoto e collettori a tubi evacuati: maggiore di 400 kWht /m² anno, con riferimento alla localita' Würzburg;
nel caso di collettori a concentrazione: maggiore di 550 kWht /m² anno, con riferimento alla localita' Atene;
d) per gli impianti solari termici prefabbricati per i quali e' applicabile solamente la UNI EN 12976, la producibilita' specifica, in termini di energia solare annua prodotta Ql per unita' di superficie di apertura Aa , misurata secondo la norma UNI EN 12976-2 con riferimento al valore di carico giornaliero, fra quelli disponibili, piu' vicino, in valore assoluto, al volume netto nominale dell'accumulo del sistema solare prefabbricato, e riportata sull'apposito rapporto di prova (test report) redatto da un laboratorio accreditato, deve rispettare almeno uno dei seguenti valori:
maggiore di 400 kWht /m² anno, con riferimento alla localita' Würzburg;
e) i collettori solari e i bollitori impiegati sono garantiti per almeno cinque anni. In caso di installazione di collettori solari termici per la produzione di calore in processi industriali, artigianali, agricoli (coltivazione/allevamento) o per il riscaldamento di piscine, per cui risulti essere non necessario un sistema di accumulo termico (bollitore), i requisiti relativi alla garanzia di tale componente vengono meno. L'asseverazione, o la dichiarazione del Soggetto Responsabile, da presentare al GSE insieme con la richiesta di concessione degli incentivi, dovra' essere corredata da una relazione tecnica, indipendentemente dalla taglia del nuovo campo solare installato, che giustifichi la non indispensabilita' del sistema di accumulo termico, specificando, anche attraverso elaborati grafici e schemi a blocchi dell'impianto, le caratteristiche tecniche del processo e dell'impianto;
f) l'installazione dell'impianto e' stata eseguita in conformita' ai manuali di installazione dei principali componenti;
g) per i collettori solari a concentrazione per i quali non e' possibile l'ottenimento della certificazione Solar Keymark, la certificazione di cui al punto a) e' sostituita da un'approvazione tecnica rilasciata dall'ENEA;
h) per i soli impianti di solar cooling, il rapporto tra i metri quadrati di superficie solare lorda (espressa in metri quadrati) e la potenza frigorifera (espressa in kWf ) e' maggiore di 2; in ogni caso, tale rapporto non potra' superare il valore di 2,75;
i) per le macchine frigorifere DEC, la superficie minima solare lorda installata dei collettori deve essere di 8 m² ogni 1.000 m³/ora di aria trattata; in ogni caso, la superficie solare lorda dei collettori installata ogni 1.000 m³/ora di aria trattata non potra' superare il valore di 10.
Il requisito di cui alla lettera i) non e' richiesto per impianti di sola produzione di acqua calda sanitaria, di calore di processo e per le reti di teleriscaldamento.
5. Scaldacqua a pompa di calore
Per le pompe di calore dedicate alla sola produzione di acqua calda sanitaria e' richiesta l'appartenenza alla classe A di efficienza energetica di prodotto o superiore, maturata secondo il regolamento delegato (UE) 812/2013.
6. Sistemi ibridi factory made a pompa di calore Al fine dell'ammissibilita' agli incentivi:
il rapporto tra la potenza termica utile della pompa di calore e la potenza termica utile della caldaia deve essere minore o uguale a 0,5;
la pompa di calore deve rispettare i requisiti tecnici di cui al paragrafo 2;
la caldaia deve essere di tipologia a condensazione e rispettare i requisiti tecnici di soglia minimi consentiti di cui alla tabella 4.
7. Sistemi bivalenti
Al fine dell'ammissibilita' agli incentivi la pompa di calore deve rispettare i requisiti tecnici di cui al paragrafo 2. Si applicano, inoltre, i seguenti requisiti specifici.
7.1 Pompe di calore bivalenti
Al fine dell'ammissibilita' agli incentivi:
la caldaia deve essere di tipologia a condensazione e rispettare i requisiti tecnici di soglia minimi consentiti di cui alla tabella 4;
la pompa di calore deve assolvere alle funzioni in carico al generatore sostituito, di riscaldamento e, se prevista, di produzione di acqua calda sanitaria;
nel caso di impianto autonomo, il sistema di termoregolazione deve appartenere alle classi V, VI, VII oppure VIII della comunicazione della Commissione 2014/C 207/02. Nel caso di impianto di riscaldamento centralizzato destinato a una pluralita' di utenze, e' prescritta l'adozione di un gruppo termoregolatore in grado di riprodurre gli stessi effetti delle classi sopra indicate, utilizzando una configurazione adatta ad un sistema centralizzato piu' complesso tra cui il controllo sulla temperatura di mandata e/o ritorno del fluido termovettore e il rilevamento della temperatura esterna;
il fabbricante della pompa di calore dovra' fornire una dichiarazione di compatibilita' tra la stessa e il generatore secondario, indicando le caratteristiche tecniche minime affinche' i due apparecchi possano interagire efficacemente per l'ottimizzazione dei consumi e delle prestazioni energetiche e funzionali, individuando una lista di modelli di generatori supplementari in grado di funzionare con la specifica pompa di calore;
deve essere presente un sistema di controllo e regolazione in grado di ottimizzare il funzionamento preferenziale della pompa di calore rispetto al generatore secondario;
se la pompa di calore e la caldaia sono di fabbricanti diversi, il sistema deve essere asseverato da un tecnico abilitato che ne garantisca la compatibilita' con l'impianto esistente, il dialogo tra i due apparecchi che costituiscono il sistema, la compatibilita' tra apparecchi e la funzionalita' e sicurezza dell'intero impianto. L'asseverazione deve contenere la relazione tecnica ai sensi del decreto del Ministro dello sviluppo economico 26 giugno 2015, come modificato dal decreto del Ministro dell'ambiente e della sicurezza energetica 28 ottobre 2025 e successive modifiche e integrazioni.
7.2 Pompe di calore «add on"
Al fine dell'ammissibilita' agli incentivi:
la caldaia deve essere di eta' non superiore a 5 anni, e rispettare i requisiti tecnici di soglia minimi consentiti di cui alla tabella 4;
la pompa di calore deve essere esclusivamente della tipologia aria-acqua oppure acquaacqua;
la pompa di calore deve essere esclusivamente della tipologia aria-aria, nel caso in cui l'edificio oggetto di intervento sia soggetto a vincoli architettonici;
nel caso di impianto autonomo, il sistema di termoregolazione deve appartenere alle classi V, VI, VII oppure VIII della comunicazione della Commissione 2014/C 207/02. Nel caso di impianto di riscaldamento centralizzato destinato a una pluralita' di utenze, e' prescritta l'adozione di un gruppo termoregolatore in grado di riprodurre gli stessi effetti delle classi sopra indicate, utilizzando una configurazione adatta ad un sistema centralizzato piu' complesso tra cui il controllo sulla temperatura di mandata e/o ritorno del fluido termovettore e il rilevamento della temperatura esterna;
il fabbricante della pompa di calore dovra' fornire una dichiarazione di compatibilita' tra la stessa e il generatore secondario, indicando le caratteristiche tecniche minime affinche' i due apparecchi possano interagire efficacemente per l'ottimizzazione dei consumi e delle prestazioni energetiche e funzionali, individuando una lista di modelli di generatori supplementari in grado di funzionare con la specifica pompa di calore;
deve essere presente un sistema di controllo e regolazione in grado di ottimizzare il funzionamento preferenziale della pompa di calore rispetto al generatore secondario;
se la pompa di calore e la caldaia sono di fabbricanti diversi, il sistema deve essere asseverato da un tecnico abilitato che ne garantisca la compatibilita' con l'impianto esistente, il dialogo tra i due apparecchi che costituiscono il sistema, la compatibilita' tra apparecchi e la funzionalita' e sicurezza dell'intero impianto. L'asseverazione deve contenere la relazione tecnica ai sensi del decreto del Ministro dello sviluppo economico 26 giugno 2015, come modificato dal decreto del Ministro dell'ambiente e della sicurezza energetica 28 ottobre 2025 e successive modifiche e integrazioni.
Parte di provvedimento in formato grafico Tabella 4- Requisiti tecnici di soglia minimi consentiti per
l'accesso agli incentivi
8. Interventi di sostituzione di impianti di climatizzazione invernale con l'allaccio a sistemi di teleriscaldamento efficienti
Sono ammessi gli interventi di sostituzione di impianti di climatizzazione invernale con l'allaccio a sistemi di teleriscaldamento efficienti e ricadenti nelle reti di teleriscaldamento censite nella specifica «Anagrafica territoriale teleriscaldamento e teleraffrescamento" istituita dall'Autorita' di Regolazione per Energia Reti e Ambiente mediante deliberazione 574/2018/R/tlr.
9. Interventi di sostituzione di impianti di climatizzazione invernale con impianti utilizzanti microcogeneratori alimentati da fonti rinnovabili
Gli interventi di sostituzione totale o parziale di impianti di climatizzazione invernale esistenti con impianti di climatizzazione invernale utilizzanti microcogeneratori oltre a garantire l'assenza di dissipazioni termiche, variazioni del carico, regolazioni della potenza elettrica, rampe di accensione e spegnimento di lunga durata, altre situazioni di funzionamento modulabile che determinano variazioni del rapporto energia elettrica/energia termica, devono garantire un risparmio di energia primaria (PES), almeno pari al 10%. Tutta l'energia termica prodotta dovra' essere utilizzata per soddisfare la richiesta termica per la climatizzazione degli ambienti, la produzione di acqua calda sanitaria. L'ammissione agli incentivi e' subordinata all'alimentazione dell'impianto da fonti rinnovabili quali, a titolo esemplificativo biomassa, biogas, bioliquidi e con potenza del microcogeneratore < 50 kWe.
L'ammissione agli incentivi e' subordinata alla trasmissione della certificazione del produttore dell'unita' di microcogenerazione che attesti il rispetto dei requisiti sopra richiamati e dell'asseverazione contenente la stima del PES calcolato sulla base dei carichi termici ed elettrici. Per gli interventi di sostituzione di impianti di climatizzazione invernale con impianti utilizzanti microcogeneratori e' ammissibile anche la sostituzione funzionale, intesa come intervento di installazione di un nuovo generatore presso un impianto termico esistente, al fine di provvedere ad alimentare le medesime utenze del generatore precedentemente installato, senza provvedere ad effettuarne la rimozione.».
Note all'art. 30:
- Si riporta il testo dell'Allegato IV del citato
decreto legislativo 8 novembre 2021, n. 199, come
modificato dal presente decreto:
«ALLEGATO IV - Requisiti minimi per gli impianti a
fonti rinnovabili per il riscaldamento e il raffrescamento
1. Sezione A. Requisiti minimi per gli impianti che
non accedono ad incentivi
1. Gli impianti a fonti rinnovabili per il
riscaldamento e il raffrescamento che non accedono a
incentivi pubblici rispettano i requisiti minimi di cui al
decreto del Ministro dello sviluppo economico 26 giugno
2015 concernente applicazione delle metodologie di calcolo
delle prestazioni energetiche e definizione delle
prescrizioni e dei requisiti minimi degli edifici e
successive modifiche e integrazioni, o la normativa di
riferimento europea in materia di ecodesign ove piu'
stringente.
2. Sezione B. Requisiti minimi per gli impianti che
accedono ad incentivi
1. Per interventi di installazione di generatori
quali pompe di calore, impianti alimentati a biomassa,
sistemi ibridi e impianti solari termici nel caso in cui
l'impianto solare sia stato realizzato ai fini di una
copertura parziale del fabbisogno di climatizzazione
invernale, sono installate valvole termostatiche a bassa
inerzia termica (o altra regolazione di tipo modulante
agente sulla portata) su tutti i corpi scaldanti a
esclusione:
a) dei locali in cui l'installazione di valvole
termostatiche o altra regolazione di tipo modulante agente
sulla portata sia dimostrata inequivocabilmente non
fattibile tecnicamente nel caso specifico (cfr. decreto del
Ministro dello sviluppo economico 26 giugno 2015, come
modificato dal decreto del Ministro dell'ambiente e della
sicurezza energetica 28 ottobre 2025 concernente le
metodologie di calcolo della prestazione energetica e
definizione delle prescrizioni e dei requisiti minimi degli
edifici);
b) dei locali in cui e' installata una centralina
di termoregolazione con dispositivi modulanti per la
regolazione automatica della temperatura ambiente (cfr.
decreto del Ministro dello sviluppo economico 26 giugno
2015, come modificato dal decreto del Ministro
dell'ambiente e della sicurezza energetica 28 ottobre 2025
concernente le metodologie di calcolo della prestazione
energetica e definizione delle prescrizioni e dei requisiti
minimi degli edifici). In caso di impianti al servizio di
piu' locali, e' possibile omettere l'installazione di
elementi di regolazione di tipo modulante agenti sulla
portata esclusivamente sui terminali di emissione situati
all'interno dei locali in cui e' presente una centralina di
termoregolazione, anche se questa agisce, oltre che sui
terminali di quel locale, anche sui terminali di emissione
installati in altri locali;
c) degli impianti di climatizzazione invernale
progettati e realizzati con temperature medie del fluido
termovettore inferiori a 45°C.
2. Pompe di calore
Sono ammessi interventi volti alla produzione di
energia termica per la climatizzazione invernale
eventualmente abbinati alla produzione di acqua calda
sanitaria. Sono ammessi interventi volti, anche in parte,
alla produzione di calore per processi industriali,
artigianali, agricoli, per il riscaldamento di piscine o di
componenti dei centri benessere.
Per le pompe di calore l'accesso agli incentivi e'
consentito a condizione che tali impianti soddisfino i
requisiti di seguito indicati.
2.1 Pompe di calore elettriche
Per le pompe di calore elettriche l'efficienza
energetica del riscaldamento stagionale (?s%) e lo SCOP
devono essere almeno pari ai valori requisiti minimi di
ecoprogettazione dei regolamenti di prodotto ecodesign,
calcolati in zona climatica "average" e stabiliti in
funzione del tipo di prodotto e di applicazione. La
prestazione delle pompe di calore deve essere dichiarata e
garantita dal costruttore sulla base di prove effettuate in
conformita' alla UNI EN 14825, come previsto dalle
regolamentazioni Ecodesign vigenti ed eventuali successive
modifiche e integrazioni.
Parte di provvedimento in formato grafico
2.2 Pompe di calore a gas
Per tali tipologie di impianti:
a) l'efficienza media stagionale ?s% deve essere
almeno pari ai valori requisiti minimi di ecoprogettazione
dei regolamenti di prodotto ecodesign, calcolati in zona
climatica "average" e stabiliti in funzione del tipo di
prodotto e di applicazione, secondo quanto indicato in
tabella 3.
Parte di provvedimento in formato grafico
La prestazione delle pompe di calore deve essere
dichiarata e garantita dal costruttore sulla base di prove
effettuate in conformita' alle seguenti norme, restando
fermo che al momento della prova le pompe di calore devono
funzionare a pieno regime, nelle condizioni indicate nelle
tabelle 1, 2 e 3 sopra riportate:
UNI EN 12309-2015: per quanto riguarda le pompe
di calore a gas ad assorbimento (valori di prova sul
p.c.i.);
UNI EN 16905 per quanto riguarda le pompe di
calore a gas a motore endotermico;
b) nel caso di pompe di calore a gas ad
assorbimento, le emissioni in atmosfera di ossidi di azoto
(NOx espressi come NO2), dovute al sistema di combustione,
devono essere calcolati in conformita' alla vigente
normativa europea e devono essere inferiori a 120
mg/kWh (valore riferito all'energia termica prodotta);
c) nel caso di pompe di calore a gas con motore a
combustione interna, le emissioni in atmosfera di ossidi di
azoto (NOx espressi come NO2), dovute al sistema di
combustione, devono essere calcolati in conformita' alla
vigente normativa europea e devono essere inferiori a 240
mg/kWh (valore riferito all'energia termica prodotta).
Dovra' essere inoltre fornita adeguata
dimostrazione che l'impianto realizzato provveda ad
asservire le medesime utenze.
3. Generatori di calore alimentati da biomassa Sono
ammessi gli incentivi:
esclusivamente i generatori di calore alimentati
con biomassa in possesso della certificazione ambientale di
cui al decreto del Ministro dell'ambiente e della tutela
del territorio e del mare 7 novembre 2017 n. 186, ove
applicabile, rilasciata da un organismo notificato, con
conseguimento della classe di qualita' 5 stelle o
superiore;
esclusivamente i generatori di calore alimentati
con biomassa installati in sostituzione di generatori di
calore a biomassa, a carbone, a olio combustibile o a
gasolio per la climatizzazione invernale degli edifici,
incluse le serre esistenti e i fabbricati rurali esistenti.
Fatta salva la possibilita' delle Regioni di limitare
l'applicazione della fattispecie nel rispetto dell'articolo
3 quinquies del decreto legislativo 3 aprile 2006, n. 152,
in deroga al periodo precedente:
i. sono ammessi agli incentivi i casi di
sostituzione di generatori di calore alimentati a GPL o a
gas naturale, solo se i generatori alimentati con biomassa
installati assicurano emissioni di particolato primario (PP
10) non superiori a 1 mg/Nm3;
ii. esclusivamente per gli interventi effettuati
nelle aree non metanizzate dalle aziende agricole e dalle
imprese operanti nel settore forestale, e' ammessa agli
incentivi la sostituzione di generatori di calore
alimentati a GPL con generatori di calore alimentati a
biomassa che abbiano requisiti tali da ottenere una
riduzione percentuale delle emissioni di particolato
primario di almeno il 50% rispetto ai valori previsti dal
DM 186/2017 per la classe 5 stelle.
interventi volti alla produzione di energia termica
per la climatizzazione invernale, eventualmente abbinati
alla produzione di acqua calda sanitaria, o volti, anche in
parte, alla produzione di calore per processi industriali,
artigianali, agricoli, per il riscaldamento di piscine o di
componenti dei centri benessere o interventi di
sostituzione dei generatori di calore installati presso le
centrali termiche a servizio di impianti di
teleriscaldamento.
E' richiesta, per tutti gli impianti a biomassa che
accedono agli incentivi, almeno una manutenzione biennale
obbligatoria per tutta la durata dell'incentivo, svolta da
parte di soggetti che presentino i requisiti professionali
previsti dall'articolo 15 del decreto legislativo 3 marzo
2011, n.28. La manutenzione dovra' essere effettuata sul
generatore di calore e sulla canna fumaria. Il soggetto che
presenta richiesta di incentivo deve conservare, per tutta
la durata dell'incentivo stesso, gli originali dei
certificati di manutenzione. Tali certificati possono
altresi' essere inseriti nei Catasti informatizzati
costituiti presso le Regioni o nel libretto di impianto.
Ai fini dell'accesso agli incentivi e' richiesto,
inoltre, il rispetto dei requisiti di cui alle successive
lettere da a) a e) oppure, ove esistenti, i piu'
restrittivi vincoli e limiti fissati da norme regionali.
a) Per le caldaie a biomassa di potenza termica
nominale inferiore o uguale a 500 kWt:
i. certificazione di un organismo accreditato che
attesti la conformita' alla norma UNI EN 303- 5, classe 5;
ii. rendimento termico utile non inferiore a 87% +
log(Pn) dove Pn e' la potenza nominale dell'apparecchio;
iii. obbligo di installazione di un sistema di
accumulo termico dimensionato prevedendo un volume di
accumulo non inferiore a 20 dm /kWt;
iv. il pellet utilizzato deve essere certificato da
un organismo di certificazione accreditato che ne
certifichi la conformita' alla norma UNI EN ISO 17225-2 ivi
incluso il rispetto delle condizioni previste dall'allegato
X, Parte II, sezione 4, paragrafo 1, lettera d) alla parte
V del decreto legislativo 3 aprile 2006, n.152 e successive
modificazioni. Nel caso delle caldaie potra' essere
utilizzato solo pellet appartenente alla classe di qualita'
per cui il generatore e' stato certificato, oppure pellet
appartenente a classi di miglior qualita' rispetto a
questa. In tutti i casi la documentazione fiscale dovra'
riportare l'evidenza della classe di qualita' e il codice
di identificazione rilasciato dall'Organismo di
certificazione accreditato al produttore e/o distributore
del pellet;
v. possono altresi' essere utilizzate altre
biomasse combustibili purche' previste tra quelle indicate
dall'allegato X, Parte II, sezione 4, paragrafo 1, alla
parte V del decreto legislativo 3 aprile 2006, n.152 e
successive modificazioni, nonche' bricchette di legno,
cippato e legna certificati da un organismo di
certificazione accreditato che ne certifichi la conformita'
alle norme tecniche di riferimento UNI EN 17225 3-4-5.
b) Per le caldaie a biomassa di potenza termica
nominale superiore a 500 kWt e inferiore o uguale a 2.000
kWt:
i. rendimento termico utile non inferiore al 92%
attestato da una dichiarazione del produttore del
generatore nella quale deve essere indicato il tipo di
combustibile utilizzato;
ii. emissioni in atmosfera non superiori a quanto
riportato nella tabella 14, come certificate da un
laboratorio accreditato secondo la norma EN ISO/IEC 17025
misurate in sede di impianto, con indicazione del
biocombustibile utilizzato. Qualora il generatore risulti
certificato ai sensi della norma EN 303-5, l'estratto del
Test Report o il Certificato Ambientale, rilasciato
dall'Organismo notificato, sostituisce la prova in opera
del generatore;
iii. obbligo di presenza di un sistema di
abbattimento del particolato primario, non del tipo a
gravita', integrato o esterno al corpo del generatore. La
configurazione di installazione deve garantire, in tutti i
casi, una disponibilita' maggiore o uguale al 90%, ovvero
il sistema di abbattimento deve essere attivo per piu' del
90% delle ore di funzionamento del generatore. Il
responsabile dell'impianto deve conservare i dati relativi
alle ore di funzionamento del sistema di abbattimento
suddetto e del generatore, registrati dai sistemi di
regolazione e controllo, e li mette a disposizione del GSE
in caso di controllo;
iv. il pellet utilizzato deve essere certificato da
un organismo di certificazione che ne certifichi la
conformita' alla norma UNI EN ISO 17225-2 ivi incluso il
rispetto delle condizioni previste dall'allegato X, Parte
II, sezione 4, paragrafo 1, lettera d) alla parte V del
decreto legislativo 3 aprile 2006, n.152 e successive
modificazioni. Nel caso delle caldaie potra' essere
utilizzato solo pellet appartenente alla classe di qualita'
per cui il generatore e' stato certificato, oppure pellet
appartenente a classi di miglior qualita' rispetto a
questa. In tutti i casi la documentazione fiscale dovra'
riportare l'evidenza della classe di qualita' e il codice
di identificazione rilasciato dall'Organismo di
certificazione accreditato al produttore e/o distributore
del pellet;
v. possono altresi' essere utilizzate altre
biomasse combustibili purche' previste tra quelle indicate
dall'allegato X, Parte II, sezione 4, paragrafo 1, alla
parte V del decreto legislativo 3 aprile 2006, n.152 e
successive modificazioni, nonche' bricchette di legno,
cippato e legna certificati da un organismo di
certificazione accreditato che ne certifichi la conformita'
alle norme tecniche di riferimento UNI EN 17225 3-4-5;
vi. per le caldaie automatiche prevedendo comunque
un volume di accumulo, tale da garantire un'adeguata
funzione di compensazione di carico, con l'obiettivo di
minimizzare i cicli di accensione e spegnimento, secondo
quanto indicato dal progettista. Nel caso in cui non sia
tecnicamente fattibile, tali fattori limitativi dovranno
essere opportunamente evidenziati nella relazione tecnica
di progetto.
c) Per le stufe ed i termocamini a pellet:
i. certificazione di un organismo accreditato che
attesti la conformita' alla norma UNI EN 16510: 2023,
ovvero alla norma UNI EN 14785 per i test eseguiti fino al
9 novembre 2025, salvo successive proroghe, corrispondente
al termine del periodo transitorio in cui e' prevista la
coesistenza delle citate norme;
ii. il pellet utilizzato deve essere certificato da
un organismo di certificazione che ne certifichi la
conformita' alla norma UNI EN ISO 17225-2 ivi incluso il
rispetto delle condizioni previste dall'allegato X, Parte
II, sezione 4, paragrafo 1, lettera d) alla parte V del
decreto legislativo 3 aprile 2006, n.152 e successive
modificazioni.
d) Per i termocamini a legna:
i. siano installati esclusivamente in sostituzione
di camini o termocamini, sia a focolare aperto che chiuso,
o stufe a legna, indipendentemente dal fluido termovettore;
ii. certificazione di un organismo accreditato che
attesti la conformita' alla norma UNI EN 16510: 2023,
ovvero alla norma UNI EN 13229 per i test eseguiti fino al
9 novembre 2025, salvo successive proroghe, corrispondente
al termine del periodo transitorio in cui e' prevista la
coesistenza delle citate norme;
iii. la legna utilizzata deve essere certificata
secondo la UNI EN 17225 - 5. Possono altresi' essere
utilizzate altre biomasse combustibili purche' previste tra
quelle indicate dall'allegato X, Parte II, sezione 4,
paragrafo 1, alla parte V del decreto legislativo 3 aprile
2006, n.152 e successive modificazioni, nonche' bricchette
di legno certificate da un organismo di certificazione
accreditato che ne certifichi la conformita' alle norme
tecniche di riferimento UNI EN 17225 - 3.
e) Per le stufe a legna:
i. certificazione di un organismo accreditato che
attesti la conformita' alla norma UNI EN 16510: 2023,
ovvero alla norma UNI EN 13240 per i test eseguiti fino al
9 novembre 2025, salvo successive proroghe, corrispondente
al termine del periodo transitorio in cui e' prevista la
coesistenza delle citate norme;
ii. la legna utilizzata deve essere certificata
secondo la UNI EN 17225 - 5. Possono altresi' essere
utilizzate altre biomasse combustibili purche' previste tra
quelle indicate dall'allegato X, Parte II, sezione 4,
paragrafo 1, alla parte V del decreto legislativo 3 aprile
2006, n.152 e successive modificazioni, nonche' bricchette
di legno certificate da un organismo di certificazione
accreditato che ne certifichi la conformita' alle norme
tecniche di riferimento UNI EN 17225.
