Serie Generale n. 170 del 24-7-2014
RETTIFICHE
AVVISO DI RETTIFICA
Comunicato relativo al decreto legislativo 4 luglio 2014, n. 102, recante: «Attuazione della direttiva 2012/27/UE sull'efficienza energetica, che modifica le direttive 2009/125/CE e 2010/30/UE e abroga le direttive 2004/8/CE e 2006/32/CE.». (Decreto legislativo pubblicato nella Gazzetta Ufficiale - serie generale - n. 165 del 18 luglio 2014). (14A05966) (GU Serie Generale n.170 del 24-07-2014)

Nel decreto citato in epigrafe, pubblicato nella sopraindicata
Gazzetta Ufficiale, sono apportate le seguenti correzioni:
- alla pagina 7, prima colonna, all'articolo 7, comma 6,
anziche': «c) "1-bis. L'incentivo erogato... », leggasi: «"1-bis.
L'incentivo erogato... », e, conseguentemente, anziche': «d)
all'articolo 7, comma 3...», leggasi: «c) all'articolo 7, comma 3...
».
- Infine, alla pagina 20, per mero errore materiale, sono stati
omessi i relativi Allegati; pertanto dopo le parole: «Visto, il
Guardasigilli: Orlando» devono intendersi aggiunti i seguenti
Allegati facenti parte integrante del decreto stesso:

"ALLEGATO 1

Prodotti, servizi ed edifici disciplinati da legislazione comunitaria


+-----------------------+------------------+------------------------+
| | |Requisiti minimi di |
|Ambito |Norma nazionale |efficienza energetica |
+-----------------------+------------------+------------------------+
| | |Classe di efficienza |
| | |energetica più elevata |
| | |possibile in |
|Apparecchiature | |considerazione |
|disciplinate dalla Dir.| |dell'esigenza di |
|2010/30/UE |decreto |garantire un livello |
|(etichettatura |legislativo |sufficiente di |
|energetica comunitaria)|104/2012 |concorrenza; |
+-----------------------+------------------+------------------------+
| | |Se non contemplate da un|
| | |atto delegato adottato |
| | |ai sensi della direttiva|
| | |2010/30/UE, il requisiti|
| | |minimo per l'efficienza |
| | |energetica definito nel |
|Apparecchiature |Decreto |Regolamento di |
|disciplinate dalla Dir.|legislativo |attuazione della Dir. |
|2009/125/CE (Ecodesign)|15/2011 |2009/125/CE |
+-----------------------+------------------+------------------------+
| | |Conformi a requisiti di |
| | |efficienza energetica |
| | |altrettanto rigorosi di |
| | |quelli elencati |
| | |all'allegato C |
| | |dell'accordo allegato |
|Apparecchiature per |decisione |alla decisione |
|ufficio disciplinate |2006/1005/CE del |2006/1005/CE del |
|dal Regolamento |Consiglio, del 18 |Consiglio, del 18 |
|106/2008 (Energy Star) |dicembre 2006, |dicembre 2006 |
+-----------------------+------------------+------------------------+
| | |Requisiti minimi di |
| | |prestazione energetica |
| | |di cui ai decreti |
| | |attuativi dell'art 4 |
| | |comma 1 del dlgs |
| | |192/2005 e ss.mm.ii., |
| | |validi per gli edifici |
| |Decreto |nuovi o sottoposti a |
| |legislativo |ristrutturazioni |
|Edifici |192/2005 |importanti |
+-----------------------+------------------+------------------------+
|Pneumatici - | | |
|regolamento 1222/2009 | | |
+-----------------------+------------------+------------------------+



ALLEGATO 2

Criteri minimi per gli audit energetici, compresi quelli realizzati
nel quadro dei sistemi di gestione dell'energia

I criteri minimi che devono possedere gli audit di qualità sono di
seguito riportati:
a) sono basati su dati operativi relativi al consumo di energia
aggiornati, misurati e tracciabili e (per l'energia elettrica) sui
profili di carico;
b) comprendono un esame dettagliato del profilo di consumo energetico
di edifici o di gruppi di edifici, di attività o impianti
industriali, ivi compreso il trasporto;
c) ove possibile, si basano sull'analisi del costo del ciclo di vita,
invece che su semplici periodi di ammortamento, in modo da tener
conto dei risparmi a lungo termine, dei valori residuali degli
investimenti a lungo termine e dei tassi di sconto;
d) sono proporzionati e sufficientemente rappresentativi per
consentire di tracciare un quadro fedele della prestazione energetica
globale e di individuare in modo affidabile le opportunità di
miglioramento più significative;

Gli audit energetici consentono calcoli dettagliati e convalidati per
le misure proposte in modo da fornire informazioni chiare sui
potenziali risparmi. I dati utilizzati per gli audit energetici
possono essere conservati per le analisi storiche e per il
monitoraggio della prestazione.


ALLEGATO 3

Potenziale dell'efficienza per il calore e