4. Solare termico e solar cooling
Per impianti solari termici e di solar cooling,
l'accesso agli incentivi e' consentito se:
a) i collettori solari sono in possesso della
certificazione Solar Keymark;
b) in alternativa, per gli impianti solari termici
prefabbricati del tipo factory made, la certificazione di
cui al punto a) relativa al solo collettore puo' essere
sostituita dalla certificazione Solar Keymark relativa al
sistema;
c) i collettori solari hanno valori di
producibilita' specifica, espressa in termini di energia
solare annua prodotta per unita' di superficie lorda AG, o
di superficie degli specchi primari per i collettori
lineari di Fresnel, e calcolata a partire dal dato
contenuto nella certificazione Solar Keymark (o
equivalentemente nell'attestazione rilasciata da ENEA per i
collettori a concentrazione) per una temperatura media di
funzionamento di 50°C, superiori ai seguenti valori minimi:
nel caso di collettori piani: maggiore di 300
kWht/m² anno, con riferimento alla localita' Würzburg;
nel caso di collettori sottovuoto e collettori a
tubi evacuati: maggiore di 400 kWht/m² anno, con
riferimento alla localita' Würzburg;
nel caso di collettori a concentrazione: maggiore
di 550 kWht/m² anno, con riferimento alla localita' Atene;
d) per gli impianti solari termici prefabbricati
per i quali e' applicabile solamente la UNI EN 12976, la
producibilita' specifica, in termini di energia solare
annua prodotta QL per unita' di superficie di apertura Aa,
misurata secondo la norma UNI EN 12976-2 con riferimento al
valore di carico giornaliero, fra quelli disponibili, piu'
vicino, in valore assoluto, al volume netto nominale
dell'accumulo del sistema solare prefabbricato, e riportata
sull'apposito rapporto di prova (test report) redatto da un
laboratorio accreditato, deve rispettare almeno uno dei
seguenti valori:
maggiore di 400 kWht/m² anno, con riferimento
alla localita' Würzburg;
e) i collettori solari e i bollitori impiegati sono
garantiti per almeno cinque anni. In caso di installazione
di collettori solari termici per la produzione di calore in
processi industriali, artigianali, agricoli
(coltivazione/allevamento) o per il riscaldamento di
piscine, per cui risulti essere non necessario un sistema
di accumulo termico (bollitore), i requisiti relativi alla
garanzia di tale componente vengono meno. L'asseverazione,
o la dichiarazione del Soggetto Responsabile, da presentare
al GSE insieme con la richiesta di concessione degli
incentivi, dovra' essere corredata da una relazione
tecnica, indipendentemente dalla taglia del nuovo campo
solare installato, che giustifichi la non indispensabilita'
del sistema di accumulo termico, specificando, anche
attraverso elaborati grafici e schemi a blocchi
dell'impianto, le caratteristiche tecniche del processo e
dell'impianto;
f) l'installazione dell'impianto e' stata eseguita
in conformita' ai manuali di installazione dei principali
componenti;
g) per i collettori solari a concentrazione per i
quali non e' possibile l'ottenimento della certificazione
Solar Keymark, la certificazione di cui al punto a) e'
sostituita da un'approvazione tecnica rilasciata dall'ENEA;
h) per i soli impianti di solar cooling, il
rapporto tra i metri quadrati di superficie solare lorda
(espressa in metri quadrati) e la potenza frigorifera
(espressa in kWf) e' maggiore di 2; in ogni caso, tale
rapporto non potra' superare il valore di 2,75;
i) per le macchine frigorifere DEC, la superficie
minima solare lorda installata dei collettori deve essere
di 8 m2 ogni 1.000 m3/ora di aria trattata; in ogni caso,
la superficie solare lorda dei collettori installata ogni
1.000 m3/ora di aria trattata non potra' superare il valore
di 10.
Il requisito di cui alla lettera i) non e' richiesto
per impianti di sola produzione di acqua calda sanitaria,
di calore di processo e per le reti di teleriscaldamento.
5. Scaldacqua a pompa di calore
Per le pompe di calore dedicate alla sola produzione
di acqua calda sanitaria e' richiesta l'appartenenza alla
classe A di efficienza energetica di prodotto o superiore,
maturata secondo il regolamento delegato (UE) 812/2013.
6. Sistemi ibridi factory made a pompa di calore Al
fine dell'ammissibilita' agli incentivi:
il rapporto tra la potenza termica utile della
pompa di calore e la potenza termica utile della caldaia
deve essere minore o uguale a 0,5;
la pompa di calore deve rispettare i requisiti
tecnici di cui al paragrafo 2;
la caldaia deve essere di tipologia a condensazione e
rispettare i requisiti tecnici di soglia minimi consentiti
di cui alla tabella 4.
7. Sistemi bivalenti
Al fine dell'ammissibilita' agli incentivi la pompa
di calore deve rispettare i requisiti tecnici di cui al
paragrafo 2. Si applicano, inoltre, i seguenti requisiti
specifici.
7.1 Pompe di calore bivalenti
Al fine dell'ammissibilita' agli incentivi:
la caldaia deve essere di tipologia a condensazione
e rispettare i requisiti tecnici di soglia minimi
consentiti di cui alla tabella 4;
la pompa di calore deve assolvere alle funzioni in
carico al generatore sostituito, di riscaldamento e, se
prevista, di produzione di acqua calda sanitaria;
nel caso di impianto autonomo, il sistema di
termoregolazione deve appartenere alle classi V, VI, VII
oppure VIII della comunicazione della Commissione 2014/C
207/02. Nel caso di impianto di riscaldamento centralizzato
destinato a una pluralita' di utenze, e' prescritta
l'adozione di un gruppo termoregolatore in grado di
riprodurre gli stessi effetti delle classi sopra indicate,
utilizzando una configurazione adatta ad un sistema
centralizzato piu' complesso tra cui il controllo sulla
temperatura di mandata e/o ritorno del fluido termovettore
e il rilevamento della temperatura esterna;
il fabbricante della pompa di calore dovra' fornire
una dichiarazione di compatibilita' tra la stessa e il
generatore secondario, indicando le caratteristiche
tecniche minime affinche' i due apparecchi possano
interagire efficacemente per l'ottimizzazione dei consumi e
delle prestazioni energetiche e funzionali, individuando
una lista di modelli di generatori supplementari in grado
di funzionare con la specifica pompa di calore;
deve essere presente un sistema di controllo e
regolazione in grado di ottimizzare il funzionamento
preferenziale della pompa di calore rispetto al generatore
secondario;
se la pompa di calore e la caldaia sono di
fabbricanti diversi, il sistema deve essere asseverato da
un tecnico abilitato che ne garantisca la compatibilita'
con l'impianto esistente, il dialogo tra i due apparecchi
che costituiscono il sistema, la compatibilita' tra
apparecchi e la funzionalita' e sicurezza dell'intero
impianto. L'asseverazione deve contenere la relazione
tecnica ai sensi del decreto del Ministro dello sviluppo
economico 26 giugno 2015, come modificato dal decreto del
Ministro dell'ambiente e della sicurezza energetica 28
ottobre 2025 e successive modifiche e integrazioni.
7.2 Pompe di calore "add on"
Al fine dell'ammissibilita' agli incentivi:
la caldaia deve essere di eta' non superiore a 5
anni, e rispettare i requisiti tecnici di soglia minimi
consentiti di cui alla tabella 4;
la pompa di calore deve essere esclusivamente della
tipologia aria-acqua oppure acquaacqua;
la pompa di calore deve essere esclusivamente della
tipologia aria-aria, nel caso in cui l'edificio oggetto di
intervento sia soggetto a vincoli architettonici;
nel caso di impianto autonomo, il sistema di
termoregolazione deve appartenere alle classi V, VI, VII
oppure VIII della comunicazione della Commissione 2014/C
207/02. Nel caso di impianto di riscaldamento centralizzato
destinato a una pluralita' di utenze, e' prescritta
l'adozione di un gruppo termoregolatore in grado di
riprodurre gli stessi effetti delle classi sopra indicate,
utilizzando una configurazione adatta ad un sistema
centralizzato piu' complesso tra cui il controllo sulla
temperatura di mandata e/o ritorno del fluido termovettore
e il rilevamento della temperatura esterna;
il fabbricante della pompa di calore dovra' fornire
una dichiarazione di compatibilita' tra la stessa e il
generatore secondario, indicando le caratteristiche
tecniche minime affinche' i due apparecchi possano
interagire efficacemente per l'ottimizzazione dei consumi e
delle prestazioni energetiche e funzionali, individuando
una lista di modelli di generatori supplementari in grado
di funzionare con la specifica pompa di calore;
deve essere presente un sistema di controllo e
regolazione in grado di ottimizzare il funzionamento
preferenziale della pompa di calore rispetto al generatore
secondario;
se la pompa di calore e la caldaia sono di
fabbricanti diversi, il sistema deve essere asseverato da
un tecnico abilitato che ne garantisca la compatibilita'
con l'impianto esistente, il dialogo tra i due apparecchi
che costituiscono il sistema, la compatibilita' tra
apparecchi e la funzionalita' e sicurezza dell'intero
impianto. L'asseverazione deve contenere la relazione
tecnica ai sensi del decreto del Ministro dello sviluppo
economico 26 giugno 2015, come modificato dal decreto del
Ministro dell'ambiente e della sicurezza energetica 28
ottobre 2025 e successive modifiche e integrazioni.
Parte di provvedimento in formato grafico
8. Interventi di sostituzione di impianti di
climatizzazione invernale con l'allaccio a sistemi di
teleriscaldamento efficienti
Sono ammessi gli interventi di sostituzione di
impianti di climatizzazione invernale con l'allaccio a
sistemi di teleriscaldamento efficienti e ricadenti nelle
reti di teleriscaldamento censite nella specifica
"Anagrafica territoriale teleriscaldamento e
teleraffrescamento" istituita dall'Autorita' di Regolazione
per Energia Reti e Ambiente mediante deliberazione
574/2018/R/tlr.
9. Interventi di sostituzione di impianti di
climatizzazione invernale con impianti utilizzanti
microcogeneratori alimentati da fonti rinnovabili
Gli interventi di sostituzione totale o parziale di
impianti di climatizzazione invernale esistenti con
impianti di climatizzazione invernale utilizzanti
microcogeneratori oltre a garantire l'assenza di
dissipazioni termiche, variazioni del carico, regolazioni
della potenza elettrica, rampe di accensione e spegnimento
di lunga durata, altre situazioni di funzionamento
modulabile che determinano variazioni del rapporto energia
elettrica/energia termica, devono garantire un risparmio di
energia primaria (PES), almeno pari al 10%. Tutta l'energia
termica prodotta dovra' essere utilizzata per soddisfare la
richiesta termica per la climatizzazione degli ambienti, la
produzione di acqua calda sanitaria. L'ammissione agli
incentivi e' subordinata all'alimentazione dell'impianto da
fonti rinnovabili quali, a titolo esemplificativo biomassa,
biogas, bioliquidi e con potenza del microcogeneratore < 50
kWe.
L'ammissione agli incentivi e' subordinata alla
trasmissione della certificazione del produttore
dell'unita' di microcogenerazione che attesti il rispetto
dei requisiti sopra richiamati e dell'asseverazione
contenente la stima del PES calcolato sulla base dei
carichi termici ed elettrici. Per gli interventi di
sostituzione di impianti di climatizzazione invernale con
impianti utilizzanti microcogeneratori e' ammissibile anche
la sostituzione funzionale, intesa come intervento di
installazione di un nuovo generatore presso un impianto
termico esistente, al fine di provvedere ad alimentare le
medesime utenze del generatore precedentemente installato,
senza provvedere ad effettuarne la rimozione.». |
| | Art. 31
Modifiche all'ALLEGATO V del decreto legislativo
8 novembre 2021, n. 199
1. All'ALLEGATO V del decreto legislativo 8 novembre 2021, n. 199, alla voce «ETBE (etilter-butil-etere ottenuto da bioetanolo)» sono apportate le seguenti modificazioni:
a) alla seconda colonna, le parole: «36 (di cui il 37 % da fonti rinnovabili)» sono sostituite dalle seguenti: «36 (di cui il 33 % da fonti rinnovabili)»;
b) alla terza colonna, le parole: «27 (di cui il 37 % da fonti rinnovabili)» sono sostituite dalle seguenti: «27 (di cui il 33 % da fonti rinnovabili)».
Note all'art. 31:
- Si riporta il testo dell'Allegato V del citato
decreto legislativo 8 novembre 2021, n. 199, come
modificato dal presente decreto:
Parte di provvedimento in formato grafico
|
| | Art. 32
Modifiche all'ALLEGATO VI del decreto legislativo
8 novembre 2021, n. 199
1. All'ALLEGATO VI del decreto legislativo 8 novembre 2021, n. 199, sono apportate le seguenti modificazioni:
a) Alla sezione C. Metodologia di calcolo delle emissioni di gas ad effetto serra, Parte B. Calcolo delle emissioni di gas ad effetto serra durante il ciclo di vita, Punto 3. Precisazioni formula di cui al punto 1, sono apportate le seguenti modificazioni:
1) la lettera b) e' sostituita dalla seguente: «b) Esca: riduzioni delle emissioni grazie all'accumulo di carbonio nel suolo mediante una migliore gestione agricola
Ai fini del calcolo di cui al punto 1, lettera a), le riduzioni di emissioni di gas a effetto serra grazie a una migliore gestione agricola, esca, come il passaggio a una ridotta aratura o a una semina senza aratura, a colture migliorate e alla rotazione delle colture, all'uso di colture di copertura, compresa la gestione dei residui delle colture, e all'uso di ammendanti organici, come ad esempio compost e digestato della fermentazione del letame, sono prese in considerazione solo se non rischiano di incidere negativamente sulla biodiversita'. Devono inoltre essere forniti elementi di prova attendibili e verificabili del fatto che il carbonio nel suolo e' aumentato o che e' ragionevole attendersi che sia aumentato nel periodo di coltura delle materie prime considerate tenendo conto delle emissioni laddove tali pratiche determinino un aumento dell'uso di fertilizzanti e erbicidi .Tali elementi di prova possono essere costituiti da misurazioni del carbonio nel suolo, ad esempio con una prima misurazione anteriormente alla coltivazione e misurazioni successive a intervalli regolari a distanza di anni. In tale caso, prima che la seconda misurazione sia disponibile, l'aumento del carbonio nel suolo sarebbe stimato sulla base di esperimenti rappresentativi o di modelli di suolo. A partire dalla seconda misurazione, le misurazioni costituirebbero la base per la determinazione dell'esistenza di un aumento del carbonio nel suolo e della sua entita'.»;
2) la lettera h) e' sostituita dalla seguente: «h) eccr: riduzione di emissioni da cattura e sostituzione di CO2
La riduzione di emissioni da cattura e sostituzione di CO2 , eccr , e' direttamente collegata alla produzione dei biocarburanti o bioliquidi alla quale e' attribuita, ed e' limitata alle emissioni evitate grazie alla cattura della CO2 il cui carbonio proviene dalla biomassa e che viene usato per sostituire la CO2 derivata da carburanti fossili nella produzione di prodotti e servizi commerciali prima del 1° gennaio 2036.»;
3) la lettera l) e' sostituita dalla seguente: «l) allocazione in caso di produzione contemporanea di piu' prodotti
Quando nel processo di produzione di combustibile sono prodotti, in combinazione, il combustibile per il quale sono calcolate le emissioni e uno o piu' altri prodotti («co-prodotti»), le emissioni di gas a effetto serra sono divise tra il combustibile o il prodotto intermedio e i coprodotti proporzionalmente al loro contenuto energetico (determinato dal potere calorifico inferiore nel caso di co-prodotti diversi dall'energia elettrica e dal calore). L'intensita' delle emissioni di gas a effetto serra dell'energia elettrica o del calore utile in eccesso e' uguale all'intensita' delle emissioni di gas a effetto serra fornita al processo di produzione di combustibile ed e' determinata dal calcolo dell'intensita' di gas a effetto serra di tutti gli input e le emissioni, comprese le materie prime e le emissioni di CH4 e N2 O, da e verso l'unita' di cogenerazione, caldaia o altro apparato che fornisce calore o energia elettrica al processo di produzione di combustibile. In caso di cogenerazione di energia elettrica e di energia termica il calcolo viene eseguito in applicazione di quanto previsto alla lettera i). Ai fini dei calcoli, le emissioni da dividere sono: eec + el + esca + le frazioni di ep , etd , eccs , eccr che intervengono fino alla fase, e nella fase stessa, del processo di produzione nella quale il co-prodotto e' fabbricato. Se sono state attribuite emissioni a co-prodotti in precedenti fasi del processo nel ciclo di vita, in sostituzione del totale delle emissioni si utilizza solo la frazione delle emissioni attribuita nell'ultima fase del processo prima del prodotto combustibile intermedio. Nel caso dei biocarburanti e dei bioliquidi, ai fini di tale calcolo sono presi in considerazione tutti i co-prodotti che non sono contemplati tra quelli riportati in precedenza. I co-prodotti il cui contenuto energetico e' negativo sono considerati aventi un contenuto energetico pari a zero ai fini del calcolo. In linea generale, rifiuti e residui, compresi tutti i rifiuti e i residui inclusi nell'allegato IX, sono considerati materiali a zero emissioni di gas a effetto serra durante il ciclo di vita fino al processo di raccolta degli stessi, a prescindere dal fatto che siano trasformati in prodotti intermedi prima di essere trasformati in prodotto finito.
Nel caso di combustibili da biomassa prodotti in raffinerie, diversi dalla combinazione degli impianti di trasformazione con caldaie o unita' di cogenerazione che forniscono calore e/o energia elettrica all'impianto di trasformazione, l'unita' di analisi ai fini del calcolo e' la raffineria.».
Note all'art. 32:
- Si riporta il testo dell'ALLEGATO VI, sezione C,
Parte B, Punto 3, del citato decreto legislativo n. 199 del
2021, come modificato dal presente decreto:
«a) Eec: emissioni provenienti dalla produzione di
materia prima coltivata
Le emissioni derivanti dall'estrazione o dalla
coltivazione delle materie prime, eec, comprendono le
emissioni derivanti dal processo stesso di estrazione o di
coltivazione, dalla raccolta, dall'essiccazione e dallo
stoccaggio delle materie prime, dai rifiuti e dalle
perdite, e dalla produzione di sostanze chimiche o di
prodotti utilizzati per l'estrazione e la coltivazione. Non
si tiene conto della cattura di CO2 nella coltivazione
delle materie prime. Le stime delle emissioni derivanti
dalla coltivazione di biomassa agricola possono derivare
dall'utilizzo delle medie regionali per le emissioni da
coltivazione incluse nelle relazioni di cui all'articolo
44, comma 2, o dalle informazioni sui valori standard
disaggregati delle emissioni da coltivazione inclusi nel
presente Allegato, in alternativa all'uso dei valori
effettivi. In assenza di informazioni pertinenti in tali
relazioni e' consentito calcolare medie sulla base delle
pratiche agricole utilizzando, ad esempio, i dati di un
gruppo di aziende, in alternativa all'uso dei valori
effettivi.
b) Esca: riduzioni delle emissioni grazie all'accumulo
di carbonio nel suolo mediante una migliore gestione
agricola
Ai fini del calcolo di cui al punto 1, lettera a), le
riduzioni di emissioni di gas a effetto serra grazie a una
migliore gestione agricola, esca, come il passaggio a una
ridotta aratura o a una semina senza aratura, a colture
migliorate e alla rotazione delle colture, all'uso di
colture di copertura, compresa la gestione dei residui
delle colture, e all'uso di ammendanti organici, come ad
esempio compost e digestato della fermentazione del letame,
sono prese in considerazione solo se non rischiano di
incidere negativamente sulla biodiversita'. Devono inoltre
essere forniti elementi di prova attendibili e verificabili
del fatto che il carbonio nel suolo e' aumentato o che e'
ragionevole attendersi che sia aumentato nel periodo di
coltura delle materie prime considerate tenendo conto delle
emissioni laddove tali pratiche determinino un aumento
dell'uso di fertilizzanti e erbicidi. Tali elementi di
prova possono essere costituiti da misurazioni del carbonio
nel suolo, ad esempio con una prima misurazione
anteriormente alla coltivazione e misurazioni successive a
intervalli regolari a distanza di anni. In tale caso, prima
che la seconda misurazione sia disponibile, l'aumento del
carbonio nel suolo sarebbe stimato sulla base di
esperimenti rappresentativi o di modelli di suolo. A
partire dalla seconda misurazione, le misurazioni
costituirebbero la base per la determinazione
dell'esistenza di un aumento del carbonio nel suolo e della
sua entita'.
c) el: emissioni annualizzate risultanti da modifiche
delle scorte di carbonio dovute al cambiamento della
destinazione d'uso dei terreni
Le emissioni annualizzate risultanti da modifiche
delle scorte di carbonio dovute al cambiamento della
destinazione d'uso dei terreni, el, sono calcolate
ripartendo uniformemente il totale delle emissioni su 20
anni.
Per il calcolo di dette emissioni si applica la
seguente formula:
el: = (CSR - CSA) × 3,664 × 1/20 × 1/P - eB,(1)
dove:
el = le emissioni annualizzate di gas a effetto
serra risultanti da modifiche degli stock di carbonio
dovute al cambiamento della destinazione del terreno
(espresse in massa (grammi) equivalente di CO² per unita'
di energia prodotta (megajoules) dal biocarburante). I
"terreni coltivati"(2) e le "colture perenni"(3) sono
considerati un solo tipo di destinazione del terreno;
CSR = lo stock di carbonio per unita' di superficie
associato alla destinazione del terreno di riferimento
(espresso in massa (tonnellate) di carbonio per unita' di
superficie, compresi suolo e vegetazione), calcolato in
linea con gli atti normativi europei(4) La destinazione di
riferimento del terreno e' la destinazione del terreno nel
gennaio 2008 o 20 anni prima dell'ottenimento delle materie
prime, se quest'ultima data e' posteriore; CSA = lo stock
di carbonio per unita' di superficie associato alla
destinazione reale del terreno (espresso in massa
(tonnellate) di carbonio per unita' di superficie, compresi
suolo e vegetazione), calcolato in linea con gli atti
normativi europei(5). Nel caso in cui lo stock di carbonio
si accumuli per oltre un anno, il valore attribuito al CSA
e' il valore stimato per unita' di superficie dopo 20 anni
o quando le colture giungono a maturazione, se quest'ultima
data e' anteriore;
P = la produttivita' delle colture (misurata come
energia da biocarburante prodotta per unita' di superficie
all'anno);
eB = e' il premio di 29 gCO2eq/MJ di biocarburante
o bioliquido la cui materia prima coltivata e' ottenuta a
partire da terreni degradati ripristinati ( da aggiungere
alla fine del calcolo in quanto si riferisce al
biocarburante o bioliquido finito), applicabile nel caso in
presenza di elementi che dimostrino che il terreno in
questione:
a) non era utilizzato per attivita' agricole o di
altro tipo nel gennaio 2008;
e b) e' pesantemente degradato(6), compresi i
terreni precedentemente utilizzati per scopi agricoli.
Il bonus di 29 g CO2eq/MJ si applica per un periodo
massimo di 20 anni a decorrere dalla data di conversione
del terreno ad uso agricolo purche', per i terreni di cui
alla lettera b), siano assicurate la crescita regolare
delle scorte di carbonio e la rilevante riduzione
dell'erosione.
d) ep: emissioni derivanti dalla lavorazione
Le emissioni derivanti dalla lavorazione, ep,
includono le emissioni dalla lavorazione stessa, dai
rifiuti e dalle perdite, e dalla produzione di sostanze
chimiche e prodotti utilizzati per la lavorazione, incluse
le emissioni di biossido di carbonio corrispondenti al
contenuto di CO2 degli input fossili, che siano o meno
effettivamente bruciati nel processo. Nel calcolo del
consumo di energia elettrica prodotta all'esterno
dell'unita' di produzione del carburante, l'intensita'
delle emissioni di gas a effetto serra della produzione e
della distribuzione dell'energia elettrica e' ipotizzata
uguale all'intensita' media delle emissioni dovute alla
produzione e alla distribuzione di energia elettrica in una
regione data. In deroga a questa regola, per l'energia
elettrica prodotta in un dato impianto di produzione
elettrica non collegato alla rete elettrica i produttori
possono utilizzare un valore medio. Le emissioni derivanti
dalla lavorazione comprendono le emissioni derivanti
dall'essiccazione di prodotti e materiali intermedi, se del
caso.
e) etd: emissioni derivanti dal trasporto e dalla
distribuzione
Le emissioni derivanti dal trasporto e dalla
distribuzione, etd, comprendono le emissioni generate dal
trasporto delle materie prime e dei prodotti semilavorati,
e dallo stoccaggio e dalla distribuzione dei prodotti
finiti. Le emissioni derivanti dal trasporto e dalla
distribuzione considerate alla lettera a) non sono
disciplinate dal presente punto.
f) eu: emissioni derivanti dall'uso
Le emissioni del carburante al momento dell'uso, eu,
sono considerate pari a zero per i biocarburanti e i
bioliquidi.
Le emissioni di gas ad effetto serra diversi dal CO2
(N2 O e CH4 ) del combustibile utilizzato sono incluse nel
fattore eu per i bioliquidi.
g) eccs: riduzione di emissioni da cattura e
stoccaggio geologico del CO2
La riduzione di emissioni da cattura e stoccaggio
geologico del CO2 , eccs, che non sia gia' stata computata
in ep, e' limitata alle emissioni evitate grazie alla
cattura e allo stoccaggio della CO2 emessa direttamente
legati all'estrazione, al trasporto, alla lavorazione e
alla distribuzione del combustibile se lo stoccaggio
rispetta i requisiti posti dalla direttiva 2009/31/CE del
Parlamento europeo e del Consiglio.
h) eccr: riduzione di emissioni da cattura e
sostituzione di CO2
La riduzione di emissioni da cattura e sostituzione
di CO2, eccr, e' direttamente collegata alla produzione dei
biocarburanti o bioliquidi alla quale e' attribuita, ed e'
limitata alle emissioni evitate grazie alla cattura della
CO2 il cui carbonio proviene dalla biomassa e che viene
usato per sostituire la CO2 derivata da carburanti fossili
nella produzione di prodotti e servizi commerciali prima
del 1° gennaio 2036.
i) allocazione emissioni in caso di cogenerazione
Quando un'unita' di cogenerazione - che fornisce
calore e/o energia elettrica a un processo di produzione di
combustibile le cui emissioni sono calcolate - produce
energia elettrica e/o calore utile in eccesso, le emissioni
di gas a effetto serra sono suddivise tra l'energia
elettrica e il calore utile a seconda della temperatura del
calore (che riflette l'utilita' del calore). La parte utile
del calore e' ottenuta moltiplicando il suo contenuto
energetico per il rendimento di Carnot, Ch, calcolato come
segue:
Ch = (Th - T0 )/ Th
dove:
Th = temperatura, misurata in temperatura assoluta
(kelvin) del calore utile al punto di fornitura;
T0 = temperatura ambiente, fissata a 273,15 kelvin
(pari a 0 °C).
Se il calore in eccesso e' esportato per il
riscaldamento degli edifici, a una temperatura inferiore a
150 °C (423,15 kelvin), Ch puo', in alternativa, essere
definito come segue:
Ch = rendimento di Carnot nel calore a 150 °C
(423,15 kelvin), pari a: 0,3546.
Ai fini di tale calcolo sono applicati i rendimenti
effettivi, definiti come le quantita' annua di energia
meccanica, elettrica e termica prodotte divise
rispettivamente per l'energia annua immessa.
Ai fini di tale calcolo si applicano le seguenti
definizioni:
«cogenerazione»: la generazione simultanea in un
unico processo di energia termica ed elettrica e/o
meccanica;
«calore utile»: il calore generato per soddisfare
una domanda economicamente giustificabile di calore, ai
fini di riscaldamento o raffrescamento;
«domanda economicamente giustificabile»: una
domanda non superiore al fabbisogno di calore o di freddo
che sarebbe altrimenti soddisfatta a condizioni di mercato.
Nel caso di combustibili prodotti in raffinerie,
diversi dalla combinazione degli impianti di trasformazione
con caldaie o unita' di cogenerazione che forniscono
energia termica e/o energia elettrica all'impianto di
trasformazione, l'unita' di analisi ai fini del calcolo e'
la raffineria.
l) allocazione in caso di produzione contemporanea di
piu' prodotti
Quando nel processo di produzione di combustibile
sono prodotti, in combinazione, il combustibile per il
quale sono calcolate le emissioni e uno o piu' altri
prodotti («co-prodotti»), le emissioni di gas a effetto
serra sono divise tra il combustibile o il prodotto
intermedio e i coprodotti proporzionalmente al loro
contenuto energetico (determinato dal potere calorifico
inferiore nel caso di co-prodotti diversi dall'energia
elettrica e dal calore). L'intensita' delle emissioni di
gas a effetto serra dell'energia elettrica o del calore
utile in eccesso e' uguale all'intensita' delle emissioni
di gas a effetto serra fornita al processo di produzione di
combustibile ed e' determinata dal calcolo dell'intensita'
di gas a effetto serra di tutti gli input e le emissioni,
comprese le materie prime e le emissioni di CH4 e N2 O, da
e verso l'unita' di cogenerazione, caldaia o altro apparato
che fornisce calore o energia elettrica al processo di
produzione di combustibile. In caso di cogenerazione di
energia elettrica e di energia termica il calcolo viene
eseguito in applicazione di quanto previsto alla lettera
i). Ai fini dei calcoli, le emissioni da dividere sono: eec
+ el + esca + le frazioni di ep , etd , eccs , eccr che
intervengono fino alla fase, e nella fase stessa, del
processo di produzione nella quale il co-prodotto e'
fabbricato. Se sono state attribuite emissioni a
co-prodotti in precedenti fasi del processo nel ciclo di
vita, in sostituzione del totale delle emissioni si
utilizza solo la frazione delle emissioni attribuita
nell'ultima fase del processo prima del prodotto
combustibile intermedio. Nel caso dei biocarburanti e dei
bioliquidi, ai fini di tale calcolo sono presi in
considerazione tutti i co-prodotti che non sono contemplati
tra quelli riportati in precedenza. I co-prodotti il cui
contenuto energetico e' negativo sono considerati aventi un
contenuto energetico pari a zero ai fini del calcolo. In
linea generale, rifiuti e residui, compresi tutti i rifiuti
e i residui inclusi nell'allegato IX, sono considerati
materiali a zero emissioni di gas a effetto serra durante
il ciclo di vita fino al processo di raccolta degli stessi,
a prescindere dal fatto che siano trasformati in prodotti
intermedi prima di essere trasformati in prodotto finito.
Nel caso di combustibili da biomassa prodotti in
raffinerie, diversi dalla combinazione degli impianti di
trasformazione con caldaie o unita' di cogenerazione che
forniscono calore e/o energia elettrica all'impianto di
trasformazione, l'unita' di analisi ai fini del calcolo e'
la raffineria.
m) calcolo emissioni in caso di rifiuti e residui
Rifiuti e residui, compresi fronde e rami degli
alberi, paglia, lolla, tutoli e gusci, e i residui della
lavorazione, compresa la glicerina grezza (glicerina non
raffinata) e bagasse, sono considerati materiali a zero
emissioni di gas a effetto serra durante il ciclo di vita
fino al processo di raccolta degli stessi, a prescindere
dal fatto che essi sono trasformati in prodotti intermedi
prima di essere trasformati in prodotto finito.»
__________
(1) Il quoziente ottenuto dividendo il peso molecolare
della CO2 (44,010 g/mol) per il peso molecolare del
carbonio (12,011 g/mol) e' uguale a 3,664;
(2) Terreni coltivati quali definiti dal gruppo
intergovernativo di esperti sul cambiamento climatico
(IPCC);
(3) Per colture perenni si intendono le colture
pluriennali il cui peduncolo solitamente non viene raccolto
annualmente, quali il bosco ceduo a rotazione rapida e la
palma da olio.
(4) Decisione 2010/335/UE della Commissione del 10
giugno 2010 relative alle linee direttrici per il calcolo
degli stock di carbonio nel suolo ai fini dell'Allegato V
della direttiva 2009/28/CE; Regolamento (UE) 2018/841 del
Parlamento europeo e del Consiglio relativo all'inclusione
delle emissioni e degli assorbimenti di gas a effetto serra
risultanti dall'uso del suolo, dal cambiamento di uso del
suolo e dalla silvicoltura nel quadro 2030 per il clima e
l'energia e recante la modifica del Regolamento (UE) n.
525/2013 e della decisione n. 529/2013/UE.
(5) Decisione 2010/335/UE della Commissione del 10
giugno 2010 relative alle linee direttrici per il calcolo
degli stock di carbonio nel suolo ai fini dell'Allegato V
della direttiva 2009/28/CE; Regolamento (UE) 2018/841 del
Parlamento europeo e del Consiglio relativo all'inclusione
delle emissioni e degli assorbimenti di gas a effetto serra
risultanti dall'uso del suolo, dal cambiamento di uso del
suolo e dalla silvicoltura nel quadro 2030 per il clima e
l'energia e recante la modifica del Regolamento (UE) n.
525/2013 e della decisione n. 529/2013/UE.
(6) Per «terreni pesantemente degradati» s'intendono
terreni che sono da tempo fortemente salini o il cui tenore
di materie organiche e' particolarmente basso e la cui
erosione e' particolarmente forte. |
| | Art. 33
Modifiche all'ALLEGATO VII del decreto legislativo
8 novembre 2021, n. 199
1. All'ALLEGATO VII del decreto legislativo 8 novembre 2021, n. 199, sono apportate le seguenti modificazioni:
a) Alla sezione B Metodologia di calcolo delle emissioni di gas ad effetto serra, Parte B. Calcolo delle emissioni di gas ad effetto serra durante il ciclo di vita, Punto 3. Precisazioni formula di cui al punto 1, sono apportate le seguenti modificazioni:
1) la lettera b) e' sostituita dalla seguente: «b) Esca: riduzioni delle emissioni grazie all'accumulo di carbonio nel suolo mediante una migliore gestione agricola
Ai fini del calcolo di cui al punto 1, lettera a), le riduzioni di emissioni di gas a effetto serra grazie a una migliore gestione agricola, esca, come il passaggio a una ridotta aratura o a una semina senza aratura, a colture migliorate e alla rotazione delle colture, all'uso di colture di copertura, compresa la gestione dei residui delle colture, e all'uso di ammendanti organici, come ad esempio compost e digestato della fermentazione del letame, sono prese in considerazione solo se non rischiano di incidere negativamente sulla biodiversita'. Devono inoltre essere forniti elementi di prova attendibili e verificabili del fatto che il carbonio nel suolo e' aumentato o che e' ragionevole attendersi che sia aumentato nel periodo di coltura delle materie prime considerate tenendo conto delle emissioni laddove tali pratiche determinino un aumento dell'uso di fertilizzanti e erbicidi .Tali elementi di prova possono essere costituiti da misurazioni del carbonio nel suolo, ad esempio con una prima misurazione anteriormente alla coltivazione e misurazioni successive a intervalli regolari a distanza di anni. In tale caso, prima che la seconda misurazione sia disponibile, l'aumento del carbonio nel suolo sarebbe stimato sulla base di esperimenti rappresentativi o di modelli di suolo. A partire dalla seconda misurazione, le misurazioni costituirebbero la base per la determinazione dell'esistenza di un aumento del carbonio nel suolo e della sua entita'.»;
2) la lettera h) e' sostituita dalla seguente: «h) eccr: riduzione di emissioni da cattura e sostituzione di CO2
La riduzione di emissioni da cattura e sostituzione di CO2 , eccr , e' direttamente collegata alla produzione di combustibili da biomassa alla quale e' attribuita, ed e' limitata alle emissioni evitate grazie alla cattura della CO2 il cui carbonio proviene dalla biomassa e che viene usato per sostituire la CO2 derivata da carburanti fossili nella produzione di prodotti e servizi commerciali prima del 1° gennaio 2036.»;
3) la lettera l) e' sostituita dalla seguente: «l) allocazione in caso di produzione contemporanea di piu' prodotti
Quando nel processo di produzione di combustibile sono prodotti, in combinazione, il combustibile per il quale sono calcolate le emissioni e uno o piu' altri prodotti («co-prodotti»), le emissioni di gas a effetto serra sono divise tra il combustibile o il prodotto intermedio e i coprodotti proporzionalmente al loro contenuto energetico (determinato dal potere calorifico inferiore nel caso di co-prodotti diversi dall'energia elettrica e dal calore). L'intensita' delle emissioni di gas a effetto serra dell'energia elettrica o del calore utile in eccesso e' uguale all'intensita' delle emissioni di gas a effetto serra fornita al processo di produzione di combustibile ed e' determinata dal calcolo dell'intensita' di gas a effetto serra di tutti gli input e le emissioni, comprese le materie prime e le emissioni di CH4 e N2 O, da e verso l'unita' di cogenerazione, caldaia o altro apparato che fornisce calore o energia elettrica al processo di produzione di combustibile. In caso di cogenerazione di energia elettrica e di energia termica il calcolo viene eseguito in applicazione di quanto previsto alla lettera i). Ai fini dei calcoli, le emissioni da dividere sono: eec + el + esca + le frazioni di ep , etd , eccs , eccr che intervengono fino alla fase, e nella fase stessa, del processo di produzione nella quale il co-prodotto e' fabbricato. Se sono state attribuite emissioni a co-prodotti in precedenti fasi del processo nel ciclo di vita, in sostituzione del totale delle emissioni si utilizza solo la frazione delle emissioni attribuita nell'ultima fase del processo prima del prodotto combustibile intermedio. Nel caso del biogas e del biometano, ai fini di tale calcolo sono presi in considerazione tutti i co-prodotti che non sono contemplati tra quelli riportati in precedenza. I co-prodotti il cui contenuto energetico e' negativo sono considerati aventi un contenuto energetico pari a zero ai fini del calcolo. In linea generale, rifiuti e residui, compresi tutti i rifiuti e i residui inclusi nell'allegato IX, sono considerati materiali a zero emissioni di gas a effetto serra durante il ciclo di vita fino al processo di raccolta degli stessi, a prescindere dal fatto che siano trasformati in prodotti intermedi prima di essere trasformati in prodotto finito. Nel caso di combustibili da biomassa prodotti in raffinerie, diversi dalla combinazione degli impianti di trasformazione con caldaie o unita' di cogenerazione che forniscono calore e/o energia elettrica all'impianto di trasformazione, l'unita' di analisi ai fini del calcolo e' la raffineria.».
Note all'art. 33:
- Si riporta il testo dell'ALLEGATO VII, sezione B,
Parte B, Punto 3, del citato decreto legislativo n. 199 del
2021, come modificato dal presente decreto:
«a) Eec: emissioni provenienti dalla produzione di
materia prima coltivata
Le emissioni derivanti dall'estrazione, raccolta o
coltivazione delle materie prime, eec, comprendono le
emissioni derivanti dal processo stesso di estrazione,
coltivazione o raccolta; dalla raccolta, essiccazione e
conservazione delle materie prime, dai rifiuti e dalle
perdite, e dalla produzione di sostanze chimiche o prodotti
utilizzati nell'estrazione o nella coltivazione. Non si
tiene conto della cattura di CO2 nella coltivazione delle
materie prime. La stima delle emissioni derivanti dalla
coltivazione di biomassa agricola puo' essere desunta dalle
medie regionali per le emissioni da coltivazione incluse
nelle relazioni di cui all'articolo 44, comma 2, o dalle
informazioni sui valori standard disaggregati delle
emissioni da coltivazione inclusi nel presente Allegato, in
alternativa all'uso dei valori effettivi. In assenza di
informazioni pertinenti in tali relazioni e' consentito
calcolare medie con riferimento alle pratiche agricole
basate, ad esempio, sui dati di un gruppo di aziende, in
alternativa all'uso dei valori effettivi.
Le stime delle emissioni derivanti dalla coltivazione
e dalla raccolta di biomassa forestale possono essere
ricavate dalle medie calcolate per le emissioni dalla
coltivazione e dalla raccolta per aree geografiche a
livello nazionale, in alternativa all'uso dei valori
effettivi.
b) Esca: riduzioni delle emissioni grazie
all'accumulo di carbonio nel suolo mediante una migliore
gestione agricola
Ai fini del calcolo di cui al punto 1, lettera a), le
riduzioni di emissioni di gas a effetto serra grazie a una
migliore gestione agricola, esca, come il passaggio a una
ridotta aratura o a una semina senza aratura, a colture
migliorate e alla rotazione delle colture, all'uso di
colture di copertura, compresa la gestione dei residui
delle colture, e all'uso di ammendanti organici, come ad
esempio compost e digestato della fermentazione del letame,
sono prese in considerazione solo se non rischiano di
incidere negativamente sulla biodiversita'. Devono inoltre
essere forniti elementi di prova attendibili e verificabili
del fatto che il carbonio nel suolo e' aumentato o che e'
ragionevole attendersi che sia aumentato nel periodo di
coltura delle materie prime considerate tenendo conto delle
emissioni laddove tali pratiche determinino un aumento
dell'uso di fertilizzanti e erbicidi. Tali elementi di
prova possono essere costituiti da misurazioni del carbonio
nel suolo, ad esempio con una prima misurazione
anteriormente alla coltivazione e misurazioni successive a
intervalli regolari a distanza di anni. In tale caso, prima
che la seconda misurazione sia disponibile, l'aumento del
carbonio nel suolo sarebbe stimato sulla base di
esperimenti rappresentativi o di modelli di suolo. A
partire dalla seconda misurazione, le misurazioni
costituirebbero la base per la determinazione
dell'esistenza di un aumento del carbonio nel suolo e della
sua entita'.
c) el: emissioni annualizzate risultanti da modifiche
delle scorte di carbonio dovute al cambiamento della
destinazione d'uso dei terreni
Le emissioni annualizzate risultanti da modifiche
delle scorte di carbonio dovute al cambiamento della
destinazione d'uso dei terreni, el, sono calcolate
ripartendo uniformemente il totale delle emissioni su 20
anni. Per il calcolo di dette emissioni, si applica la
seguente formula:
el = (CSR - CSA) × 3,664 × 1/20 × 1/P - eB(7)
dove:
el = le emissioni annualizzate di gas a effetto
serra risultanti da modifiche delle scorte di carbonio
dovute al cambiamento della destinazione del terreno
(espresse in massa equivalente di CO2 per unita' di energia
prodotta dal combustibile da biomassa). I «terreni
coltivati»(8) e le «colture perenni»(9) sono considerati un
solo tipo di destinazione del terreno;
CSR = le scorte di carbonio per unita' di
superficie associate alla destinazione del terreno di
riferimento (espresso in massa (tonnellate) di carbonio per
unita' di superficie, compresi suolo e vegetazione)
calcolato in linea con gli atti normativi europei(10). La
destinazione di riferimento del terreno e' la destinazione
del terreno nel gennaio 2008 o 20 anni prima
dell'ottenimento delle materie prime, se quest'ultima data
e' posteriore;
CSA = le scorte di carbonio per unita' di
superficie associate alla destinazione del terreno di
riferimento (espresso in massa (tonnellate) di carbonio per
unita' di superficie, compresi suolo e vegetazione)
calcolato in linea con gli atti normativi europei(11). Nel
caso in cui le scorte di carbonio si accumulino per oltre
un anno, il valore attribuito al CSA e' il valore stimato
per unita' di superficie dopo 20 anni o quando le colture
giungono a maturazione, se quest'ultima data e' anteriore;
P = la produttivita' delle colture (misurata come
quantita' di energia ottenuta dal combustibile da biomassa
per unita' di superficie all'anno); e
eB = bonus di 29 g CO2eq /MJ di combustibile da
biomassa se la biomassa e' ottenuta a partire da terreni
degradati ripristinati, applicabile nel caso in presenza di
elementi che dimostrino che il terreno in questione:
a) non era utilizzato per attivita' agricole o di
altro tipo nel gennaio 2008; e
b) e' pesantemente degradato(12), compresi i
terreni precedentemente utilizzati per scopi agricoli.
Il bonus di 29 g CO2eq/MJ si applica per un periodo
massimo di 20 anni a decorrere dalla data di conversione
del terreno ad uso agricolo purche', per i terreni di cui
alla lettera b), siano assicurate la crescita regolare
delle scorte di carbonio e la rilevante riduzione
dell'erosione.
d) ep: emissioni derivanti dalla lavorazione
Le emissioni derivanti dalla lavorazione, ep,
includono le emissioni dalla lavorazione stessa, dai
rifiuti e dalle perdite, e dalla produzione di sostanze
chimiche e prodotti utilizzati per la lavorazione, incluse
le emissioni di CO2 corrispondenti al contenuto di carbonio
degli input fossili, che siano o meno effettivamente
bruciati nel processo.
Nel calcolo del consumo di energia elettrica non
prodotta all'interno dell'unita' di produzione del
combustibile solido o gassoso da biomassa, l'intensita'
delle emissioni di gas a effetto serra della produzione e
della distribuzione dell'energia elettrica viene ipotizzata
uguale all'intensita' media delle emissioni dovute alla
produzione e alla distribuzione di energia elettrica in una
data regione. In deroga a questa regola, per l'energia
elettrica prodotta in un dato impianto di produzione
elettrica non collegato alla rete elettrica i produttori
possono utilizzare un valore medio.
Le emissioni derivanti dalla lavorazione comprendono
le emissioni derivanti dall'essiccazione di prodotti e
materiali intermedi, se del caso.
e) etd: emissioni derivanti dal trasporto e dalla
distribuzione
Le emissioni derivanti dal trasporto e dalla
distribuzione, etd, comprendono le emissioni generate dal
trasporto delle materie prime e dei prodotti semilavorati,
e dallo stoccaggio e dalla distribuzione dei prodotti
finiti. Le emissioni derivanti dal trasporto e dalla
distribuzione considerate alla lettera a) non sono
disciplinate dal presente punto.
f) eu: emissioni derivanti dall'uso
Le emissioni di CO2 derivanti dal combustibile al
momento dell'uso, eu , sono considerate pari a zero per i
combustibili da biomassa. Le emissioni di gas ad effetto
serra diversi dal CO2 (CH4 e N2 O) derivanti dal
combustibile utilizzato sono incluse nel fattore eu .
g) eccs: riduzione di emissioni da cattura e
stoccaggio geologico del CO2
La riduzione di emissioni da cattura e stoccaggio
geologico di CO2 , eccs, che non e' gia' stata computata in
ep , e' limitata alle emissioni evitate grazie alla cattura
e allo stoccaggio della CO2 emessa, direttamente collegata
all'estrazione, al trasporto, alla lavorazione e alla
distribuzione del combustibile da biomassa, se lo
stoccaggio rispetta i requisiti posti dalla direttiva
2009/31/CE.
h) eccr: riduzione di emissioni da cattura e
sostituzione di CO2
La riduzione di emissioni da cattura e sostituzione
di CO2 , eccr , e' direttamente collegata alla produzione
di combustibili da biomassa alla quale e' attribuita, ed e'
limitata alle emissioni evitate grazie alla cattura della
CO2 il cui carbonio proviene dalla biomassa e che viene
usato per sostituire la CO2 derivata da carburanti fossili
nella produzione di prodotti e servizi commerciali prima
del 1° gennaio 2036.
i) allocazione emissioni in caso di cogenerazione
Quando un'unita' di cogenerazione - che fornisce
calore e/o energia elettrica a un processo di produzione di
combustibile da biomassa le cui emissioni sono calcolate -
produce energia elettrica e/o calore utile in eccesso, le
emissioni di gas a effetto serra sono suddivise tra
l'energia elettrica e il calore utile a seconda della
temperatura del calore (che riflette l'utilita' del
calore).
La parte utile del calore e' ottenuta moltiplicando
il suo contenuto energetico per il rendimento di Carnot,
Ch, calcolato come segue:
Ch = (Th - T0)/ Th
dove:
Th = la temperatura, misurata in temperatura
assoluta (kelvin) del calore utile al punto di fornitura;
T0 = temperatura ambiente, fissata a 273,15 kelvin
(pari a 0 °C).
Se il calore in eccesso e' esportato per il
riscaldamento degli edifici, a una temperatura inferiore a
150 °C (423,15 kelvin), Ch puo', in alternativa, essere
definito come segue:
Ch = rendimento di Carnot alla temperatura di 150
°C (423,15 kelvin), pari a: 0,3546
Ai fini di tale calcolo sono applicati i rendimenti
effettivi, definiti come le quantita' annua di energia
meccanica, elettrica e termica prodotte divise
rispettivamente per l'energia annua immessa.
Ai fini di tale calcolo si applicano le seguenti
definizioni:
«cogenerazione»: la generazione simultanea in un
unico processo di energia termica ed elettrica e/o
meccanica;
«calore utile»: il calore generato per soddisfare
una domanda economicamente giustificabile di calore, ai
fini di riscaldamento o raffrescamento;
«domanda economicamente giustificabile»: una
domanda non superiore al fabbisogno di calore o di freddo e
che sarebbe altrimenti soddisfatta a condizioni di mercato
Nel caso di combustibili prodotti in raffinerie,
diversi dalla combinazione degli impianti di trasformazione
con caldaie o unita' di cogenerazione che forniscono
energia termica e/o energia elettrica all'impianto di
trasformazione, l'unita' di analisi ai fini del calcolo e'
la raffineria.
l) allocazione in caso di produzione contemporanea di
piu' prodotti
Quando nel processo di produzione di combustibile
sono prodotti, in combinazione, il combustibile per il
quale sono calcolate le emissioni e uno o piu' altri
prodotti («co-prodotti»), le emissioni di gas a effetto
serra sono divise tra il combustibile o il prodotto
intermedio e i coprodotti proporzionalmente al loro
contenuto energetico (determinato dal potere calorifico
inferiore nel caso di co-prodotti diversi dall'energia
elettrica e dal calore). L'intensita' delle emissioni di
gas a effetto serra dell'energia elettrica o del calore
utile in eccesso e' uguale all'intensita' delle emissioni
di gas a effetto serra fornita al processo di produzione di
combustibile ed e' determinata dal calcolo dell'intensita'
di gas a effetto serra di tutti gli input e le emissioni,
comprese le materie prime e le emissioni di CH4 e N2 O, da
e verso l'unita' di cogenerazione, caldaia o altro apparato
che fornisce calore o energia elettrica al processo di
produzione di combustibile. In caso di cogenerazione di
energia elettrica e di energia termica il calcolo viene
eseguito in applicazione di quanto previsto alla lettera
i). Ai fini dei calcoli, le emissioni da dividere sono: eec
+ el + esca + le frazioni di ep, etd, eccs, eccr che
intervengono fino alla fase, e nella fase stessa, del
processo di produzione nella quale il co-prodotto e'
fabbricato. Se sono state attribuite emissioni a
co-prodotti in precedenti fasi del processo nel ciclo di
vita, in sostituzione del totale delle emissioni si
utilizza solo la frazione delle emissioni attribuita
nell'ultima fase del processo prima del prodotto
combustibile intermedio. Nel caso del biogas e del
biometano, ai fini di tale calcolo sono presi in
considerazione tutti i co-prodotti che non sono contemplati
tra quelli riportati in precedenza. I co-prodotti il cui
contenuto energetico e' negativo sono considerati aventi un
contenuto energetico pari a zero ai fini del calcolo. In
linea generale, rifiuti e residui, compresi tutti i rifiuti
e i residui inclusi nell'allegato IX, sono considerati
materiali a zero emissioni di gas a effetto serra durante
il ciclo di vita fino al processo di raccolta degli stessi,
a prescindere dal fatto che siano trasformati in prodotti
intermedi prima di essere trasformati in prodotto finito.
Nel caso di combustibili da biomassa prodotti in
raffinerie, diversi dalla combinazione degli impianti di
trasformazione con caldaie o unita' di cogenerazione che
forniscono calore e/o energia elettrica all'impianto di
trasformazione, l'unita' di analisi ai fini del calcolo e'
la raffineria.»
__________
(7) Il quoziente ottenuto dividendo il peso molecolare
della CO2 (44,010 g/mol) per il peso molecolare del
carbonio (12,011 g/mol) e' uguale a 3,664.
(8) Terreni coltivati quali definiti dal gruppo
intergovernativo di esperti sul cambiamento climatico
(IPCC);
(9) Colture pluriennali il cui peduncolo non viene
raccolto annualmente, quali il bosco ceduo a rotazione
rapida e la palma da olio
(10) Decisione 2010/335/UE della Commissione del 10
giugno 2010 relative alle linee direttrici per il calcolo
degli stock di carbonio nel suolo ai fini dell'Allegato V
della direttiva 2009/28/CE; Regolamento (UE) 2018/841 del
Parlamento europeo e del Consiglio relativo all'inclusione
delle emissioni e degli assorbimenti di gas a effetto serra
risultanti dall'uso del suolo, dal cambiamento di uso del
suolo e dalla silvicoltura nel quadro 2030 per il clima e
l'energia e recante la modifica del Regolamento (UE) n.
525/2013 e della decisione n. 529/2013/UE.
(11) Decisione 2010/335/UE della Commissione del 10
giugno 2010 relative alle linee direttrici per il calcolo
degli stock di carbonio nel suolo ai fini dell'Allegato V
della direttiva 2009/28/CE; Regolamento (UE) 2018/841 del
Parlamento europeo e del Consiglio relativo all'inclusione
delle emissioni e degli assorbimenti di gas a effetto serra
risultanti dall'uso del suolo, dal cambiamento di uso del
suolo e dalla silvicoltura nel quadro 2030 per il clima e
l'energia e recante la modifica del Regolamento (UE) n.
525/2013 e della decisione n. 529/2013/UE.
(12) Per «terreni pesantemente degradati» s'intendono
terreni che sono da tempo fortemente salini o il cui tenore
di materie organiche e' particolarmente basso e la cui
erosione e' particolarmente forte. |
| | Art. 34
Modifiche all'ALLEGATO VIII del decreto legislativo
8 novembre 2021, n. 199
1. All'ALLEGATO VIII del decreto legislativo 8 novembre 2021, n. 199, sono apportate le seguenti modificazioni:
a) alla rubrica della parte A, le parole: «, il cui contributo per il conseguimento delle quote di cui all'art. 39, commi 1 e 2, e' considerato il doppio del loro contenuto energetico ai sensi del comma 7, lettera a)» sono soppresse;
b) alla rubrica della parte B, le parole: «e puo' essere considerato il doppio del loro contenuto energetico ai sensi del comma 7, lettera a)» sono soppresse.
Note all'art. 34:
- Si riporta la rubrica della Parte A dell'ALLEGATO
VIII del citato decreto legislativo n. 199 del 2021, come
modificata dal presente decreto:
«Materie prime per la produzione di biogas per il
trasporto e biocarburanti avanzati.»
- Si riporta la rubrica della Parte B dell'ALLEGATO
VIII del citato decreto legislativo n. 199 del 2021, come
modificato dal presente decreto:
«Materie prime per la produzione di biogas per il
trasporto e biocarburanti, il cui contributo per il
conseguimento delle quote di cui all'art. 39, comma 1, e'
limitato ai sensi del comma 3 lettera b).» |
| | Art. 35
Modifiche all'articolo 3 del decreto legislativo
16 marzo 1999, n. 79
1. All'articolo 3 del decreto legislativo 16 marzo 1999, n. 79, dopo il comma 2-octies sono inseriti i seguenti:
«2-nonies. L'Autorita' di regolazione per energia reti e ambiente (ARERA), entro centottanta giorni dalla data di entrata in vigore della presente disposizione, adotta i criteri e le modalita' sulla base dei quali il gestore della rete di trasmissione nazionale rende disponibili, in relazione all'energia elettrica fornita in ogni zona di offerta, le informazioni sulla quota di energia elettrica da fonti rinnovabili.
2-decies. Con decreto del Ministero dell'ambiente e della sicurezza energetica, da adottare entro centoventi giorni dalla pubblicazione dei criteri e delle modalita' di cui al comma 2-nonies, anche avvalendosi di ISPRA, sono disciplinati i criteri e le modalita' sulla base dei quali il gestore della rete di trasmissione nazionale rende disponibili, in relazione all'energia elettrica fornita in ogni zona di offerta, le informazioni sul tenore di emissioni di gas a effetto serra.
2-undecies. I criteri e le modalita' definite ai sensi dei commi 2-nonies e 2-decies assicurano che le informazioni siano rese disponibili dal gestore della rete di trasmissione nel modo piu' accurato possibile e ad intervalli corrispondenti alla frequenza di regolamentazione del mercato ma non superiore all'ora, con previsioni ove disponibili, assicurando l'interoperabilita' sulla base di formati di dati armonizzati e serie di dati standardizzati affinche' possano essere utilizzati in maniera non discriminatoria dai partecipanti al mercato dell'energia elettrica, dagli aggregatori, dai consumatori e dagli utenti finali e che possano essere letti da dispositivi elettronici di comunicazione.».
Note all'art. 35:
- Si riporta il testo dell'articolo 3 del citato
decreto legislativo n. 79 del 1999, come modificato dal
presente decreto:
«Art. 3 (Gestore della rete di trasmissione
nazionale). - 1. Il gestore della rete di trasmissione
nazionale, di seguito "gestore", esercita le attivita' di
trasmissione e dispacciamento dell'energia elettrica, ivi
compresa la gestione unificata della rete di trasmissione
nazionale. Il gestore ha l'obbligo di connettere alla rete
di trasmissione nazionale tutti i soggetti che ne facciano
richiesta, senza compromettere la continuita' del servizio
e purche' siano rispettate le regole tecniche di cui al
comma 6 del presente articolo e le condizioni
tecnicoeconomiche di accesso e di interconnessione fissate
dall'Autorita' per l'energia elettrica e il gas.
L'eventuale rifiuto di accesso alla rete deve essere
debitamente motivato dal gestore. Il gestore della rete di
trasmissione nazionale fornisce ai soggetti responsabili
della gestione di ogni altra rete dell'Unione europea
interconnessa con la rete di trasmissione nazionale
informazioni sufficienti per garantire il funzionamento
sicuro ed efficiente, lo sviluppo coordinato e
l'interoperabilita' delle reti interconnesse.
2. Il gestore della rete di trasmissione nazionale
gestisce i flussi di energia, i relativi dispositivi di
interconnessione ed i servizi ausiliari necessari;
garantisce l'adempimento di ogni altro obbligo volto ad
assicurare la sicurezza, l'affidabilita', l'efficienza e il
minor costo del servizio e degli approvvigionamenti;
gestisce la rete, di cui puo' essere proprietario, senza
discriminazione di utenti o categorie di utenti; delibera
gli interventi di manutenzione e di sviluppo della rete, a
proprio carico, se proprietario della rete, o a carico
delle societa' proprietarie, in modo da assicurare la
sicurezza e la continuita' degli approvvigionamenti,
nonche' lo sviluppo della rete medesima nel rispetto degli
indirizzi del Ministro dell'industria, del commercio e
dell'artigianato. Al gestore sono trasferiti competenze,
diritti e poteri di soggetti privati e pubblici, anche ad
ordinamento autonomo, previsti dalla normativa vigente con
riferimento alle attivita' riservate al gestore stesso. Il
gestore della rete di trasmissione nazionale mantiene il
segreto sulle informazioni commerciali riservate acquisite
nel corso dello svolgimento della sua attivita' e impedisce
che le informazioni concernenti la propria attivita'
commercialmente vantaggiose siano divulgate in modo
discriminatorio.
Le informazioni necessarie per una concorrenza
effettiva e per l'efficiente funzionamento del mercato sono
rese pubbliche, fermo restando l'obbligo di mantenere il
segreto sulle informazioni commerciali riservate. Le
imprese collegate al gestore della rete di trasmissione
nazionale non possono abusare delle informazioni riservate
nelle proprie operazioni di compravendita di energia
elettrica o servizi connessi.
2-bis. Il gestore della rete di trasmissione
nazionale fornisce ai gestori di altri sistemi
interconnessi con il proprio le informazioni sufficienti a
garantire il funzionamento sicuro ed efficiente, lo
sviluppo coordinato e l'interoperabilita' del sistema
interconnesso, assicura che non vi siano discriminazioni
tra utenti e categorie di utenti, specialmente a favore
delle proprie societa' e imprese collegate, fornisce a
tutti gli utenti, in condizioni di parita', le informazioni
necessarie per un efficiente accesso al sistema, riscuote
le rendite da congestione e i pagamenti dovuti nell'ambito
del meccanismo di compensazione tra gestori dei sistemi di
trasmissione, in conformita' all'articolo 49 del
regolamento (UE) 2019/943, acquista i servizi ancillari
volti a garantire la sicurezza del sistema, partecipa alle
valutazioni di adeguatezza del sistema, a livello nazionale
ed europeo, assicura la digitalizzazione dei propri sistemi
di trasmissione e provvede alla gestione dei dati, anche
attraverso lo sviluppo di sistemi di gestione, alla
cybersicurezza e alla protezione dei dati, sotto la
vigilanza e il controllo dell'ARERA e sentita l'Agenzia per
la cybersicurezza nazionale per gli aspetti relativi alla
cybersicurezza.
2-ter. Il gestore della rete di trasmissione
nazionale acquisisce i servizi di bilanciamento nel
rispetto delle seguenti condizioni:
a) stabilisce procedure trasparenti, non
discriminatorie e fondate su criteri di mercato;
b) assicura la partecipazione di tutte le imprese
elettriche qualificate e di tutti i partecipanti al mercato
dell'energia elettrica e dei servizi connessi, inclusi i
partecipanti al mercato che offrono energia elettrica
prodotta da fonti rinnovabili, i partecipanti al mercato
attivi nella gestione della domanda, i gestori di impianti
di stoccaggio dell'energia elettrica e i partecipanti al
mercato coinvolti in un'aggregazione;
c) definisce, d'intesa con l'ARERA e previa
approvazione di quest'ultima, nonche' in stretta
collaborazione con tutti i partecipanti al mercato
dell'energia elettrica, i requisiti tecnici per la
fornitura dei servizi di bilanciamento necessari.
2-quater. Il gestore della rete di trasmissione,
previa approvazione da parte dell'ARERA, stabilisce, con
una procedura trasparente e partecipativa che coinvolge gli
utenti e i gestori del sistema di distribuzione
dell'energia elettrica, le specifiche tecniche per i
servizi ancillari non relativi alla frequenza e gli
standard dei prodotti di mercato necessari per la fornitura
di tali servizi. Le specifiche tecniche e gli standard
cosi' definiti assicurano la partecipazione effettiva e
discriminatoria di tutti i partecipanti al mercato
dell'energia elettrica, con le stesse garanzie di cui al
comma 2-ter, lettera b), del presente articolo.
2-quinquies. Il gestore della rete di trasmissione
nazionale scambia le informazioni necessarie e si coordina
con i gestori del sistema di distribuzione, al fine di
assicurare l'uso ottimale delle risorse, il funzionamento
sicuro ed efficiente del sistema e lo sviluppo del mercato
dell'energia elettrica. Il gestore della rete di
trasmissione nazionale ha diritto ad essere adeguatamente
remunerato per l'acquisizione di servizi che consentono di
recuperare i corrispondenti costi, determinati in misura
ragionevole, ivi comprese le spese necessarie per le
tecnologie dell'informazione e della comunicazione e i
costi dell'infrastruttura.
2-sexies. L'obbligo di approvvigionamento dei servizi
ancillari ai sensi del comma 2-quater del presente articolo
non si applica alle componenti di rete pienamente
integrate.
2-septies. Il gestore della rete di trasmissione
nazionale stabilisce e pubblica sul proprio sito web, in
un'apposita sezione, procedure trasparenti ed efficienti
per la connessione di nuovi impianti di generazione e di
nuovi impianti di stoccaggio di energia elettrica, senza
discriminazioni. Le procedure, prima di essere pubblicate,
devono essere comunicate all'ARERA e da questa approvate.
2-octies. Il gestore della rete di trasmissione
nazionale non ha il diritto di rifiutare la connessione di
un nuovo impianto di generazione ovvero di stoccaggio di
energia elettrica in ragione di eventuali future
limitazioni della capacita' di rete disponibile e di
congestioni in punti distanti del sistema. La connessione
di nuovi impianti di generazione o di stoccaggio non puo'
essere rifiutata neppure per i costi supplementari
derivanti dalla necessita' di aumentare la capacita' degli
elementi del sistema posti nelle immediate vicinanze del
punto di connessione. La capacita' di connessione garantita
puo' essere limitata e possono essere offerte connessioni
soggette a limitazioni operative, onde assicurare
l'efficienza economica dei nuovi impianti di generazione o
di stoccaggio. Le limitazioni di cui al presente comma
devono essere trasmesse all'ARERA, prima della
pubblicazione, e devono essere da questa approvate.
2-nonies. L'Autorita' di regolazione per energia reti e
ambiente (ARERA), entro centottanta giorni dalla data di
entrata in vigore della presente disposizione, adotta i
criteri e le modalita' sulla base dei quali il gestore
della rete di trasmissione nazionale rende disponibili, in
relazione all'energia elettrica fornita in ogni zona di
offerta, le informazioni sulla quota di energia elettrica
da fonti rinnovabili.
2-decies. Con decreto del Ministero dell'ambiente e
della sicurezza energetica, da adottare entro centoventi
giorni dalla pubblicazione dei criteri e delle modalita' di
cui al comma 2-nonies, anche avvalendosi di ISPRA, sono
disciplinati i criteri e le modalita' sulla base dei quali
il gestore della rete di trasmissione nazionale rende
disponibili, in relazione all'energia elettrica fornita in
ogni zona di offerta, le informazioni sul tenore di
emissioni di gas a effetto serra.
2-undecies. I criteri e le modalita' definite ai sensi
dei commi 2-nonies e 2-decies assicurano che le
informazioni siano rese disponibili dal gestore della rete
di trasmissione nel modo piu' accurato possibile e ad
intervalli corrispondenti alla frequenza di
regolamentazione del mercato ma non superiore all'ora, con
previsioni ove disponibili, assicurando l'interoperabilita'
sulla base di formati di dati armonizzati e serie di dati
standardizzati affinche' possano essere utilizzati in
maniera non discriminatoria dai partecipanti al mercato
dell'energia elettrica, dagli aggregatori, dai consumatori
e dagli utenti finali e che possano essere letti da
dispositivi elettronici di comunicazione.
3. L'Autorita' per l'energia elettrica e il gas fissa
le condizioni atte a garantire a tutti gli utenti della
rete la liberta' di accesso a parita' di condizioni,
l'imparzialita' e la neutralita' del servizio di
trasmissione e dispacciamento. Nell'esercizio di tale
competenza l'Autorita' persegue l'obiettivo della piu'
efficiente utilizzazione dell'energia elettrica prodotta o
comunque immessa nel sistema elettrico nazionale,
compatibilmente con i vincoli tecnici della rete.
L'Autorita' prevede, inoltre, l'obbligo di utilizzazione
prioritaria dell'energia elettrica prodotta a mezzo di
fonti energetiche rinnovabili e di quella prodotta mediante
cogenerazione.
4. Entro il termine di trenta giorni dalla data di
entrata in vigore del presente decreto l'ENEL S.p.a.
costituisce una societa' per azioni cui conferisce, entro i
successivi sessanta giorni, tutti i beni, eccettuata la
proprieta' delle reti, i rapporti giuridici inerenti
all'attivita' del gestore stesso, compresa la quota parte
dei debiti afferenti al patrimonio conferito, e il
personale necessario per le attivita' di competenza. Con
propri decreti il Ministro dell'industria, del commercio e
dell'artigianato, sentita l'Autorita' dell'energia
elettrica ed il gas, entro i trenta giorni successivi alla
data dei suddetti conferimenti, dispone gli eventuali,
ulteriori conferimenti necessari all'attivita' del gestore
e approva i conferimenti stessi. Lo stesso Ministro
determina con proprio provvedimento la data in cui la
societa' assume la titolarita' e le funzioni di gestore
della rete di trasmissione nazionale; dalla medesima data
le azioni della suddetta societa' sono assegnate a titolo
gratuito al Ministero del tesoro, del bilancio e della
programmazione economica. I diritti dell'azionista sono
esercitati d'intesa tra il Ministro del tesoro, del
bilancio e della programmazione economica e il Ministro
dell'industria, del commercio e dell'artigianato. Gli
indirizzi strategici ed operativi del gestore sono definiti
dal Ministero dell'industria, del commercio e
dell'artigianato. Fino alla stessa data l'ENEL S.p.a. e'
responsabile del corretto funzionamento della rete di
trasmissione nazionale e delle attivita' di dispacciamento
nonche' di quanto previsto dal comma 12.
5. Il gestore della rete e' concessionario delle
attivita' di trasmissione e dispacciamento; la concessione
e' disciplinata, entro centottanta giorni dalla data di
entrata in vigore del presente decreto, con decreto del
Ministro dell'industria, del commercio e dell'artigianato.
Con analogo decreto, si provvede ad integrare o modificare
la concessione rilasciata in tutti i casi di modifiche
nell'assetto e nelle funzioni del gestore e, comunque, ove
il Ministro delle attivita' produttive lo ritenga
necessario, per la migliore funzionalita' della concessione
medesima all'esercizio delle attivita' riservate al
gestore.
6. Il gestore, con proprie delibere, stabilisce le
regole per il dispacciamento nel rispetto delle condizioni
di cui al comma 3 e degli indirizzi di cui al comma 2
dell'articolo 1. Sulla base di direttive emanate
dall'Autorita' per l'energia elettrica e il gas entro
novanta giorni dalla data di entrata in vigore del presente
decreto, il gestore della rete di trasmissione nazionale
adotta regole tecniche, di carattere obiettivo e non
discriminatorio, in materia di progettazione e
funzionamento degli impianti di generazione, delle reti di
distribuzione, delle apparecchiature direttamente connesse,
dei circuiti di interconnessione e delle linee dirette, al
fine di garantire la piu' idonea connessione alla rete di
trasmissione nazionale nonche' la sicurezza e la
connessione operativa tra le reti. L'Autorita' per
l'energia elettrica e il gas verifica la conformita' delle
regole tecniche adottate dal gestore alle direttive dalla
stessa emanate e si pronuncia, sentito il gestore, entro
novanta giorni; qualora la pronuncia non intervenga entro
tale termine, le regole si intendono approvate. In nessun
caso possono essere riconosciuti ai proprietari di porzioni
della rete di trasmissione nazionale, o a coloro che ne
abbiano la disponibilita', fatta eccezione per il gestore
della rete di trasmissione nazionale in relazione alle
attivita' di trasmissione e dispacciamento, diritti di
esclusiva o di priorita' o condizioni di maggior favore di
alcun tipo nell'utilizzo della stessa. L'utilizzazione
della rete di trasmissione nazionale per scopi estranei al
servizio elettrico non puo' comunque comportare vincoli o
restrizioni all'utilizzo della rete stessa per le finalita'
disciplinate dal presente decreto. Le regole tecniche di
cui al presente comma sono pubblicate nella Gazzetta
Ufficiale della Repubblica italiana e sono notificate alla
Commissione delle Comunita' europee a norma dell'articolo 8
della direttiva 81/189/CEE del Consiglio del 28 marzo 1983.
7. Entro novanta giorni dalla data di entrata in
vigore del presente decreto, il Ministro dell'industria,
del commercio e dell'artigianato, sentiti l'Autorita' per
l'energia elettrica e il gas e i soggetti interessati,
determina con proprio decreto l'ambito della rete di
trasmissione nazionale, comprensiva delle reti di tensione
uguale o superiore a 220 kV e delle parti di rete, aventi
tensioni comprese tra 120 e 220 kV, da individuare secondo
criteri funzionali. Successivamente alla emanazione di tale
decreto il gestore puo' affidare a terzi, previa
autorizzazione del Ministro dell'industria, del commercio e
dell'artigianato e sulla base di convenzioni approvate
dall'Autorita' per l'energia elettrica e il gas, la
gestione di limitate porzioni della rete di trasmissione
nazionale non direttamente funzionali alla stessa. Entro
trenta giorni dalla emanazione del decreto di
determinazione della rete di trasmissione nazionale i
proprietari di tale rete, o coloro che ne hanno comunque la
disponibilita', costituiscono una o piu' societa' di
capitali alle quali, entro i successivi novanta giorni,
sono trasferiti esclusivamente i beni e i rapporti, le
attivita' e le passivita', relativi alla trasmissione di
energia elettrica. Il Ministro dell'industria, del
commercio e dell'artigianato e il Ministro del tesoro, del
bilancio e della programmazione economica possono
promuovere l'aggregazione delle suddette societa', anche in
forme consortili, favorendo la partecipazione di tutti gli
operatori del mercato.
8. Il gestore stipula convenzioni, anche con le
societa' che dispongono delle reti di trasmissione, per
disciplinare gli interventi di manutenzione e di sviluppo
della rete e dei dispositivi di interconnessione con altre
reti nel caso in cui non ne sia proprietario; altrimenti,
il gestore risponde direttamente nei confronti del
Ministero delle attivita' produttive della tempestiva
esecuzione degli interventi di manutenzione e sviluppo
della rete deliberati. Le suddette convenzioni sono
stipulate in conformita' ad una convenzione tipo definita,
entro centoventi giorni dall'entrata in vigore del presente
decreto legislativo, con decreto del Ministro
dell'industria, del commercio e dell'artigianato, su
proposta dell'Autorita' dell'energia elettrica e del gas, a
norma della legge n. 481 del 1995, sentita la Conferenza
unificata, istituita ai sensi del decreto legislativo 28
agosto 1997, n. 281. Tale convenzione tipo prevede:
a) la competenza del gestore ad assumere le
decisioni in materia di manutenzione, gestione e sviluppo
della rete;
b) un'adeguata remunerazione delle attivita' e
degli investimenti, tenuto conto degli obblighi normativi a
carico degli operatori;
c) le modalita' di accertamento di disfunzioni ed
inadempimenti e la determinazione delle conseguenti
sanzioni, della possibilita' di interventi sostitutivi e di
eventuali indennizzi alle parti lese;
d) le modalita' di coinvolgimento delle regioni
interessate in ordine agli aspetti di localizzazione,
razionalizzazione e sviluppo delle reti.
9. In caso di mancata stipula, entro centoventi
giorni dall'emanazione del decreto di determinazione della
rete di trasmissione nazionale di cui al comma 7, delle
convenzioni con le societa' che dispongono delle reti di
trasmissione, le stesse sono definite e rese efficaci entro
i successivi sessanta giorni con decreto del Ministro
dell'industria, del commercio e dell'artigianato, su
proposta dell'Autorita' per l'energia elettrica ed il gas.
Fino alla assunzione della titolarita' da parte del gestore
di cui al comma 4, i soggetti proprietari delle reti
restano responsabili della corretta manutenzione e
funzionamento delle reti e dei dispositivi di loro
proprieta'; i costi relativi possono essere riconosciuti
dal gestore della rete di trasmissione nazionale
nell'ambito della relativa convenzione. Eventuali
inadempienze o disservizi sono sanzionati dall'Autorita'
per l'energia elettrica ed il gas. L'Autorita' per
l'energia elettrica e il gas controlla che i rapporti
oggetto delle convenzioni si svolgano nel rispetto delle
disposizioni in esse contenute, potendo irrogare le
sanzioni previste dall'articolo 2, comma 20, lettera c),
della legge 14 novembre 1995, n. 481, nel caso in cui le
violazioni accertate pregiudichino l'accesso e l'uso a
condizioni paritetiche della rete di trasmissione
nazionale. Dei provvedimenti e delle iniziative adottate ai
sensi del presente comma viene data preventiva
comunicazione al Ministro dell'industria, del commercio e
dell'artigianato.
10. Per l'accesso e l'uso della rete di trasmissione
nazionale e' dovuto al gestore un corrispettivo determinato
indipendentemente dalla localizzazione geografica degli
impianti di produzione e dei clienti finali, e comunque
sulla base di criteri non discriminatori.
La misura del corrispettivo e' determinata
dall'Autorita' per l'energia elettrica e il gas entro
novanta giorni dall'entrata in vigore del presente decreto,
considerando anche gli oneri connessi ai compiti previsti
al comma 12 ed e' tale da incentivare il gestore allo
svolgimento delle attivita' di propria competenza secondo
criteri di efficienza economica. Con lo stesso
provvedimento l'Autorita' disciplina anche il periodo
transitorio fino all'assunzione della titolarita' da parte
del gestore di cui al comma 4.
11. Entro centottanta giorni dall'entrata in vigore
del presente decreto legislativo, con uno o piu' decreti
del Ministro dell'industria, del commercio e
dell'artigianato, di concerto con il Ministro del tesoro,
del bilancio e della programmazione economica, su proposta
dell'Autorita' per l'energia elettrica e il gas, sono
altresi' individuati gli oneri generali afferenti al
sistema elettrico, ivi inclusi gli oneri concernenti le
attivita' di ricerca e le attivita' di cui all'articolo 13,
comma 2, lettera e).
L'Autorita' per l'energia elettrica e il gas provvede
al conseguente adeguamento del corrispettivo di cui al
comma 10. La quota parte del corrispettivo a copertura dei
suddetti oneri a carico dei clienti finali, in particolare
per le attivita' ad alto consumo di energia, e' definita in
misura decrescente in rapporto ai consumi maggiori.
12. Il Ministro dell'industria, del commercio e
dell'artigianato, con proprio provvedimento ai sensi del
comma 3 dell'articolo 1, determina la cessione dei diritti
e delle obbligazioni relative all'acquisto di energia
elettrica, comunque prodotta da altri operatori nazionali,
da parte dell'ENEL S.p.a. al gestore della rete di
trasmissione nazionale. Il gestore ritira altresi'
l'energia elettrica di cui al comma 3 dell'articolo 22
della legge 9 gennaio 1991, n. 9, offerta dai produttori a
prezzi determinati dall'Autorita' per l'energia elettrica e
il gas in applicazione del criterio del costo evitato. Con
apposite convenzioni, previa autorizzazione del Ministro
dell'industria, del commercio e dell'artigianato sentita
l'Autorita' per l'energia elettrica e il gas, sono altresi'
ceduti al gestore, da parte dell'imprese
produttricidistributrici, l'energia elettrica ed i relativi
diritti di cui al titolo IV, lettera B), del provvedimento
CIP n. 6/1992; la durata di tali convenzioni e' fissata in
otto anni a partire dalla data di messa in esercizio degli
impianti ed il prezzo corrisposto include anche il costo
evitato.
13. Dalla data di entrata in funzione del sistema di
dispacciamento di merito economico il gestore, restando
garante del rispetto delle clausole contrattuali, cede
l'energia acquisita ai sensi del comma 12 al mercato. Ai
fini di assicurare la copertura dei costi sostenuti dal
gestore, l'Autorita' per l'energia elettrica e il gas
include negli oneri di sistema la differenza tra i costi di
acquisto del gestore e la somma dei ricavi derivanti dalla
vendita dell'energia sul mercato e dalla vendita dei
diritti di cui al comma 3 dell'articolo 11.
14. L'autorizzazione alla realizzazione delle linee
dirette e' rilasciata dalle competenti amministrazioni,
previo parere del gestore per le linee di tensione
superiore a 120 kV. Il rifiuto dell'autorizzazione deve
essere debitamente motivato.
15. Il Ministro dell'industria, del commercio e
dell'artigianato, per gli adempimenti relativi
all'attuazione del presente decreto, puo' avvalersi, con
opportune soluzioni organizzative, del supporto tecnico del
gestore.» |
| | Art. 36
Modifiche all'articolo 38 decreto legislativo
1° giugno 2011, n. 93
1. All'articolo 38 del decreto legislativo 1° giugno 2011, n. 93, dopo il comma 5-sexies e' inserito il seguente:
«5-sexies.1. L'ARERA, entro centottanta giorni dalla data di entrata in vigore della presente disposizione, adotta i criteri e le modalita' sulla base dei quali il gestore della rete di distribuzione rende disponibili, in modo aggregato e anonimo, i dati riguardanti l'energia elettrica da fonti rinnovabili generata e immessa nella rete dagli autoconsumatori e dalle comunita' di energia rinnovabile, assicurando l'interoperabilita' sulla base di formati di dati armonizzati e serie di dati standardizzati affinche' possano essere utilizzati in maniera non discriminatoria dai partecipanti al mercato dell'energia elettrica, dagli aggregatori, dai consumatori e dagli utenti finali e che possano essere letti da dispositivi elettronici di comunicazione.».
Note all'art. 36:
- Si riporta il testo dell'articolo 38 del citato
decreto legislativo n. 93 del 2011, come modificato dal
presente decreto:
«Art. 38 (Gestori dei sistemi di distribuzione) - 1.
Fermo restando quanto previsto all'articolo 1, comma 1, del
decreto-legge 18 giugno 2007, n. 73, convertito, con
modificazioni, dalla legge 3 agosto 2007, n. 125, il
gestore del sistema di distribuzione, qualora faccia parte
di un'impresa verticalmente integrata, e' indipendente,
sotto il profilo dell'organizzazione e del potere
decisionale, da altre attivita' non connesse alla
distribuzione. Al fine di conseguire tale indipendenza,
l'Autorita' adegua i propri provvedimenti ai seguenti
criteri minimi:
a) i responsabili della direzione del gestore del
sistema di distribuzione non devono far parte di strutture
dell'impresa elettrica integrata responsabili, direttamente
o indirettamente, della gestione delle attivita' di
generazione, trasmissione o fornitura di energia elettrica;
b) devono essere adottate misure idonee ad
assicurare che gli interessi professionali delle persone
responsabili dell'amministrazione del gestore del sistema
di distribuzione siano presi in considerazione in modo da
consentire loro di agire in maniera indipendente;
c) il gestore del sistema di distribuzione deve
disporre di effettivi poteri decisionali, indipendenti
dall'impresa elettrica integrata, in relazione ai mezzi
necessari alla gestione, alla manutenzione o allo sviluppo
della rete. Ai fini dello svolgimento di tali compiti, il
gestore del sistema di distribuzione dispone delle risorse
necessarie, comprese le risorse umane, tecniche, materiali
e finanziarie. Cio' non osta alla predisposizione di
meccanismi di coordinamento che consentano alla
società-madre di esercitare i propri diritti di vigilanza
economica e amministrativa per quanto riguarda la
redditivita' degli investimenti i cui costi costituiscono
componenti tariffarie regolate e, in particolare, di
approvare il piano finanziario annuale o qualsiasi
strumento equivalente, nonche' di introdurre limiti globali
ai livelli di indebitamento della societa' controllata. Non
e' viceversa consentito alla società-madre dare istruzioni
sulle attivita' giornaliere ne' su singole decisioni
concernenti il miglioramento o la costruzione delle linee
di distribuzione dell'energia elettrica, purche' esse non
eccedano i termini del piano finanziario o dello strumento
a questo equivalente;
d) il gestore del sistema di distribuzione
predispone un programma di adempimenti, contenente le
misure adottate per escludere comportamenti discriminatori,
e garantisce che ne sia adeguatamente controllata
l'osservanza. Il programma di adempimenti illustra gli
obblighi specifici cui devono ottemperare i dipendenti per
raggiungere questo obiettivo. Il medesimo gestore individua
un responsabile della conformita', indipendente e con
poteri di accesso a tutte le informazioni necessarie in
possesso del medesimo gestore del sistema di distribuzione
e delle imprese collegate, che e' responsabile del
controllo del programma di adempimenti e presenta
annualmente all'Autorita' per l'energia elettrica e il gas
una relazione sulle misure adottate.
2. Nel caso di gestore del sistema di distribuzione
facente parte di un'impresa verticalmente integrata, lo
stesso gestore non puo' trarre vantaggio dall'integrazione
verticale per alterare la concorrenza e a tal fine:
a) le politiche di comunicazione e di marchio non
devono creare confusione in relazione al ramo di azienda
responsabile della fornitura di energia elettrica;
b) le informazioni concernenti le proprie
attivita', che potrebbero essere commercialmente
vantaggiose, sono divulgate in modo non discriminatorio.
L'Autorita' per l'energia elettrica e il gas vigila sul
rispetto delle disposizioni di cui al presente comma.
2-bis. Le disposizioni di cui ai commi precedenti non
si applicano ai gestori di sistemi di distribuzione di
energia elettrica facenti parte di un'impresa verticalmente
integrata, che servono meno di 25.000 punti di prelievo.
2-ter. L'Autorita' per l'energia elettrica, il gas e
il sistema idrico adegua i propri provvedimenti in materia
di obblighi di separazione funzionale in relazione a quanto
previsto dal comma 2-bis, prevedendo altresi' che, per i
gestori di sistemi di distribuzione cui si applicano le
deroghe previste dal medesimo comma 2-bis, le modalita' di
riconoscimento dei costi per le attivita' di distribuzione
e misura dell'energia elettrica siano basate su logiche
parametriche, che tengano conto anche della densita'
dell'utenza servita, nel rispetto dei principi generali di
efficienza ed economicita' e con l'obiettivo di garantire
la semplificazione della regolazione e la riduzione dei
connessi oneri amministrativi.
3.
4. Al fine di promuovere un assetto efficiente dei
settori della distribuzione e misura dell'energia elettrica
in condizioni di economicita' e redditivita' ai sensi
dell'articolo1 della legge 14 novembre 1995, n. 481,
contenendone gli oneri generali a vantaggio degli utenti
finali, per le imprese di cui all'articolo 7 della legge 9
gennaio 1991, n.10, che risultino prive dell'attivita' di
produzione e che aderiscano entro il termine di cui alla
delibera dell'Autorita' per l'energia elettrica ed il gas
ARG/ELT n. 72/10 al regime di perequazione generale e
specifica aziendale introdotto a partire dalla
deliberazione dell'Autorita' per l'energia elettrica e il
gas n.5 del 2004, la medesima Autorita', entro tre mesi
dall'entrata in vigore del presente decreto, definisce
meccanismi di gradualita' che valorizzino le efficienze
conseguite dalle imprese medesime a decorrere dal primo
esercizio di applicazione del regime di perequazione, nel
rispetto dei principi stabiliti dalla legge 14 novembre
1995, n. 481, e dalla direttiva 2009/72/CE del Parlamento
europeo e del Consiglio del 13 luglio 2009.
5. Ferma restando la disciplina relativa ai sistemi
efficienti di utenza di cui all'articolo 2, comma 1,
lettera t), del decreto legislativo n. 115 del 2008, i
sistemi di distribuzione chiusi sono le reti interne
d'utenza cosi' come definite dall'articolo 33 della legge
23 luglio 2009, n. 99 nonche' le altre reti elettriche
private definite ai sensi dell'articolo 30, comma 27, della
legge n. 99 del 2009, cui si applica l'articolo 33, comma
5, della legge 23 luglio 2009, n. 99.
5-bis. Le disposizioni di cui al comma 1 non si
applicano ai gestori dei sistemi di distribuzione chiusi di
cui al comma 5, facenti parte di un'impresa verticalmente
integrata. Ai gestori dei sistemi di distribuzione chiusi
si applicano esclusivamente le norme di separazione
contabile.
5-ter. L'Autorita' per l'energia elettrica, il gas e
il sistema idrico adegua i propri provvedimenti in materia
di obblighi di separazione in relazione a quanto previsto
dal comma 5-bis.
5-quater. Entro sei mesi dalla data di entrata in
vigore della presente disposizione, l'ARERA con uno o piu'
provvedimenti disciplina:
a) le modalita' con cui i Gestori delle reti di
distribuzione dell'energia elettrica cooperano con il
Gestore della rete di trasmissione, al fine di ampliare,
secondo criteri di efficienza e sicurezza per il sistema,
la partecipazione dei soggetti dotati di impianti di
generazione, di consumo e di stoccaggio connessi alle reti
di distribuzione da essi gestite, anche attraverso gli
aggregatori, ai mercati dell'energia, dei servizi ancillari
e dei servizi di bilanciamento;
b) la sperimentazione di un sistema di
auto-dispacciamento a livello locale, attraverso un sistema
di premi e penalita' che stimoli produttori e clienti
finali di energia elettrica a bilanciare le proprie
posizioni compensando i consumi con le produzioni locali,
nel rispetto dei vincoli di sicurezza della rete. La
sperimentazione prende l'avvio non oltre sei mesi dopo
l'entrata in vigore dei provvedimenti dell'Autorita' di cui
al presente comma.
5-quinquies. Entro ventiquattro mesi dall'avvio delle
sperimentazioni di cui al comma 6, l'ARERA pubblica gli
esiti delle stesse e, sulla base di un'analisi
costi-benefici, adotta eventuali modifiche alla disciplina
del dispacciamento, volte a promuovere la formazione di
profili aggregati di immissione e prelievo maggiormente
prevedibili per il gestore della rete di trasmissione
dell'energia elettrica.
5-sexies. Entro dodici mesi dalla data di entrata in
vigore della presente disposizione, l'ARERA disciplina le
modalita' di approvvigionamento da parte dei Gestori dei
sistemi di distribuzione, in coordinamento con il Gestore
della rete di trasmissione, dei servizi necessari per il
funzionamento efficiente, affidabile e sicuro delle reti di
distribuzione, definendo in particolare:
a) le specifiche, i ruoli, le procedure di
approvvigionamento e le modalita' di remunerazione dei
servizi, al minor costo per il sistema. Le procedure di
approvvigionamento dei servizi ancillari non legati alla
frequenza devono essere trasparenti, non discriminatorie e
basate su criteri di mercato, in modo da consentire la
partecipazione effettiva sulla base delle capacita'
tecniche dei fornitori dei servizi, ivi inclusi quelli
dotati di impianti di generazione da fonti rinnovabili, di
consumo, di stoccaggio, nonche' gli aggregatori, a meno che
la medesima Autorita' non abbia stabilito che
l'approvvigionamento dei predetti servizi non sia
economicamente efficiente o che sarebbe comunque fonte di
distorsioni del mercato o di maggiore congestione;
b) le modalita' di copertura dei costi di
approvvigionamento dei servizi di cui alla lettera a);
c) individua le informazioni che i gestori del
sistema di distribuzione sono tenuti a rendere disponibili
ai partecipanti al mercato e agli utenti ai fini delle
procedure di approvvigionamento di cui alla lettera a);
5-sexies.1. L'ARERA, entro centottanta giorni dalla
data di entrata in vigore della presente disposizione,
adotta i criteri e le modalita' sulla base dei quali il
gestore della rete di distribuzione rende disponibili, in
modo aggregato e anonimo, i dati riguardanti l'energia
elettrica da fonti rinnovabili generata e immessa nella
rete dagli autoconsumatori e dalle comunita' di energia
rinnovabile, assicurando l'interoperabilita' sulla base di
formati di dati armonizzati e serie di dati standardizzati
affinche' possano essere utilizzati in maniera non
discriminatoria dai partecipanti al mercato dell'energia
elettrica, dagli aggregatori, dai consumatori e dagli
utenti finali e che possano essere letti da dispositivi
elettronici di comunicazione.
5-septies. Fatti salvi gli obblighi legali di
divulgare determinate informazioni, il gestore del sistema
di distribuzione ha l'obbligo di mantenere la riservatezza
sulle informazioni commercialmente sensibili acquisite nel
corso della sua attivita' e deve impedire che le
informazioni commercialmente vantaggiose apprese nello
svolgimento della propria attivita' siano divulgate in modo
discriminatorio.» |
| | Art. 37
Modifiche all'articolo 15 del decreto legislativo
3 marzo 2011, n. 28
1. All'articolo 15 del decreto legislativo 3 marzo 2011, n. 28, dopo il comma 1-bis, sono aggiunti i seguenti:
«1-ter. Con decreto del Ministero dell'ambiente e della sicurezza energetica, sono definiti sistemi di certificazione per gli installatori e i progettisti di qualsiasi tipo di sistema di riscaldamento e raffrescamento nell'edilizia, nell'industria e nell'agricoltura, e per gli installatori di sistemi solari fotovoltaici, compreso lo stoccaggio energetico, nonche' per gli installatori dei punti di ricarica che rendano possibile la gestione della domanda, tenendo conto dei criteri indicati nell'allegato 4.
1-quater. La Federazione italiana per l'uso razionale dell'energia (FIRE) pubblica e aggiorna con cadenza annuale l'elenco dei soggetti certificati secondo i sistemi di cui al comma 1-ter, e predispone una relazione annuale sull'adeguatezza del numero di istallatori formati e qualificati in relazione all'aumento della quota di energia rinnovabile necessaria per conseguire gli obiettivi stabiliti nel PNIEC. L'onere sostenuto dalla FIRE e' a carico dei soggetti certificati secondo le modalita' definite nel decreto di cui al comma 1-ter.
1-quinquies. Al fine di garantire un numero adeguato di installatori e progettisti certificati, il programma nazionale di informazione e formazione di cui all'articolo 13, del decreto legislativo 4 luglio 2014, n. 102, include programmi di formazione, con particolare riguardo a piccole e medie imprese e liberi professionisti, per il conseguimento di certificazioni o qualifiche relative alle tecnologie di riscaldamento e raffrescamento rinnovabili, ai sistemi solari fotovoltaici, compreso lo stoccaggio energetico, ai punti di ricarica che rendano possibile la gestione della domanda e alle soluzioni innovative piu' recenti nel settore.».
Note all'art. 37:
- Si riporta il testo dell'articolo 15 del citato
decreto legislativo n. 28 del 2011, come modificato dal
presente decreto:
«Art. 15 (Sistemi di qualificazione degli
installatori). - 1. La qualifica professionale per
l'attivita' di installazione e di manutenzione
straordinaria di caldaie, caminetti e stufe a biomassa, di
sistemi solari fotovoltaici e termici sugli edifici, di
sistemi geotermici a bassa entalpia e di pompe di calore,
e' conseguita automaticamente con il possesso dei requisiti
tecnico professionali di cui, alternativamente, alle
lettere a), a-bis), b), o d) dell'articolo 4, comma 1, del
decreto del Ministro dello sviluppo economico 22 gennaio
2008, n. 37, recante "Regolamento concernente l'attuazione
dell'articolo 11-quaterdecies, comma 13, lettera a), della
legge n. 248 del 2 dicembre 2005, recante riordino delle
disposizioni in materia di attivita' di installazione degli
impianti all'interno degli edifici", pubblicato nella
Gazzetta Ufficiale n. 61 del 12 marzo 2008.
1-bis. A decorrere dal 4 agosto 2013, il requisito
tecnico-professionale del possesso di un titolo o attestato
conseguito ai sensi della legislazione vigente in materia
di formazione professionale, di cui all'articolo 4, comma
1, lettera c), del decreto del Ministro dello sviluppo
economico 22 gennaio 2008, n. 37, si intende rispettato
quando il titolo o l'attestato di formazione professionale
sono rilasciati nel rispetto delle modalita' di cui al
presente articolo e dei criteri di cui all'Allegato 4. Ai
fini della presente disposizione, il previo periodo di
formazione alle dirette dipendenze di una impresa del
settore e' individuato in due anni.
1-ter. Con decreto del Ministero dell'ambiente e
della sicurezza energetica, sono definiti sistemi di
certificazione per gli installatori e i progettisti di
qualsiasi tipo di sistema di riscaldamento e raffrescamento
nell'edilizia, nell'industria e nell'agricoltura, e per gli
installatori di sistemi solari fotovoltaici, compreso lo
stoccaggio energetico, nonche' per gli installatori dei
punti di ricarica che rendano possibile la gestione della
domanda, tenendo conto dei criteri indicati nell'allegato
4.
1-quater. La Federazione italiana per l'uso razionale
dell'energia (FIRE) pubblica e aggiorna con cadenza annuale
l'elenco dei soggetti certificati secondo i sistemi di cui
al comma 1-ter, e predispone una relazione annuale
sull'adeguatezza del numero di istallatori formati e
qualificati in relazione all'aumento della quota di energia
rinnovabile necessaria per conseguire gli obiettivi
stabiliti nel PNIEC. L'onere sostenuto dalla FIRE e' a
carico dei soggetti certificati secondo le modalita'
definite nel decreto di cui al comma 1-ter.
1-quinques. Al fine di garantire un numero adeguato
di installatori e progettisti certificati, il programma
nazionale di informazione e formazione di cui all'articolo
13, del decreto legislativo 4 luglio 2014, n. 102, include
programmi di formazione, con particolare riguardo a piccole
e medie imprese e liberi professionisti, per il
conseguimento di certificazioni o qualifiche relative alle
tecnologie di riscaldamento e raffrescamento rinnovabili,
ai sistemi solari fotovoltaici, compreso lo stoccaggio
energetico, ai punti di ricarica che rendano possibile la
gestione della domanda e alle soluzioni innovative piu'
recenti nel settore.
2. Entro il 31 dicembre 2016, le regioni e le
province autonome, nel rispetto dell'allegato 4, attivano
un programma di formazione per gli installatori di impianti
a fonti rinnovabili o procedono al riconoscimento di
fornitori di formazione, dandone comunicazione al Ministero
dello sviluppo economico e al Ministero dell'ambiente e
della tutela del territorio e del mare. Le regioni e
province autonome possono riconoscere ai soggetti
partecipanti ai corsi di formazione crediti formativi per i
periodi di prestazione lavorativa e di collaborazione
tecnica continuativa svolti presso imprese del settore.
3.
4. Allo scopo di favorire la coerenza con i criteri
di cui all'allegato 4 e l'omogeneita' a livello nazionale,
ovvero nel caso in cui le Regioni e le Province autonome
non provvedano entro il 31 dicembre 2012, l'ENEA mette a
disposizione programmi di formazione per il rilascio
dell'attestato di formazione. Le Regioni e le Province
autonome possono altresi' stipulare accordi con l'ENEA e
con la scuola di specializzazione in discipline ambientali,
di cui all'articolo 7, comma 4, della legge 11 febbraio
1992, n. 157, e successive modificazioni, per il supporto
nello svolgimento delle attivita' di cui al comma 3.
5. Gli eventuali nuovi o maggiori oneri per la
finanza pubblica derivanti dalle attivita' di formazione di
cui ai commi 3 e 4 sono posti a carico dei soggetti
partecipanti alle medesime attivita'.
6. Il riconoscimento della qualificazione rilasciata
da un altro Stato membro e' effettuato sulla base di
principi e dei criteri di cui al decreto legislativo 7
novembre 2007, n. 206, nel rispetto dell'allegato 4.
7. A decorrere dal 1° gennaio 2022, i titoli di
qualificazione di cui al presente articolo sono inseriti
nella visura camerale delle imprese dalle camere di
commercio, industria, artigianato e agricoltura competenti
per territorio, che li ricevono dai soggetti che li
rilasciano. Le amministrazioni interessate provvedono
all'attuazione del presente comma nell'ambito delle risorse
umane, strumentali e finanziarie disponibili a legislazione
vigente e, comunque, senza nuovi o maggiori oneri per la
finanza pubblica.» |
| | Art. 38
Modifiche all'ALLEGATO 4 del decreto legislativo
3 marzo 2011, n. 28
1. All'allegato 4 del decreto legislativo 3 marzo 2011, n. 28, sono apportate le seguenti modificazioni:
a) alla rubrica, le parole: «Certificazione degli installatori» sono sostituite dalle seguenti: «Formazione e certificazione di installatori e progettisti di impianti che utilizzano energia da fonti rinnovabili»;
b) nel preambolo, dopo le parole: «I sistemi» sono inserite le seguenti: «di certificazione o», e dopo la parola: «qualificazione» sono inserite le seguenti: «equivalenti e i programmi di formazione»;
c) il punto 1. e' sostituito dal seguente: «1. La procedura di certificazione o di qualificazione equivalente deve essere effettuata secondo una procedura trasparente e chiaramente definita.»;
d) dopo il punto 1. sono inseriti i seguenti:
«1-bis. I certificati rilasciati dagli organismi di certificazione sono redatti in modo da risultare chiaramente definiti e facilmente identificabili.
1-ter. La procedura di certificazione e' strutturata in modo da assicurare l'acquisizione, da parte degli installatori, delle conoscenze teoriche e pratiche necessarie, nonche' da attestare il possesso delle competenze tecniche idonee alla realizzazione di impianti di elevata qualita'.
1-quater. Gli installatori di sistemi che utilizzano biomassa, pompe di calore, sistemi geotermici a bassa entalpia, sistemi solari fotovoltaici e sistemi solari termici, incluso lo stoccaggio dell'energia, e i punti di ricarica devono essere certificati nell'ambito di un programma di formazione o da parte di un fornitore di formazione accreditati o di sistemi di qualificazione equivalenti.
1-quinquies. Il programma di formazione o il riconoscimento del fornitore di formazione rispetta le seguenti caratteristiche:
a) l'accreditamento del programma di formazione o del fornitore di formazione e' rilasciato dall'autorita' nazionale competente o dall'organismo amministrativo appositamente designato;
b) l'organismo di accreditamento assicura che l'offerta formativa, inclusi i programmi di aggiornamento, miglioramento delle competenze e riqualificazione, sia caratterizzata da inclusivita', continuita' e copertura su scala regionale o nazionale;
c) il fornitore di formazione e' dotato di apparecchiature tecniche adeguate, comprensive di materiale di laboratorio o di attrezzature equivalenti, idonee a garantire un'efficace erogazione della formazione pratica;
d) il fornitore di formazione, oltre a erogare la formazione di base, offre percorsi modulari di aggiornamento e miglioramento delle competenze, finalizzati a consentire agli installatori e ai progettisti di ampliare, diversificare e integrare le proprie competenze in relazione alle diverse tecnologie e alle loro combinazioni. Tali percorsi sono costantemente aggiornati per riflettere l'evoluzione delle tecnologie per l'energia rinnovabile nei settori dell'edilizia, dell'industria e dell'agricoltura. Il fornitore riconosce le competenze pertinenti gia' acquisite dai partecipanti, anche attraverso esperienze pregresse o percorsi formativi equivalenti;
e) i programmi e i moduli di formazione sono progettati per favorire l'apprendimento permanente nel settore degli impianti alimentati da fonti di energia rinnovabile e risultano compatibili con i percorsi di formazione professionale rivolti sia a persone in cerca di prima occupazione, sia a adulti interessati alla riqualificazione o all'inserimento in nuovi ambiti lavorativi;
f) i programmi di formazione sono strutturati in modo da favorire l'acquisizione di qualifiche trasversali, applicabili a una pluralita' di tecnologie e soluzioni, evitando una specializzazione ristretta a marchi o tecnologie specifiche. Possono svolgere il ruolo di fornitori di formazione anche i produttori di apparecchiature o sistemi, nonche' istituti o associazioni riconosciuti;
g) la qualificazione degli installatori ha una durata limitata nel tempo e il rinnovo e' subordinato alla frequenza di un corso di aggiornamento, in forma di seminario o altro.»;
e) al punto 3.:
1) dopo le parole: «un attestato» sono aggiunte le seguenti: «e riconosciuta una qualifica»;
2) le parole: «poco profondi» sono sostituite dalle seguenti: «a bassa entalpia»;
3) dopo le parole: «o termici» sono aggiunte le seguenti: «, cosi' come lo stoccaggio di energia, o dei punti di ricarica, che consentano la gestione della domanda»;
f) al punto 6.:
1) le parole: «risorse geotermiche» sono sostituite dalle seguenti: «fonti di energia geotermica»;
2) dopo le parole: «il collegamento con la fonte di calore e lo schema dei sistemi» sono aggiunte le seguenti: «e l'integrazione con soluzioni di stoccaggio dell'energia, anche in combinazione con impianti solari»;
3) al numero iv) le parole: «determinazione di componenti, quale il serbatoio tampone e il suo volume, nonche' integrazione di un secondo sistema di riscaldamento.» sono sostituite dalle seguenti: «determinare le soluzioni di stoccaggio dell'energia, anche attraverso il componente del serbatoio tampone e il suo volume e l'integrazione di un secondo sistema di riscaldamento;»;
4) dopo il numero iv), sono aggiunti i seguenti:
«v) comprensione degli studi di fattibilita' e di progettazione; vi) comprensione della trivellazione, nel caso delle pompe di calore geotermiche.»;
g) al punto 7., al numero ii), dopo le parole: «configurazione dei sistemi» sono aggiunte le seguenti: «e le opzioni per l'integrazione di soluzioni di stoccaggio dell'energia, anche attraverso la combinazione con soluzioni di ricarica».
Note all'art. 38:
- Si riporta il testo dell'allegato 4 del citato
decreto legislativo n. 28 del 2011, come modificato dal
presente decreto:
«Allegato 4 (art. 15, comma 2) Formazione e
certificazione di installatori e progettisti di impianti
che utilizzano energia da fonti rinnovabili
I sistemi di certificazione o di qualificazione
equivalenti e i programmi di formazione di cui all'articolo
15, finalizzati anche all'attuazione di quanto previsto
all'articolo 11, sono basati sui criteri seguenti:
1. La procedura di certificazione o di qualificazione
equivalente deve essere effettuata secondo una procedura
trasparente e chiaramente definita.
1-bis. I certificati rilasciati dagli organismi di
certificazione sono redatti in modo da risultare
chiaramente definiti e facilmente identificabili.
1-ter. La procedura di certificazione e' strutturata
in modo da assicurare l'acquisizione, da parte degli
installatori, delle conoscenze teoriche e pratiche
necessarie, nonche' da attestare il possesso delle
competenze tecniche idonee alla realizzazione di impianti
di elevata qualita'.
1-quater. Gli installatori di sistemi che utilizzano
biomassa, pompe di calore, sistemi geotermici a bassa
entalpia, sistemi solari fotovoltaici e sistemi solari
termici, incluso lo stoccaggio dell'energia, e i punti di
ricarica devono essere certificati nell'ambito di un
programma di formazione o da parte di un fornitore di
formazione accreditati o di sistemi di qualificazione
equivalenti.
1-quinquies. Il programma di formazione o il
riconoscimento del fornitore di formazione rispetta le
seguenti caratteristiche:
a) l'accreditamento del programma di formazione o
del fornitore di formazione e' rilasciato dall'autorita'
nazionale competente o dall'organismo amministrativo
appositamente designato;
b) l'organismo di accreditamento assicura che
l'offerta formativa, inclusi i programmi di aggiornamento,
miglioramento delle competenze e riqualificazione, sia
caratterizzata da inclusivita', continuita' e copertura su
scala regionale o nazionale;
c) il fornitore di formazione e' dotato di
apparecchiature tecniche adeguate, comprensive di materiale
di laboratorio o di attrezzature equivalenti, idonee a
garantire un'efficace erogazione della formazione pratica;
d) il fornitore di formazione, oltre a erogare la
formazione di base, offre percorsi modulari di
aggiornamento e miglioramento delle competenze, finalizzati
a consentire agli installatori e ai progettisti di
ampliare, diversificare e integrare le proprie competenze
in relazione alle diverse tecnologie e alle loro
combinazioni. Tali percorsi sono costantemente aggiornati
per riflettere l'evoluzione delle tecnologie per l'energia
rinnovabile nei settori dell'edilizia, dell'industria e
dell'agricoltura. Il fornitore riconosce le competenze
pertinenti gia' acquisite dai partecipanti, anche
attraverso esperienze pregresse o percorsi formativi
equivalenti;
e) i programmi e i moduli di formazione sono
progettati per favorire l'apprendimento permanente nel
settore degli impianti alimentati da fonti di energia
rinnovabile e risultano compatibili con i percorsi di
formazione professionale rivolti sia a persone in cerca di
prima occupazione, sia a adulti interessati alla
riqualificazione o all'inserimento in nuovi ambiti
lavorativi;
f) i programmi di formazione sono strutturati in
modo da favorire l'acquisizione di qualifiche trasversali,
applicabili a una pluralita' di tecnologie e soluzioni,
evitando una specializzazione ristretta a marchi o
tecnologie specifiche. Possono svolgere il ruolo di
fornitori di formazione anche i produttori di
apparecchiature o sistemi, nonche' istituti o associazioni
riconosciuti;
g) la qualificazione degli installatori ha una
durata limitata nel tempo e il rinnovo e' subordinato alla
frequenza di un corso di aggiornamento, in forma di
seminario o altro.
2. La formazione per il rilascio della qualificazione
degli installatori comprende sia una parte teorica che una
parte pratica.
Al termine della formazione, gli installatori devono
possedere le capacita' richieste per installare
apparecchiatura e sistemi rispondenti alle esigenze dei
clienti in termini di prestazioni e di affidabilita',
essere in grado di offrire un servizio di qualita' e di
rispettare tutti i codici e le norme applicabili, ivi
comprese le norme in materia di marchi energetici e di
marchi di qualita' ecologica.
3. La formazione si conclude con un esame in esito al
quale viene rilasciato un attestato e riconosciuta una
qualifica. L'esame comprende una prova pratica mirante a
verificare la corretta installazione di caldaie o stufe a
biomassa, di pompe di calore, di sistemi geotermici a bassa
entalpia o di sistemi solari fotovoltaici o termici, cosi'
come lo stoccaggio di energia, o dei punti di ricarica, che
consentano la gestione della domanda.
4.
5. L'aspetto teorico della formazione degli
installatori di caldaie e di stufe a biomassa dovrebbe
fornire un quadro della situazione del mercato della
biomassa e comprendere gli aspetti ecologici, i
combustibili derivati dalla biomassa, gli aspetti
logistici, la prevenzione degli incendi, le sovvenzioni
connesse, le tecniche di combustione, i sistemi di
accensione, le soluzioni idrauliche ottimali, il confronto
costi/redditivita', nonche' la progettazione,
l'installazione e la manutenzione delle caldaie e delle
stufe a biomassa. La formazione dovrebbe anche permettere
di acquisire una buona conoscenza delle eventuali norme
europee relative alle tecnologie e ai combustibili derivati
dalla biomassa (ad esempio i pellet) e della legislazione
nazionale e comunitaria relativa alla biomassa.
6. L'aspetto teorico della formazione degli
installatori di pompe di calore dovrebbe fornire un quadro
della situazione del mercato delle pompe di calore e
coprire le fonti di energia geotermica e le temperature del
suolo di varie regioni, l'identificazione del suolo e delle
rocce per determinarne la conducibilita' termica, le
regolamentazioni sull'uso delle risorse geotermiche, la
fattibilita' dell'uso di pompe di calore negli edifici, la
determinazione del sistema piu' adeguato e la conoscenza
dei relativi requisiti tecnici, la sicurezza, il filtraggio
dell'aria, il collegamento con la fonte di calore e lo
schema dei sistemi e l'integrazione con soluzioni di
stoccaggio dell'energia, anche in combinazione con impianti
solari. La formazione dovrebbe anche permettere di
acquisire una buona conoscenza di eventuali norme europee
relative alle pompe di calore e della legislazione
nazionale e comunitaria pertinente. Gli installatori
dovrebbero dimostrare di possedere le seguenti competenze
fondamentali:
i) comprensione di base dei principi fisici e di
funzionamento delle pompe di calore, ivi comprese le
caratteristiche del circuito della pompa: relazione tra le
basse temperature del pozzo caldo, le alte temperature
della fonte di calore e l'efficienza del sistema,
determinazione del coefficiente di prestazione (COP) e del
fattore di prestazione stagionale (SPF);
ii) comprensione dei componenti e del loro
funzionamento nel circuito della pompa di calore, ivi
compreso il compressore, la valvola di espansione,
l'evaporatore, il condensatore, fissaggi e guarnizioni, il
lubrificante, il fluido frigorigeno, e conoscenza delle
possibilita' di surriscaldamento e di subraffreddamento e
di raffreddamento; e
iii) comprensione di base dei principi fisici, di
funzionamento e dei componenti delle pompe di calore ad
assorbimento e determinazione del coefficiente di
prestazione (GUE) e del fattore di prestazione stagionale
(SPF);
iv) capacita' di scegliere e di misurare componenti
in situazioni di installazione tipiche, ivi compresa la
determinazione dei valori tipici del carico calorifico di
vari edifici e, per la produzione di acqua calda in
funzione del consumo di energia, la determinazione della
capacita' della pompa di calore in funzione del carico
calorifico per la produzione di acqua calda, della massa
inerziale dell'edificio e la fornitura di energia elettrica
interrompibile; determinare le soluzioni di stoccaggio
dell'energia, anche attraverso il componente del serbatoio
tampone e il suo volume e l'integrazione di un secondo
sistema di riscaldamento;
v) comprensione degli studi di fattibilita' e di
progettazione;
vi) comprensione della trivellazione, nel caso
delle pompe di calore geotermiche.
7. La parte teorica della formazione degli
installatori di sistemi solari fotovoltaici e di sistemi
solari termici dovrebbe fornire un quadro della situazione
del mercato dei prodotti solari, nonche' confronti
costi/redditivita' e coprire gli aspetti ecologici, le
componenti, le caratteristiche e il dimensionamento dei
sistemi solari, la scelta di sistemi accurati e il
dimensionamento dei componenti, la determinazione della
domanda di calore, la prevenzione degli incendi, le
sovvenzioni connesse, nonche' la progettazione,
l'installazione e la manutenzione degli impianti solari
fotovoltaici e termici. La formazione dovrebbe anche
permettere di acquisire una buona conoscenza delle
eventuali norme europee relative alle tecnologie e alle
certificazioni, ad esempio «Solar Keymark», nonche' della
legislazione nazionale e comunitaria pertinente. Gli
installatori dovrebbero dimostrare di possedere le seguenti
competenze fondamentali:
i) capacita' di lavorare in condizioni di sicurezza
utilizzando gli strumenti e le attrezzature richieste e
applicando i codici e le norme di sicurezza, e di
individuare i rischi connessi all'impianto idraulico,
all'elettricita' e altri rischi associati agli impianti
solari;
ii) capacita' di individuare i sistemi e i
componenti specifici dei sistemi attivi e passivi, ivi
compresa la progettazione meccanica, e di determinare la
posizione dei componenti e determinare lo schema e la
configurazione dei sistemi e le opzioni per l'integrazione
di soluzioni di stoccaggio dell'energia, anche attraverso
la combinazione con soluzioni di ricarica;
iii) capacita' di determinare la zona,
l'orientamento e l'inclinazione richiesti per
l'installazione dei sistemi solari fotovoltaici e dei
sistemi solari di produzione di acqua calda, tenendo conto
dell'ombra, dell'apporto solare, dell'integrita'
strutturale, dell'adeguatezza dell'impianto in funzione
dell'edificio o del clima, e di individuare i diversi
metodi di installazione adeguati al tipo di tetto e i
componenti BOS (balance of system) necessari per
l'installazione;
iv) per i sistemi solari fotovoltaici in
particolare, la capacita' di adattare la concezione
elettrica, tra cui la determinazione delle correnti di
impiego, la scelta dei tipi di conduttori appropriati e dei
flussi adeguati per ogni circuito elettrico, la
determinazione della dimensione, del flusso e della
posizione adeguati per tutte le apparecchiature e i
sottosistemi associati, e scegliere un punto di
interconnessione adeguato.» |
| | Art. 39
Modifiche all'articolo 10 del decreto legislativo
4 luglio 2014, n. 102
1. All'articolo 10 del decreto legislativo 4 luglio 2014, n. 102, dopo il comma 2, e' inserito il seguente:
«2-bis. Il rapporto di cui al comma 1 comprende una valutazione del potenziale nazionale di energia da fonti rinnovabili e dell'uso del calore e freddo di scarto nel settore del riscaldamento e del raffrescamento e un'analisi delle aree idonee per un utilizzo a basso rischio ambientale e del potenziale in termini di progetti residenziali di piccola taglia. La valutazione del potenziale prende in considerazione le tecnologie disponibili ed economicamente praticabili per usi industriali e domestici, nell'intento di fissare traguardi e misure per aumentare l'uso di energia rinnovabile nel riscaldamento e raffrescamento e, se del caso, l'uso di calore e freddo di scarto mediante teleriscaldamento e teleraffrescamento, al fine di definire una strategia nazionale a lungo termine per ridurre le emissioni di gas a effetto serra e l'inquinamento atmosferico derivante dal riscaldamento e dal raffrescamento. Tale valutazione e' predisposta tenendo conto del principio dell'efficienza energetica al primo posto. Le risultanze del rapporto sono prese in considerazione nel PNIEC.».
Note all'art. 39:
- Si riporta il testo dell'articolo 10 del citato
decreto legislativo n. 102 del 2014, come modificato dal
presente decreto:
«Art. 10 (Promozione dell'efficienza per il
riscaldamento e il raffreddamento). - 1. Entro il 30
ottobre 2020, e successivamente ogni cinque anni, previa
specifica richiesta della Commissione europea, il GSE
predispone e trasmette al Ministero dello sviluppo
economico, alle Regioni e alle Province Autonome un
rapporto contenente una valutazione del potenziale
nazionale di applicazione della cogenerazione ad alto
rendimento nonche' del teleriscaldamento e
teleraffreddamento efficienti, elaborata sulla base delle
indicazioni di cui all'allegato VIII della direttiva
2012/27/UE come sostituito dal Regolamento 4 marzo 2019,
n.2019/826/UE. Tale rapporto e' articolato territorialmente
per Regioni e Province Autonome. Nel predisporre il
rapporto, il GSE tiene conto dei piani energetico
ambientali adottati dalle Regioni e dalle Province
autonome, anche in attuazione del burden sharing e
dell'analisi dei potenziali nazionali di cogenerazione ad
alto rendimento a norma dell'articolo 5 del decreto
legislativo 20 febbraio 2007, n. 20, e consulta le
associazioni di categoria di riferimento, al fine di
identificare gli attuali ostacoli che limitano la
diffusione della cogenerazione ad alto rendimento, e di
proporre le piu' efficaci azioni correttive.
1-bis. Al fine di redigere la valutazione di cui al
comma 1, l'Acquirente Unico, relativamente ai dati
contenuti nel Sistema informativo integrato di cui al
decreto-legge 8 luglio 2010, n. 105, convertito, con
modificazioni, dalla legge 13 agosto 2010, n. 129, e SNAM,
relativamente alle utenze di fornitura di gas, mettono i
medesimi dati a disposizione del Gestore dei Servizi
Energetici.
2. Ai fini della valutazione di cui al comma 1, il
GSE effettua un'analisi costi-benefici relativa al
territorio nazionale basata sulle condizioni climatiche, la
fattibilita' economica e l'idoneita' tecnica conformemente
all'allegato VIII della direttiva 2012/27/UE come
sostituito dal Regolamento 4 marzo 2019, n.2019/826/UE e
all'allegato 4. L'analisi costi-benefici e' finalizzata
all'individuazione delle soluzioni piu' efficienti in
termini di uso delle risorse e di costi, in modo da
soddisfare le esigenze in materia di riscaldamento e
raffreddamento.
2-bis. Il rapporto di cui al comma 1 comprende una
valutazione del potenziale nazionale di energia da fonti
rinnovabili e dell'uso del calore e freddo di scarto nel
settore del riscaldamento e del raffrescamento e un'analisi
delle aree idonee per un utilizzo a basso rischio
ambientale e del potenziale in termini di progetti
residenziali di piccola taglia. La valutazione del
potenziale prende in considerazione le tecnologie
disponibili ed economicamente praticabili per usi
industriali e domestici, nell'intento di fissare traguardi
e misure per aumentare l'uso di energia rinnovabile nel
riscaldamento e raffrescamento e, se del caso, l'uso di
calore e freddo di scarto mediante teleriscaldamento e
teleraffrescamento, al fine di definire una strategia
nazionale a lungo termine per ridurre le emissioni di gas a
effetto serra e l'inquinamento atmosferico derivante dal
riscaldamento e dal raffrescamento. Tale valutazione e'
predisposta tenendo conto del principio dell'efficienza
energetica al primo posto. Le risultanze del rapporto sono
prese in considerazione nel PNIEC.
3. Il Ministero dello sviluppo economico, sentiti il
Ministero dell'ambiente e della tutela del territorio e del
mare e la Conferenza unificata, approva il rapporto e lo
notifica alla Commissione europea entro le scadenze da essa
all'uopo fissate.
4. Ai fini della valutazione di cui al comma 1 e
dell'analisi costi-benefici di cui al comma 2, il GSE
istituisce una banca dati sulla cogenerazione e sulle
infrastrutture di teleriscaldamento e teleraffreddamento,
esistenti e in realizzazione, anche avvalendosi dei
risultati del monitoraggio di cui all'articolo 1, comma 89,
della legge 23 agosto 2004, n. 239. Il GSE assicura che i
dati e le informazioni raccolti siano condivisibili dalle
Regioni. Ai fini della costruzione e dell'aggiornamento
della suddetta banca dati:
a) l'Agenzia delle Dogane e dei Monopoli mette a
disposizione del GSE, con cadenza almeno annuale, le
informazioni relative agli impianti di cogenerazione
desunte dalla propria banca dati Anagrafica Accise;
b) i titolari di infrastrutture di
teleriscaldamento e teleraffreddamento trasmettono al GSE i
dati relativi alla propria infrastruttura, ove non gia'
trasmessi, e i relativi aggiornamenti in caso di
variazioni;
c) le amministrazioni pubbliche che rilasciano
autorizzazioni o concedono agevolazioni a sostegno della
cogenerazione trasmettono annualmente al GSE le
informazioni relative agli impianti autorizzati o agevolati
e alle modalita' di sostegno adottate;
d) i titolari o i responsabili degli impianti di
cogenerazione, fatti salvi i casi in cui non sia
economicamente sostenibile, dotano gli impianti stessi di
apparecchi di misurazione del calore utile.
Sono esentate le unita' di cogenerazione con
capacita' di generazione inferiore a 50 kWe, i cui soggetti
titolari o responsabili dell'impianto, autocertificano il
calore utile, ai sensi del testo unico delle disposizioni
legislative e regolamentari in materia di documentazione
amministrativa, di cui al decreto del Presidente della
Repubblica 28 dicembre 2000, n. 445;
e) TERNA S.p.A. trasmette annualmente al GSE le
informazioni disponibili relative agli impianti di
cogenerazione.
Il GSE definisce, d'intesa con gli enti interessati,
le modalita' tecniche delle comunicazioni di cui alle
precedenti lettere, secondo criteri di semplificazione ed
efficienza. Con apposita convenzione tra il GSE e l'Agenzia
delle Dogane e dei Monopoli, sono definite le modalita'
tecniche per la fornitura delle informazioni di cui alla
lettera a) e le procedure operative per assicurare il
reciproco allineamento delle informazioni presenti nella
banca dati sulla cogenerazione predisposta dal GSE e nella
banca dati dell'Anagrafica Accise dell'Agenzia delle Dogane
e dei Monopoli.
5. In base ai risultati della valutazione effettuata
a norma del comma 1, e dell'analisi costi-benefici di cui
al comma 2, con decreto del Ministero dello sviluppo
economico, sentito il Ministero dell'ambiente e della
tutela del territorio e del mare e d'intesa con la
Conferenza unificata, sono individuate le misure da
adottare entro il 2020 e il 2030 al fine di sfruttare
secondo analisi dei costi e criteri di efficienza, il
potenziale di aumento della cogenerazione ad alto
rendimento nonche' del teleriscaldamento e
teleraffreddamento efficienti, nonche' sono definite
soglie, espresse in termini di calore di scarto utile,
domanda di calore o distanze tra gli impianti industriali e
le reti di teleriscaldamento, per l'esenzione dei singoli
impianti o reti dalle disposizioni di cui al comma 7,
lettere c) e d). Le esenzioni sono aggiornate con cadenza
triennale dal Ministero dello sviluppo economico che
notifica alla Commissione le modifiche adottate. Qualora la
valutazione di cui al comma 1 non individui un potenziale
economicamente sfruttabile, i cui vantaggi superino i
costi, con decreto del Ministero dello sviluppo economico,
sentito il Ministero dell'ambiente e della tutela del
territorio e del mare e la Conferenza unificata, sono
individuati gli interventi o le aree territoriali esentati
dagli obblighi di cui al comma 6.
6. Il decreto di cui al comma 5 individua le
modalita' attraverso cui le Regioni e le Province autonome
concorrono alla definizione delle misure ivi previste ed
alla individuazione delle relative priorita' di intervento,
in considerazione del conseguente impatto sugli obiettivi
dei piani energetico ambientali da esse adottati.
Nella predisposizione degli strumenti di
pianificazione urbana e territoriale di propria competenza,
i comuni tengono conto di tali misure, e dispongono in
merito valutando altresi' gli effetti sulla qualita'
dell'aria sulla base di quanto prescritto nel piano di cui
all'articolo 9 del decreto legislativo 13 agosto 2010, n.
155.
7. Fatto salvo quanto previsto al comma 5 e al comma
8, a decorrere dal 5 giugno 2014 e' fatto obbligo agli
operatori proponenti dei seguenti progetti di effettuare
un'analisi costi-benefici, conformemente all'allegato 4,
parte 2, per le finalita' di seguito indicate:
a) nuovi impianti di generazione elettrica con
potenza termica totale in ingresso superiore a 20 MW, al
fine di valutare l'eventuale predisposizione del
funzionamento dell'impianto come impianto di cogenerazione
ad alto rendimento;
b) ammodernamento sostanziale di impianti di
generazione elettrica con potenza termica totale in
ingresso superiore a 20 MW, al fine di valutare l'eventuale
conversione della produzione in cogenerazione ad alto
rendimento;
c) nuovi impianti industriali o ammodernamento
sostanziale di impianti esistenti, con potenza termica
totale in ingresso superiore a 20 MW, che generano calore
di scarto a un livello di temperatura utile, al fine di
valutare le possibilita' di uso del calore di scarto per
soddisfare una domanda economicamente giustificabile, anche
attraverso la cogenerazione, e della connessione di tale
impianto a una rete di teleriscaldamento e
teleraffreddamento;
d) nuove reti di teleriscaldamento e di
teleraffreddamento o ammodernamento sostanziale di reti
esistenti;
e) installazione di un nuovo impianto di produzione
di energia termica, con potenza termica totale in ingresso
superiore a 20 MW, al fine di valutare il possibile uso del
calore di scarto degli impianti industriali situati nelle
vicinanze.
L'installazione di attrezzature per la cattura di
biossido di carbonio prodotto da un impianto di combustione
a scopo di stoccaggio geologico non e' considerata un
ammodernamento ai fini delle lettere b), c) e d) del
presente comma. Nell'ambito dell'analisi costi-benefici di
cui alle lettere c) e d) del presente comma, l'operatore si
avvale del supporto delle societa' responsabili per il
funzionamento delle reti di teleriscaldamento e
teleraffreddamento, ove esistenti.
8. Sono esentate dall'analisi di cui al comma 7 le
seguenti tipologie di impianto:
a) gli impianti di produzione dell'energia
elettrica per i carichi di punta e l'energia elettrica di
riserva, progettati per essere in funzione per meno di 1500
ore operative annue calcolate come media mobile per un
periodo di cinque anni;
b) gli impianti che devono essere ubicati in
prossimita' di un sito di stoccaggio geologico approvato ai
sensi della direttiva 2009/31/CE.
9. Ai fini del rilascio dei provvedimenti
autorizzativi per gli interventi di cui al comma 7, lettere
dalla a) alla e), fatte salve le esenzioni apportate con il
decreto di cui al comma 5, lo Stato ovvero le Regioni e gli
Enti Locali, secondo la ripartizione delle attribuzioni
risultante dalle norme vigenti, tengono conto:
a) per le domande presentate dal 5 giugno 2014, dei
risultati dell'analisi di cui al comma 7 garantendo che
siano soddisfatti i requisiti di cui al medesimo comma;
b) per le domande presentate decorrere dal 31
dicembre 2015, anche dei risultati della valutazione di cui
al comma 1.
10. Qualora sussistano motivi di diritto, proprieta'
o bilancio, le autorita' di cui al comma 9 possono esentare
singoli impianti dall'obbligo di applicare le opzioni
considerate, anche quando i benefici siano superiori ai
costi. Il Ministero dello sviluppo economico, sulla base
delle indicazioni delle medesime autorita' competenti
richiamate al comma 9, trasmette alla Commissione una
notifica motivata di tale decisione entro tre mesi dalla
data di adozione.
11. I commi 7, 8, 9 e 10 del presente articolo si
applicano agli impianti contemplati dal decreto legislativo
4 marzo 2014 n. 46 fatte salve le eventuali esenzioni di
detto decreto.
12. L'elettricita' da cogenerazione ad alto
rendimento, determinata conformemente alle disposizioni di
cui al decreto legislativo 8 febbraio 2007, n. 20, e dal
decreto 4 agosto 2011 del Ministro dello sviluppo
economico, di concerto con il Ministro dell'ambiente e
della tutela del territorio e del mare, pubblicato nella
Gazzetta Ufficiale n. 218 del 19 settembre 2011, ha diritto
al rilascio, su richiesta dell'operatore, della garanzia di
origine di elettricita' da cogenerazione ad alto
rendimento, in seguito denominata garanzia di origine,
contenente le informazioni di cui all'allegato 5.
13. La garanzia di origine e' rilasciata dal GSE
secondo criteri oggettivi, trasparenti e non
discriminatori. La garanzia di origine:
a) corrisponde a una quantita' standard di 1 MWh ed
e' relativa alla produzione netta di energia misurata alle
estremita' dell'impianto e trasferita alla rete e puo'
essere rilasciata solo qualora l'elettricita' annua da
cogenerazione ad alto rendimento sia non inferiore a 50
MWh, arrotondata con criterio commerciale;
b) e' utilizzabile dai produttori ai quali e'
rilasciata affinche' essi possano dimostrare che
l'elettricita' da essi venduta e' prodotta da cogenerazione
ad alto rendimento;
c) e' rilasciata subordinatamente alla verifica di
attendibilita' dei dati forniti dal richiedente e della
loro conformita' alle disposizioni del presente decreto. A
tale scopo, fatte salve le competenze dell'Autorita' per
l'energia elettrica, il gas e il sistema idrico, il GSE
dispone controlli sugli impianti in esercizio, sulla base
di un programma annuo;
d) se rilasciata in altri Stati membri dell'Unione
europea e' riconosciuta anche in Italia, purche' la
medesima garanzia di origine includa tutti gli elementi di
cui all'allegato 5 e sempreche' provenga da Paesi che
adottino strumenti di promozione ed incentivazione della
cogenerazione ad alto rendimento analoghi a quelli vigenti
in Italia e riconoscano la stessa possibilita' ad impianti
ubicati sul territorio italiano, sulla base di accordi
stipulati tra il Ministero dello sviluppo economico e il
Ministero dell'ambiente e della tutela del territorio e del
mare e le competenti autorita' del Paese estero da cui
l'elettricita' da cogenerazione ad alto rendimento viene
importata.
14. Qualsiasi rifiuto di riconoscere la garanzia di
origine, in particolare per ragioni connesse con la
prevenzione delle frodi, deve essere fondato su criteri
oggettivi, trasparenti e non discriminatori. Il GSE
comunica tale rifiuto e la sua motivazione al Ministero
dello sviluppo economico che lo notifica alla Commissione.
15. Qualunque forma di sostegno pubblico a favore
della cogenerazione e' subordinata alla condizione che
l'energia elettrica prodotta provenga da cogenerazione ad
alto rendimento e che il calore di scarto sia
effettivamente utilizzato per soddisfare una domanda
economicamente giustificabile, ferme restando le
disposizioni transitorie previste dal decreto legislativo
20 febbraio 2007 n. 20 e dal decreto legislativo 3 marzo
2011 n. 28.
16. Ai fini della individuazione delle tecnologie di
cogenerazione, del calcolo della produzione da
cogenerazione e del metodo di determinazione del rendimento
del processo di cogenerazione si applicano gli allegati al
decreto legislativo 20 febbraio 2007, n. 20, come integrato
e modificato dal decreto 4 agosto 2011 del Ministro dello
sviluppo economico, di concerto con il Ministro
dell'ambiente e della tutela del territorio e del mare.
17. L'Autorita' per l'energia elettrica, il gas ed il
sistema idrico, con uno o piu' provvedimenti da adottare
sulla base di indirizzi formulati dal Ministro
dell'ambiente e della sicurezza energetica, al fine di
promuovere lo sviluppo del teleriscaldamento e
teleraffrescamento e della concorrenza:
a) definisce gli standard di continuita', qualita'
e sicurezza del servizio di teleriscaldamento e
teleraffreddamento, ivi inclusi gli impianti per la
fornitura del calore e i relativi sistemi di
contabilizzazione di cui all'articolo 9, comma 1;
b) stabilisce i criteri per la determinazione delle
tariffe di allacciamento delle utenze alla rete del
teleriscaldamento e le modalita' per l'esercizio del
diritto di scollegamento;
c) fatto salvo quanto previsto alla lettera e),
individua modalita' con cui sono resi pubblici da parte dei
gestori delle reti i prezzi per la fornitura del calore,
l'allacciamento e la disconnessione, le attrezzature
accessorie, ai fini delle analisi costi-benefici sulla
diffusione del teleriscaldamento effettuate ai sensi del
presente articolo;
d) individua condizioni di riferimento per la
connessione alle reti di teleriscaldamento e
teleraffrescamento, al fine di favorire l'integrazione di
nuove unita' di generazione del calore e il recupero del
calore utile disponibile in ambito locale, in coordinamento
alle misure definite in attuazione del comma 5 per lo
sfruttamento del potenziale economicamente sfruttabile;
e) stabilisce le tariffe di cessione del calore, in
modo da armonizzare gli obiettivi economico-finanziari dei
soggetti esercenti il servizio con gli obiettivi generali
di carattere sociale, di tutela ambientale e di uso
efficiente delle risorse.
18. Le disposizioni di cui al comma 17 si applicano
secondo criteri di gradualita' anche alle reti in esercizio
alla data di entrata in vigore del presente provvedimento,
ferma restando la salvaguardia degli investimenti
effettuati e della concorrenza nel settore.
L'Autorita' per l'energia elettrica, il gas ed il
sistema idrico esercita i poteri di controllo, ispezione e
sanzione previsti dalla legge 14 novembre 1995, n. 481.» |
| | Art. 40
Modifiche all'articolo 1 del decreto legislativo
21 marzo 2005, n. 66
1. All'articolo 1, del decreto legislativo 21 marzo 2005, n. 66, il comma 1 e' sostituito dal seguente:
«1. Il presente decreto, ai fini della tutela della salute e dell'ambiente, stabilisce le specifiche tecniche dei combustibili destinati all'utilizzo nei motori ad accensione comandata e nei motori ad accensione per compressione per i veicoli stradali, le macchine mobili non stradali, i trattori agricoli e forestali e, quando non sono in mare, le imbarcazioni da diporto e le altre navi della navigazione interna.».
Note all'art. 40:
- Si riporta il testo dell'articolo 1 del citato
decreto legislativo n. 66 del 2005, come modificato dal
presente decreto:
«Art. 1 (Campo di applicazione). - 1. Il presente
decreto, ai fini della tutela della salute e dell'ambiente,
stabilisce le specifiche tecniche dei combustibili
destinati all'utilizzo nei motori ad accensione comandata e
nei motori ad accensione per compressione per i veicoli
stradali, le macchine mobili non stradali, i trattori
agricoli e forestali e, quando non sono in mare, le
imbarcazioni da diporto e le altre navi della navigazione
interna.
1-bis. Il presente decreto stabilisce, in aggiunta a
quanto previsto al comma 1, i metodi di calcolo e gli
obblighi di comunicazione ai sensi della direttiva 98/70/CE
relativa alla qualita' dei combustibili, a uso dei
fornitori, oltre che per i combustibili di cui al comma 1,
anche per l'elettricita' usata nei veicoli stradali.
2. I combustibili utilizzati dalle imbarcazioni da
diporto e dalle altre navi della navigazione interna,
quando le stesse sono in mare, sono soggetti alle
disposizioni del titolo III alla parte quinta del decreto
legislativo 3 aprile 2006, n. 152, e successive
modificazioni, relative ai combustibili marittimi delle
navi.» |
| | Art. 41
Modifiche all'articolo 2 del decreto legislativo
21 marzo 2005, n. 66
1. All'articolo 2, comma 1, del decreto legislativo 21 marzo 2005, n. 66, sono apportate le seguenti modificazioni:
a) la lettera i-sexies) e' sostituita dal seguente:
«i-sexies) fornitore: il fornitore quale definito all'articolo 2, comma 1, lettera pp) del decreto legislativo 8 novembre 2021, n. 199;»;
b) la lettera i-octies) e' sostituita dal seguente:
«i-octies) biocarburanti: i biocarburanti quali definiti all'articolo 2, comma 1, lettera v) del decreto legislativo 8 novembre 2021, n. 199;».
Note all'art. 41:
- Si riporta il testo dell'articolo 2 del citato
decreto legislativo n. 66 del 2005, come modificato dal
presente decreto:
«Art. 2 (Definizioni). - 1. Ai fini del presente
decreto si intende per:
a) benzina: gli oli minerali volatili destinati al
funzionamento dei motori a combustione interna e ad
accensione comandata, utilizzati per la propulsione di
veicoli e compresi nei codici NC 2710 11 41, 2710 11 45,
2710 11 49, 2710 11 51 e 2710 11 59;
b) combustibile diesel: i gasoli specificati nel
codice NC 2710 19 41 e utilizzati per i veicoli a
propulsione autonoma di cui alle direttive 70/220/CEE e
88/77/CEE; ricadono in tale definizione anche i liquidi
derivati dal petrolio compresi nei codici NC2710 19 41 e
2710 19 45, destinati all'uso nei motori ad accensione per
compressione di macchine mobili non stradali di cui alla
direttiva 97/68/CE, trattori agricoli e forestali di cui
alla direttiva 2000/25/CE, imbarcazioni da diporto di cui
alla direttiva 94/25/CE e altre navi della navigazione
interna;
c) commercializzazione: messa a disposizione, sul
mercato nazionale, presso i depositi fiscali, i depositi
commerciali o gli impianti di distribuzione, dei
combustibili di cui alle lettere a) o b), indipendentemente
dall'assolvimento dell'accisa;
d) deposito fiscale: impianto in cui vengono
fabbricati, trasformati, detenuti, ricevuti o spediti i
combustibili di cui alle lettere a) o b), sottoposti ad
accisa, in regime di sospensione dei diritti di accisa,
alle condizioni stabilite dall'amministrazione finanziaria;
ricadono in tale definizione anche gli impianti di
produzione dei combustibili;
e) combustibile sottoposto ad accisa: combustibile
al quale si applica il regime fiscale delle accise;
f) deposito commerciale: deposito in cui vengono
ricevuti, immagazzinati e spediti i combustibili di cui
alle lettere a) o b), ad accisa assolta;
g) impianto di distribuzione: complesso commerciale
unitario, accessibile al pubblico, costituito da una o piu'
pompe di distribuzione, con le relative attrezzature e
accessori, ubicato lungo la rete stradale ordinaria o lungo
le autostrade; in caso di distribuzione di combustibile
diesel tale definizione include anche gli impianti che
riforniscono le imbarcazioni da diporto e le altre navi
della navigazione interna;
h) pompa di distribuzione: apparecchio di
erogazione automatica dei combustibili di cui alle lettere
a) o b), inserito in un impianto di distribuzione, che
presenta un sistema di quantificazione, inteso come
valorizzazione, dell'erogato;
i) combustibili in distribuzione: combustibili per
i quali l'accisa e' stata assolta messi a disposizione sul
mercato nazionale per i consumatori finali.
i-bis) nave della navigazione interna: nave
destinata alla navigazione su fiumi, canali, laghi e
lagune;
i-ter) emissioni di gas a effetto serra prodotte
durante il ciclo di vita: le emissioni nette di CO2, CH4 e
N2O che possono essere attribuite al combustibile,compresi
tutti i suoi componenti miscelati, o all'energia fornita.
Sono incluse tutte le pertinenti fasi: estrazione o
coltura, comprese le modifiche della destinazione dei
suoli, trasporto e distribuzione, trasformazione e
combustione, a prescindere dal luogo in cui le emissioni
sono rilasciate;
i-quater) emissioni di gas a effetto serra per
unita' di energia: la massa totale di emissioni di gas a
effetto serra equivalente CO2 associate al combustibile o
all'energia fornita, divisa per il tenore totale di energia
del combustibile o dell'energia fornita (per il
combustibile, espresso al suo potere calorifico inferiore);
i-quinquies) combustibile: un combustibile
destinato all'utilizzo nei motori ad accensione comandata e
nei motori ad accensione per compressione di veicoli
stradali, macchine mobili non stradali, trattori agricoli e
forestali ((e, quando non sono in mare,)), imbarcazioni da
diporto ed altre navi della navigazione interna;
i-sexies) fornitore: il fornitore quale definito
all'articolo 2, comma 1, lettera pp) del decreto
legislativo 8 novembre 2021, n.199;
i-septies) operatore economico: ogni persona fisica
o giuridica stabilita nella Comunita' o in uno Paese terzo
che offre o mette a disposizione di terzi contro pagamento
o gratuitamente biocarburanti destinati al mercato
comunitario ovvero che offre o mette a disposizione di
terzi contro pagamento o gratuitamente materie prime,
prodotti intermedi, miscele o rifiuti per la produzione di
biocarburanti destinati al mercato comunitario;
i-octies) biocarburanti: i biocarburanti quali
definiti all'articolo 2, comma 1, lettera v) del decreto
legislativo 8 novembre 2021, n.199;
i-nonies) biomassa: la frazione biodegradabile dei
prodotti, dei rifiuti e dei residui di origine biologica
provenienti dall'agricoltura (comprendente sostanze
vegetali e animali), dalla silvicoltura e dalle industrie
connesse, comprese la pesca e l'acquacoltura, nonche' la
parte biodegradabile dei rifiuti industriali e urbani;
i-decies) valore reale: la riduzione delle
emissioni di gas a effetto serra per alcune o per tutte le
fasi di uno specifico processo di produzione di
biocarburanti calcolata secondo la metodologia definita
nell'allegato V-bis, parte C;
i-undecies) valore tipico: una stima della
riduzione rappresentativa delle emissioni di gas a effetto
serra per una particolare filiera di produzione del
biocarburante;
i-duodecies) valore standard: un valore stabilito a
partire da un valore tipico applicando fattori
predeterminati e che, in circostanze definite dalla
presente direttiva, puo' essere utilizzato al posto di un
valore reale;
i-terdecies) risparmio di emissioni di gas ad
effetto serra grazie all'uso di biocarburanti: emissioni di
gas risparmiate rispetto a quelle del combustibile fossile
che il biocarburante sostituisce, calcolate come indicato
nell'allegato V- bis, parte C, punto 4.
i-terdecies.1) "carburanti per autotrazione
rinnovabili liquidi e gassosi di origine non biologica": i
carburanti liquidi o gassosi, diversi dai biocarburanti, il
cui contenuto energetico proviene da fonti energetiche
rinnovabili diverse dalla biomassa e che sono utilizzati
nei trasporti;
i-terdecies.2) "colture amidacee": colture
comprendenti principalmente cereali (indipendentemente dal
fatto che siano utilizzati solo i semi ovvero sia
utilizzata l'intera pianta, come nel caso del mais verde),
tuberi e radici (come patate, topinambur, patate dolci,
manioca e ignami) e colture di bulbo-tuberi (quali la
colocasia e la xantosoma);
i-terdecies.3) "biocarburanti a basso rischio di
cambiamento indiretto di destinazione dei terreni":
biocarburanti le cui materie prime sono state prodotte
nell'ambito di sistemi che riducono la delocalizzazione
della produzione a scopi diversi dalla fabbricazione di
biocarburanti e che sono stati prodotti conformemente ai
criteri di sostenibilita' per biocarburanti di cui
all'articolo 7-ter;
i-terdecies.4) "residuo della lavorazione":
sostanza diversa dal prodotto o dai prodotti finali cui
mira direttamente il processo di produzione; non
costituisce l'obiettivo primario del processo di
produzione, il quale non e' stato deliberatamente
modificato per ottenerlo;
i-terdecies.5) "residui dell'agricoltura,
dell'acquacoltura, della pesca e della silvicoltura":
residui generati direttamente dall'agricoltura,
dall'acquacoltura, dalla pesca e dalla silvicoltura; non
comprendono i residui delle industrie connesse o della
lavorazione;
i-terdecies.6) "impianto operativo": impianto in
cui ha luogo la produzione fisica dei biocarburanti)).
1-bis. Ai fini del metodo di calcolo e della
comunicazione si applicano inoltre le seguenti definizioni:
a) "emissioni a monte o di upstream": le emissioni
di gas a effetto serra che si verificano prima che le
materie prime entrino in una raffineria o in un impianto di
trasformazione dove viene prodotto il combustibile di cui
all'allegato V-bis.1;
b) "bitumi naturali": materia prima da raffinare di
qualsiasi origine che soddisfi tutti i seguenti requisiti:
1) gravita' API (American Petroleum Institute) di
10 gradi o inferiore quando situata in un giacimento presso
il luogo di estrazione definita conformemente al metodo di
prova dell'American Society for Testing and Materials
(ASTM) D287;
2) viscosita' media annua alla temperatura del
giacimento maggiore di quella calcolata dall'equazione:
Viscosita' (centipoise) = 518,98e - 0,038T, dove T e' la
temperatura in gradi Celsius;
3) rientri nella definizione di sabbie bituminose
con il codice della nomenclatura combinata (NC) 2714 come
indicato nel regolamento (CEE) n. 2658/87 del Consiglio;
4) la mobilizzazione della fonte di materia prima
e' realizzata mediante estrazione mineraria o drenaggio a
gravita' con potenziamento termico dove l'energia termica
deriva principalmente da fonti diverse dalla fonte di
materia prima stessa;
c) "scisti bituminosi": qualsiasi fonte di materia
prima per raffineria situata in una formazione rocciosa
contenente kerogene solido e rientrante nella definizione
di scisti bituminosi con il codice NC 2714 indicato nel
regolamento (CEE) n. 2658/87. La mobilizzazione della fonte
di materia prima e' realizzata mediante estrazione
mineraria o drenaggio a gravita' con potenziamento termico;
d) "valore di riferimento per i carburanti": un
valore di riferimento per i carburanti basato sul ciclo di
vita delle emissioni di gas a effetto serra per unita' di
energia dei combustibili nel 2010;
e) "petrolio greggio convenzionale": qualsiasi
fonte di materia prima per raffineria provvista di gravita'
API superiore a 10 gradi quando situata in una formazione
reservoir presso il suo luogo di origine, misurata secondo
il metodo di prova ASTM D287 e non rientrante nella
definizione corrispondente al codice NC 2714 indicato nel
regolamento (CEE) n. 2658/87;
f) "micro, piccole e medie imprese (PMI)": quelle
definite dall'allegato I del regolamento (UE) n. 651/2014.» |
| | Art. 42
Modifica all'articolo 3 del decreto legislativo
21 marzo 2005, n. 66
1. All'articolo 3, comma 3, del decreto legislativo 21 marzo 2005, n. 66, il secondo periodo e' soppresso.
Note all'art. 42:
- Si riporta il testo dell'articolo 3 del citato
decreto legislativo n. 66 del 2005, come modificato dal
presente decreto:
«Art. 3 (Benzina). - 1. E' vietata la
commercializzazione di benzina non conforme alle specifiche
di cui all'Allegato I.
2. Fino al 31 dicembre 2015, fatte salve proroghe
stabilite con decreto del Ministro dell'ambiente e della
tutela del territorio e del mare, di concerto con il
Ministro dello sviluppo economico ed il Ministro delle
infrastrutture e dei trasporti, le imprese di produzione o
importazione di combustibili che, direttamente o
indirettamente, riforniscono di combustibili gli impianti
di distribuzione assicurano la commercializzazione di
benzina con un tenore massimo di ossigeno del 2,7 per cento
ed un tenore massimo di etanolo del 5 per cento e conforme
alle altre specifiche di cui all'Allegato I, senza
l'etichetta prevista dal comma 3, presso almeno il 30 per
cento degli impianti di distribuzione di cui sono titolari
e degli impianti di titolarita' di terzi che espongono il
proprio marchio e con i quali hanno un rapporto di
fornitura in via esclusiva, presenti in ciascuna provincia.
A fini di controllo, tali imprese forniscono agli organi di
cui all'articolo 8, comma 5, entro cinque giorni dalla
relativa richiesta, l'elenco degli indirizzi di tutti i
predetti impianti di distribuzione, evidenziando quelli che
commercializzano la benzina prevista dal presente comma,
presenti nelle province a cui la richiesta si riferisce. Le
eventuali proroghe previste dal presente articolo, da
adottare almeno sei mesi prima del termine da prorogare,
sono concesse sulla base di un'istruttoria che considera la
compatibilita' dei veicoli del parco circolante con la
benzina di cui al comma 3 ed il processo di perseguimento
degli obiettivi previsti dalla direttiva 2009/28/CE. Tale
istruttoria e' condotta dai Ministeri dell'ambiente e della
tutela del territorio e del mare, dello sviluppo economico
e delle infrastrutture e dei trasporti sulla base delle
stime sulla consistenza del parco circolante dei veicoli
incompatibili con la benzina di cui al comma 3, risultanti
dalle informazioni fornite dai costruttori ai sensi del
comma 4.
3. Nei depositi commerciali e negli impianti di
distribuzione, diversi da quelli previsti dal comma 2, in
cui si commercializza benzina con un tenore di etanolo fino
al 10 per cento e conforme alle specifiche di cui
all'Allegato I, deve essere affissa, sulle pompe di
distribuzione che la erogano e presso i punti che riportano
le informazioni circa il tipo di combustibile
commercializzato, un'etichetta avente dimensioni e
caratteri chiaramente visibili e di facile lettura,
contenente le parole : «E 10. Etanolo fino al 10 per cento.
Solo per veicoli compatibili».
4. Nei depositi commerciali e negli impianti di
distribuzione in cui si commercializza la benzina prevista
dal comma 3 deve essere accessibile agli utenti un elenco,
avente dimensioni e caratteri chiaramente visibili e di
facile lettura, in cui sono indicati i veicoli omologati
prima del 1° gennaio 2011 compatibili con l'utilizzo di
tale benzina ed i veicoli omologati dal 1° gennaio 2011
incompatibili con l'utilizzo di tale benzina. Tale elenco
deve essere conforme all'elenco pubblicato sul sito
internet del Ministero dell'ambiente e della tutela del
territorio e del mare e deve essere aggiornato entro trenta
giorni da ciascun aggiornamento di quello ministeriale. Nel
caso in cui sul sito del Ministero sia pubblicata
l'indicazione che nessun veicolo ricade nell'elenco, tale
indicazione deve essere accessibile agli utenti con
dimensioni e caratteri chiaramente visibili e di facile
lettura. Le societa' di produzione di veicoli stradali
trasmettono al Ministero dell'ambiente e della tutela del
territorio e del mare, in via informatica, la lista di tali
veicoli che hanno messo in commercio o che intendono
mettere in commercio sul territorio nazionale. Per i nuovi
modelli la trasmissione deve avvenire prima dell'avvio
della messa in commercio.
Sul sito internet del Ministero sono indicati le
modalita' di invio in via informatica, nonche' gli
specifici dati identificativi dei veicoli da trasmettere.
Le societa' di produzione di veicoli stradali trasmettono
altresi' al Ministero le informazioni utili a stimare la
consistenza del parco circolante nel 2014 dei veicoli
incompatibili con la benzina di cui al comma 3. A tale fine
trasmettono, entro il 31 marzo 2015, le informazioni
individuate in un apposito decreto del Ministro
dell'ambiente e della tutela del territorio e del mare, da
adottare di concerto con il Ministro delle infrastrutture e
dei trasporti e previa consultazione delle societa' stesse,
nel quale si disciplinano anche il formato e le modalita'
di trasmissione. Se entro il 1° gennaio 2015, non si e'
provveduto alla adozione del predetto decreto, le societa'
di produzione di veicoli stradali trasmettono, entro il 1°
febbraio 2015, una stima di tale consistenza. La
trasmissione dei dati previsti dal presente articolo, da
parte delle societa' di produzione di veicoli stradali, e'
facoltativa in caso di veicoli che sono messi in commercio
solo in altri Stati.
5. Nei depositi commerciali e negli impianti di
distribuzione in cui si commercializza benzina contenente
additivi metallici, deve essere affissa, sulle pompe di
distribuzione che la erogano e presso i punti che riportano
le informazioni circa il tipo di combustibile
commercializzato, un'etichetta avente dimensioni e
caratteri chiaramente visibili e di facile lettura, con le
parole «Contiene additivi metallici. Solo per i veicoli
compatibili».
6. Nei depositi commerciali e negli impianti di
distribuzione in cui si commercializza la benzina prevista
dal comma 5 deve essere accessibile agli utenti un elenco,
avente dimensioni e caratteri chiaramente visibili e di
facile lettura, in cui sono indicati i veicoli compatibili
con l'utilizzo di tale benzina. Per la procedura di
formazione e di aggiornamento dell'elenco si applicano le
disposizioni previste dal comma 4.
7. Sono tenuti agli obblighi di informazione agli
utenti e di etichettatura previsti dal presente articolo i
soggetti a cui compete, secondo il vigente ordinamento di
settore, la scelta e la sistemazione di segnalazioni,
etichette ed altri strumenti di informazione presso i
depositi commerciali e gli impianti di distribuzione.
8. E' consentita la commercializzazione di benzina
con un contenuto di piombo non superiore a 0,15 g/l e
conforme alle altre specifiche di cui all'Allegato I per un
quantitativo massimo annuale pari allo 0,03 per cento delle
vendite totali di benzina dell'anno precedente, destinato
ad essere utilizzato dalle auto storiche e ad essere
distribuito dalle associazioni riconosciute di possessori
di auto storiche. I gestori dei depositi fiscali che
producono o importano combustibili, i quali intendano
commercializzare tale benzina, comunicano al Ministero
dell'ambiente e della tutela del territorio e del mare,
entro il 31 marzo dell'anno in cui si effettua la
commercializzazione, il quantitativo da produrre o da
importare. In tale comunicazione i gestori dimostrano di
osservare la prescritta quota percentuale, calcolata
rispetto alla quantita' dagli stessi commercializzata
nell'anno precedente e rispetto alla quantita'
commercializzata nell'anno precedente da altri gestori che,
con apposito atto da allegare, abbiano devoluto la quota
percentuale loro spettante.» |
| | Art. 43
Modifiche all'articolo 4 del decreto legislativo
21 marzo 2005, n. 66
1. All'articolo 4 del decreto legislativo 21 marzo 2005, n. 66, sono apportate le seguenti modificazioni:
a) il comma 2 e' sostituito dal seguente:
«2. Le imprese di produzione o importazione di combustibili che, direttamente o indirettamente, riforniscono di combustibili gli impianti di distribuzione assicurano la commercializzazione di combustibile diesel avente un tenore di estere metilico di acidi grassi (FAME) non superiore al 7 per cento e conforme alle altre specifiche di cui all'Allegato II, presso almeno il 30 per cento degli impianti di distribuzione di cui sono titolari e degli impianti di titolarita' di terzi che espongono il proprio marchio e con i quali hanno un rapporto di fornitura in via esclusiva, presenti in ciascuna provincia. A fini di controllo, tali imprese forniscono agli organi di cui all'articolo 8, comma 5, entro cinque giorni dalla relativa richiesta, l'elenco degli indirizzi di tali impianti di distribuzione presenti nelle province a cui la richiesta si riferisce.»;
b) il comma 3 e' sostituito dal seguente:
«3. Nei depositi commerciali e negli impianti di distribuzione in cui si commercializza il combustibile diesel avente un tenore di estere metilico di acidi grassi (FAME) superiore al 7 per cento deve essere accessibile agli utenti un elenco, avente dimensioni e caratteri chiaramente visibili e di facile lettura, in cui sono indicati i veicoli incompatibili con l'utilizzo di tale combustibile. L'elenco deve essere conforme a quello pubblicato sul sito internet del Ministero dell'ambiente e della sicurezza energetica e deve essere aggiornato entro trenta giorni da ciascun aggiornamento di quello ministeriale. Le societa' di produzione di veicoli stradali trasmettono al Ministero, in via informatica, entro tre mesi dall'entrata in vigore della presente disposizione, la lista di tali veicoli che hanno messo in commercio sul territorio nazionale. Per i nuovi modelli la trasmissione deve avvenire prima dell'avvio della messa in commercio. Sul sito internet del Ministero sono indicati le modalita' di invio in via informatica, nonche' gli specifici dati identificativi dei veicoli da trasmettere. La trasmissione dei dati e' facoltativa in caso di veicoli che sono messi in commercio solo in altri Stati.».
Note all'art. 43:
- Si riporta il testo dell'articolo 4 del citato
decreto legislativo n. 66 del 2005, come modificato dal
presente decreto:
«Art. 4 (Combustibile diesel). - 1. E' vietata la
commercializzazione di combustibile diesel non conforme
alle specifiche di cui all'Allegato II. E' fatto salvo
quanto previsto dall'articolo 8, comma 1, del decreto
legislativo 30 maggio 2005, n. 128.
2. Le imprese di produzione o importazione di
combustibili che, direttamente o indirettamente,
riforniscono di combustibili gli impianti di distribuzione
assicurano la commercializzazione di combustibile diesel
avente un tenore di estere metilico di acidi grassi (FAME)
non superiore al 7 per cento e conforme alle altre
specifiche di cui all'Allegato II, presso almeno il 30 per
cento degli impianti di distribuzione di cui sono titolari
e degli impianti di titolarita' di terzi che espongono il
proprio marchio e con i quali hanno un rapporto di
fornitura in via esclusiva, presenti in ciascuna provincia.
A fini di controllo, tali imprese forniscono agli organi di
cui all'articolo 8, comma 5, entro cinque giorni dalla
relativa richiesta, l'elenco degli indirizzi di tali
impianti di distribuzione presenti nelle province a cui la
richiesta si riferisce.
3. Nei depositi commerciali e negli impianti di
distribuzione in cui si commercializza il combustibile
diesel avente un tenore di estere metilico di acidi grassi
(FAME) superiore al 7 per cento deve essere accessibile
agli utenti un elenco, avente dimensioni e caratteri
chiaramente visibili e di facile lettura, in cui sono
indicati i veicoli incompatibili con l'utilizzo di tale
combustibile. L'elenco deve essere conforme a quello
pubblicato sul sito internet del Ministero dell'ambiente e
della sicurezza energetica e deve essere aggiornato entro
trenta giorni da ciascun aggiornamento di quello
ministeriale. Le societa' di produzione di veicoli stradali
trasmettono al Ministero, in via informatica, entro tre
mesi dall'entrata in vigore della presente disposizione, la
lista di tali veicoli che hanno messo in commercio sul
territorio nazionale. Per i nuovi modelli la trasmissione
deve avvenire prima dell'avvio della messa in commercio.
Sul sito internet del Ministero sono indicati le modalita'
di invio in via informatica, nonche' gli specifici dati
identificativi dei veicoli da trasmettere. La trasmissione
dei dati e' facoltativa in caso di veicoli che sono messi
in commercio solo in altri Stati.
4. Nei depositi commerciali e negli impianti di
distribuzione in cui si commercializza combustibile diesel
contenente additivi metallici si applica quanto previsto
dall'articolo 3, commi 5, 6 e 7.
5. E' vietato, sulle imbarcazioni da diporto e sulle
altre navi della navigazione interna, l'utilizzo di
combustibili liquidi diversi dal combustibile diesel,
aventi un tenore di zolfo superiore a 1.000 mg/kg e, dal 1°
gennaio 2011, superiore a 10 mg/kg.» |
| | Art. 44
Modifiche all'articolo 7 del decreto legislativo
21 marzo 2005, n. 66
1. I commi 2-bis e 2 -ter dell'articolo 7 del decreto legislativo 21 marzo 2005, n. 66 sono abrogati.
Note all'art. 44:
- Si riporta il testo dell'articolo 7 del citato
decreto legislativo n. 66 del 2005, come modificato dal
presente decreto:
«Art. 7 (Obblighi di comunicazione e di trasmissione
di dati). - 1. L'Istituto superiore per la protezione e la
ricerca ambientale, di seguito denominato:«ISPRA», pubblica
annualmente sul proprio sito internet i dati relativi alla
qualita' di benzina e combustibile diesel commercializzati
nell'anno precedente, sulla base di quanto previsto dalle
norme di cui all'articolo 10, comma 2.
2. Entro il 31 agosto di ogni anno, il Ministero
dell'ambiente e della tutela del territorio e del mare
trasmette alla Commissione europea, nel formato previsto
dalle pertinenti norme tecniche europee, i dati relativi
alla qualita' ed alla quantita' di benzina e di
combustibile diesel in distribuzione nell'anno civile
precedente, sulla base di una relazione elaborata
dall'Istituto superiore per la protezione e la ricerca
ambientale (di seguito ISPRA). Tale relazione, da
trasmettere al Ministero dell'ambiente e della tutela del
territorio e del mare entro il 30 giugno di ogni anno, e'
elaborata sulla base dei seguenti dati:
a) i dati relativi agli accertamenti svolti sulle
caratteristiche della benzina e del combustibile diesel in
distribuzione nell'anno precedente, comunicati dagli Uffici
dell'Agenzia delle dogane e dei monopoli ai sensi del
decreto del Ministro dell'ambiente e della tutela del
territorio 3 febbraio 2005, pubblicato nella Gazzetta
Ufficiale n. 70 del 23 marzo 2005;
b) i dati relativi alle caratteristiche della
benzina e del combustibile diesel in distribuzione
nell'anno precedente comunicati entro il 30 maggio di
ciascun anno, tramite le associazioni di categoria, dai
gestori dei depositi fiscali che importano benzina e
combustibile diesel da Paesi terzi o li ricevono da Paesi
dell'Unione europea e dai gestori degli impianti di
produzione di tali combustibili; i dati sono ottenuti,
anche attraverso il supporto dell'ente di unificazione
tecnica di settore, sulla base di un monitoraggio
effettuato tenendo conto della normativa adottata dal
Comitato europeo di normazione (di seguito CEN) e sono
comunicati utilizzando i formati e le procedure indicati
sul sito internet del Ministero dell'ambiente e della
tutela del territorio e del mare;
c) i dati sui volumi di benzina e di combustibile
diesel in distribuzione nell'anno precedente, con le
prescritte suddivisioni, comunicati dal Ministero dello
sviluppo economico ai sensi del decreto del Ministro
dell'ambiente e della tutela del territorio 3 febbraio
2005; i dati sono contestualmente comunicati anche al
Ministero dell'ambiente e della tutela del territorio e del
mare, utilizzando i formati e le procedure indicati sul
sito internet di tale Ministero.
2-bis (abrogato)
2-ter (abrogato)». |
| | Art. 45
Modifiche all'articolo 7-bis, 7-ter, 7-quater, 7-quinquies
del decreto legislativo 21 marzo 2005, n. 66
1. Gli articoli 7-bis, 7-ter, 7-quater, 7-quinquies del decreto legislativo 21 marzo 2005, n. 66 sono abrogati.
|
| | Art. 46
Modifiche all'articolo 9 del decreto legislativo 21 marzo 2005, n. 66
1. All'articolo 9 del decreto legislativo 21 marzo 2005, n. 66, sono apportate le seguenti modificazioni:
a) al comma 3, dopo le parole: «le percentuali di distribuzione provinciale previste dall'articolo 3, comma 2,» sono inserite le seguenti: «o dall'articolo 4, comma 2,» e dopo le parole: «gli elenchi previsti dall'articolo 3, comma 2,» sono inserite le seguenti: «o dall'articolo 4, comma 3,»;
b) i commi 4, 9, 10, 11, 12, 13, 14, 15 e 16 sono abrogati;
c) al comma 17 le parole: «commi 1, 2, 3, 4, 5, 6, 9, 10, 11, 12, 13, 14, 15 e 16 provvede» sono sostituite dalle seguenti: «commi 1, 2, 3, 5, 6, provvede».
Note all'art. 46:
- Si riporta il testo dell'articolo 9 del citato
decreto legislativo n. 66 del 2005, come modificato dal
presente decreto:
«Art. 9 (Sanzioni). - 1. Salvo che il fatto
costituisca reato, ai gestori dei depositi fiscali che
commercializzano benzine o combustibili diesel in
violazione dei divieti di cui all'articolo 3, comma 1, o di
cui all'articolo 4, comma 1, si applica una sanzione
amministrativa da 15.000 a 154.000 euro. Salvo che il fatto
costituisca reato, la medesima sanzione amministrativa si
applica ai gestori dei depositi fiscali che
commercializzano benzine o combustibili diesel non conformi
alle specifiche determinate ai sensi degli articoli 5 o 6.
In caso di recidiva le sanzioni amministrative di cui
al presente comma sono triplicate.
2. Salvo che il fatto costituisca reato, ai gestori
degli impianti di distribuzione e ai gestori di depositi
commerciali che commercializzano benzine o combustibili
diesel in violazione dei divieti di cui all'articolo 3,
comma 1, o di cui all'articolo 4, comma 1, o non conformi
alle specifiche determinate ai sensi degli articoli 5 o 6
si applicano le sanzioni previste dal comma 1, ridotte a un
terzo nel caso dei depositi commerciali e ridotte a un
quinto nel caso degli impianti di distribuzione.
3. Salvo che il fatto costituisca reato, si applica
una sanzione amministrativa da 10.000 a 30.000 euro ai
soggetti tenuti ad assicurare le percentuali di
distribuzione provinciale previste dall'articolo 3, comma
2, o dall'articolo 4, comma 2, se le stesse non sono
rispettate. Se gli elenchi previsti dall'articolo 3, comma
2, o dall'articolo 4, comma 3, non sono trasmessi nei
termini prescritti si applica l'articolo 650 del codice
penale.
4. (abrogato)
5. Salvo che il fatto costituisca reato, le sanzioni
di cui ai commi 1 e 2 si applicano anche ai gestori dei
depositi fiscali, dei depositi commerciali o degli impianti
di distribuzione che, a seguito dell'adozione del decreto
previsto dall'articolo 4, comma 2, non rispettano le
modalita' introdotte da tale decreto per assicurare la
commercializzazione del combustibile diesel avente il
tenore massimo di FAME indicato nell'allegato II.
6. Salvo che il fatto costituisca reato, si applica
una sanzione amministrativa da 10.000 a 30.000 euro ai
soggetti tenuti agli obblighi di informazione degli utenti
o di etichettatura previsti dall'articolo 3, commi 3, 4, 5
o 6, e dall'articolo 4, comma 4, che violano tali obblighi.
La stessa sanzione si applica ai soggetti tenuti agli
obblighi di trasmissione previsti dall'articolo 3, commi 4
o 6, e dall'articolo 4, comma 4, che violano tali obblighi.
A seguito dell'adozione del decreto previsto dall'articolo
4, comma 2, la stessa sanzione si applica anche in caso di
violazione degli obblighi di trasmissione, informazione o
di etichettatura introdotti da tale decreto.
7. In caso di violazione del divieto previsto
dall'articolo 4, comma 5, si applica la sanzione prevista
dall'articolo 296, comma 5, del decreto legislativo 3
aprile 2006, n. 152, e successive modificazioni, alla cui
irrogazione provvedono le regioni o la diversa autorita'
indicata dalla legge regionale ai sensi degli articoli 17 e
seguenti della legge 24 novembre 1981, n. 689.
8. Nel caso in cui i gestori dei depositi fiscali non
trasmettano nei termini i dati da inviare ai sensi
dell'articolo 10, comma 2, il Ministro dell'ambiente e
della tutela del territorio e del mare, anche ai fini di
quanto previsto dall'articolo 650 del codice penale, ordina
al gestore di provvedere.
9. - 16. (abrogati)
17. Fatto salvo quanto previsto al comma 7, ai fini
dell'irrogazione delle sanzioni previste ai commi 1, 2, 3,
5, 6, provvede il Prefetto ai sensi degli articoli 17 e
seguenti della legge 24 novembre 1981, n. 689.
18. Alle sanzioni amministrative di cui al presente
articolo non si applica il pagamento in misura ridotta
previsto dall'articolo 16 della legge n. 689 del 1981.» |
| | Art. 47
Modifiche all'allegato I del decreto legislativo
21 marzo 2005, n. 66
1. All'allegato I al decreto legislativo 21 marzo 2005, n. 66, sono apportate le seguenti modificazioni:
a) alla nota 1 della tabella, le parole: «e' stata applicata la norma ISO 4259:2006» sono sostituite dalle seguenti: «e' stata applicata la norma EN ISO 4259-1:2017/A1:2021» e le parole: «criteri previsti dalla norma ISO 4259:2006» sono sostituite dalle seguenti: «criteri previsti dalla norma EN ISO 4259-2:2017/A1:2019»;
b) alla nota 3 della tabella, le parole: «norma EN 228:2008» sono sostituite dalle seguenti: «norma EN 228:2012+A1:2017».
Note all'art. 47:
- Si riporta il testo dell'allegato I del citato
decreto legislativo n. 66 del 2005, come modificato dal
presente decreto:
«[1] I valori indicati nelle specifiche sono «valori
effettivi». Per la definizione dei loro valori limite, e'
stata applicata la norma EN ISO 4259-1:2017/A1:2021
«Prodotti petroliferi - Determinazione e applicazione di
dati di precisione in relazione ai metodi di prova»; per
fissare un valore minimo si e' tenuto conto di una
differenza minima di 2R sopra lo zero (R =
riproducibilita'). I risultati delle singole misurazioni
vanno interpretati in base ai criteri previsti dalla norma
EN ISO 4259-2:2017/A1:2019.
[2] Il periodo estivo inizia il 1° maggio e termina
il 30 settembre.
[3] Altri monoalcoli ed eteri con punto di
ebollizione finale non superiore a quello stabilito nella
norma EN 228:2012+A1:2017.
[4] A decorrere dal 1° gennaio 2011.
[5] A decorrere dal 1° gennaio 2014.» |
| | Art. 48
Modifiche all'allegato II del decreto legislativo
21 marzo 2005, n. 66
1. All'allegato II al decreto legislativo 21 marzo 2005, n. 66, sono apportate le seguenti modificazioni:
a) alla quarta colonna della tabella, il valore «7,0», e' sostituito dal seguente: «10,0»;
b) alla nota 1 della tabella, le parole: «e' stata applicata la norma EN ISO 4259:2006» sono sostituite dalle seguenti «e' stata applicata la norma EN ISO 4259-1:2017/A1:2021» e le parole: «criteri previsti dalla norma EN ISO 4259:2006» sono sostituite dalle seguenti: «criteri previsti dalla norma EN ISO 4259-2:2017/A1:2019».
Note all'art. 48:
- Si riporta il testo dell'allegato II del citato
decreto legislativo n. 66 del 2005, come modificato dal
presente decreto:
«Allegato II
Specifiche ecologiche del combustibile diesel
commercializzato e destinato ai veicoli con motore ad
accensione per compressione
Parte di provvedimento in formato grafico
|
| | Art. 49
Modifiche all'allegato V del decreto legislativo
21 marzo 2005, n. 66
1. All'allegato V al decreto legislativo 21 marzo 2005, n. 66, sono apportate le seguenti modificazioni:
a) al paragrafo 3.1., al titolo, le parole: «UNI EN 228:2013» sono sostituite dalle seguenti: «UNI EN 228:2017»;
b) al paragrafo 3.2.:
1) al titolo, le parole: «UNI EN 590:2013» sono sostituite dalle seguenti: «UNI EN 590:2022»;
2) alla nota (2), le parole: «EN ISO 3675» sono sostituite dalle seguenti: «EN ISO 12185»;
3) la nota (3) e' soppressa;
4) alla riga della tabella relativa a «Numero di Cetano», alla colonna «Metodi di prova», le parole: «EN 16144» sono soppresse e alla colonna «R» il valore «4,1» e' soppresso;
5) alla riga della tabella relativa a «Numero di Cetano», alla colonna «Metodi di prova», sono inserite le seguenti caselle: «UNI EN 16715:2015», «UNI EN 16906:2017» e «UNI EN 17155:2019» e alla colonna «R» sono inserite, in corrispondenza, le seguenti caselle: «1,4», «1,9» e «2,1»;
6) alla riga della tabella relativa a «Numero di Cetano», alla colonna «R», il valore «3,2» e' sostituito da «2,4»;
7) alla riga della tabella relativa a «Distillazione: 95% recuperato», alla colonna «R», il valore «9,3» e' sostituito da «9,0».
Note all'art. 49:
- Si riporta il testo dell'allegato V del citato
decreto legislativo n. 66 del 2005, come modificato dal
presente decreto:
«Allegato V
Metodi di prova e modalita' operative per
l'accertamento sulla conformita' dei combustibili
1. Campionamento
1.1. Prelievo
1.1.1. Depositi fiscali e depositi commerciali
I campioni di combustibile devono essere prelevati
secondo quanto stabilito dalla norma ISO 3170 per il
campionamento manuale da serbatoio e secondo quanto
stabilito dalla norma ISO 3171 per il campionamento
automatico in linea. Per il prelievo si utilizzano
contenitori metallici.
1.1.2. Impianti di distribuzione
I campioni di combustibile devono essere prelevati
secondo quanto stabilito dalla norma EN 14275 per il
campionamento alla pompa presso gli impianti di
distribuzione. Per il prelievo e' sufficiente l'utilizzo di
contenitori metallici anche privi delle caratteristiche di
composizione previsti da tale norma EN.
1.1.3. Competenza
Il prelievo dei campioni e' effettuato dall'autorita'
competente all'accertamento dell'infrazione.
1.2. Quantita'
La quantita' di benzina o combustibile diesel da
campionare e' pari a dieci litri da immettere in cinque
contenitori da 2,5 litri, riempiti per circa l'80% della
loro capienza.
I contenitori devono assicurare una tenuta perfetta,
essere dotati di tappo con guarnizione e controtappo di
plastica ed essere rigorosamente sigillati. Inoltre devono
essere dotati di targhetta sulla quale sono riportati
almeno i seguenti dati:
A) il luogo del prelievo;
B) il gestore dell'impianto presso cui e' stato
effettuato il prelievo del campione;
C) la data del prelievo;
D) la tipologia di prodotto;
E) il serbatoio dal quale e' stato effettuato il
prelievo, in caso di depositi fiscali e di depositi
commerciali, e la pompa di distribuzione, in caso di
impianti di distribuzione;
F) il soggetto che, eventualmente, rappresenti il
gestore nel corso delle attivita' di prelievo;
G) il soggetto incaricato del prelievo.
I cinque contenitori devono essere destinati:
a) uno al gestore dell'impianto sottoposto ad
accertamento o al soggetto di cui al paragrafo 1.2, lettera
F), per finalita' difensive;
b) uno al laboratorio che effettua le misure ai
fini dell'accertamento dell'infrazione ai sensi
dell'articolo 15, comma 1, della legge n. 689/1981, di
seguito denominato laboratorio controllore, individuato ai
sensi del paragrafo 1.7;
c) tre al soggetto che ha effettuato il prelievo,
al fine di essere conservati per l'eventualita' della
revisione prevista dall'articolo 15, comma 2, della legge
n. 689/1981 e per l'eventualita' del contenzioso
giudiziario previsto dall'articolo 23 di tale legge; su
richiesta di tale soggetto, i contenitori possono essere
conservati presso il laboratorio controllore, fermo
restando quanto previsto dal paragrafo 1.5.
1.3. Verbale
All'atto del prelievo viene redatto, in tre
originali, un verbale che deve riportare i dati necessari
per l'identificazione univoca del campione. Un originale
rimane all'autorita' competente all'accertamento
dell'infrazione. Un originale viene consegnato al gestore o
al soggetto di cui al paragrafo 1.2, lettera F). L'altro
originale viene allegato all'esemplare del campione da
inviare al laboratorio controllore.
1.4. Movimentazione dei campioni
Durante il prelievo e la movimentazione dei campioni
devono essere osservate misure atte a garantirne
l'integrita' e la sicurezza, con particolare riferimento
alle misure concernenti il deposito e il trasporto dei
liquidi infiammabili.
1.5. Distribuzione dei campioni
Ai fini della distribuzione dei campioni si applicano
le seguenti disposizioni:
il contenitore di cui al paragrafo 1.2, lettera b),
e' inviato al laboratorio controllore insieme al verbale di
campionamento;
nel caso in cui sia richiesta la revisione delle
analisi ai sensi dell'articolo 15, comma 2, della legge n.
689/1981 un contenitore di cui al paragrafo 1.2, lettera
c), e' inviato al laboratorio competente per tale revisione
individuato ai sensi del paragrafo 1.7;
in tutti i casi, i contenitori dei campioni di
benzina prelevati durante il periodo estivo, qualora
conservati in luogo idoneo diverso da un frigorifero
antideflagrante a temperatura compresa tra 4 °C e 10 °C,
sono inviati al laboratorio controllore entro cinque giorni
dal prelievo.
1.6. Conservazione dei campioni
Tutti i contenitori di cui al paragrafo 1.2, lettere
b) e c), devono essere conservati in un luogo idoneo, per
un periodo non inferiore a novanta giorni e, comunque, fino
alla conclusione delle attivita' di accertamento di cui al
presente allegato e, per un contenitore di cui al paragrafo
1.2, lettera c), in caso di accertamento dell'infrazione,
fino alla scadenza dei termini previsti per proporre
opposizione all'eventuale ordinanza - ingiunzione
dell'autorita' competente all'irrogazione della sanzione e
fino alla conclusione del contenzioso giudiziario seguente
a tale opposizione. Per luogo idoneo si intende, in caso di
benzina, un luogo almeno ventilato in cui i contenitori non
sono esposti alla luce diretta del sole.
1.7. Identificazione dei laboratori
Il laboratorio controllore, su delega dell'autorita'
competente all'accertamento dell'infrazione, e' un
laboratorio chimico delle dogane o un Ufficio delle Dogane
nel cui ambito operano i laboratori chimici delle dogane.
Il laboratorio che effettua la revisione delle
analisi ai sensi dell'articolo 15, comma 2, della legge n.
689/1981 e' un laboratorio chimico delle dogane o un
Ufficio delle Dogane nel cui ambito operano i laboratori
chimici delle dogane, diverso da quello che ha effettuato
le misure come laboratorio controllore.
Per l'effettuazione delle misure i laboratori chimici
delle dogane o gli Uffici delle Dogane nel cui ambito
operano i laboratori chimici delle dogane possono avvalersi
della Stazione Sperimentale per i Combustibili.
2. Effettuazione della verifica di conformita'
Il presente paragrafo stabilisce le procedure per
l'effettuazione della verifica di conformita'. Tale
procedura si applica sia in sede di analisi ai sensi
dell'articolo 15, comma 1, della legge n. 689/1981, sia in
sede di revisione delle analisi ai sensi dell'articolo 15,
comma 2, della legge n. 689/1981.
La trattazione dei risultati dei metodi di prova
elencati nel paragrafo 3 viene effettuata secondo la
procedura, tratta dalla norma UNI EN ISO 4259.
2.1. Verifica di conformita'
Il laboratorio controllore esegue le misure
immediatamente dopo la ricezione dei contenitori del
campione di cui al paragrafo 1.2, lettera b). Tale
laboratorio esegue una sola misura per ciascuna
caratteristica disciplinata dal presente decreto,
utilizzando i metodi di prova di cui al paragrafo 3.
2.1.1. Caratteristiche per le quali e' definito un
limite massimo negli allegati I e II.
Se il risultato ottenuto «X» e' tale che:
X > A1 + 0,59 • R
dove
A1 e' il limite massimo, ed R e' la
riproducibilita' del metodo di prova calcolata al livello
A1, il cui valore e' riportato nel paragrafo 3, il prodotto
si considera non conforme. In caso contrario il prodotto e'
da considerare conforme.
2.1.2. Caratteristiche per le quali e' definito un
limite minimo negli allegati I e II.
Se il risultato ottenuto «X» e' tale che:
X < A2 - 0,59 • R
dove A2 e' il limite minimo, ed R e' la
riproducibilita' del metodo di prova calcolata al livello
A2, il cui valore e' riportato nel paragrafo 3, il prodotto
si considera non conforme. In caso contrario il prodotto e'
da considerare conforme.
3. Precisione dei metodi di prova
3.1 Metodi di prova, contenuti nella norma UNI EN
228:2017, e dati di precisione per la determinazione delle
caratteristiche della benzina conforme alle specifiche di
cui all'allegato I o all'articolo 3, comma 2.
Parte di provvedimento in formato grafico
3.2 Metodi di prova, contenuti nella norma EN
590:2022, e dati di precisione per la determinazione delle
caratteristiche del combustibile diesel conforme alle
specifiche di cui all'allegato II.
Parte di provvedimento in formato grafico
|
| | Art. 50
Modifiche agli allegati V-bis, V-bis.1, V-bis.2 e V-bis.3
del decreto legislativo 21 marzo 2005, n. 66
1. Gli allegati V-bis, V-bis.1, V-bis.2 e V-bis.3 del decreto legislativo 21 marzo 2005, n. 66, sono abrogati.
|
| | Art. 51
Clausola di invarianza finanziaria
1. Dall'attuazione del presente decreto non devono derivare nuovi o maggiori oneri a carico della finanza pubblica. Le amministrazioni pubbliche interessate provvedono all'attuazione del presente decreto legislativo con le risorse umane, strumentali e finanziarie disponibili a legislazione vigente.
Il presente decreto, munito del sigillo dello Stato, sara' inserito nella Raccolta ufficiale degli atti normativi della Repubblica italiana. E' fatto obbligo a chiunque spetti di osservarlo e di farlo osservare.
Dato a Roma, addi' 9 gennaio 2026
MATTARELLA
Meloni, Presidente del Consiglio
dei ministri
Foti, Ministro per gli affari
europei, il PNRR e le politiche di
coesione
Pichetto Fratin, Ministro
dell'ambiente e della sicurezza
energetica
Tajani, Ministro degli affari
esteri e della cooperazione
internazionale
Nordio, Ministro della giustizia
Giorgetti, Ministro dell'economia e
delle finanze
Urso, Ministro delle imprese e del
made in Italy
Giuli, Ministro della cultura
Lollobrigida, Ministro
dell'agricoltura, della sovranita'
alimentare e delle foreste
Zangrillo, Ministro per la pubblica
amministrazione
Visto, il Guardasigilli: Nordio
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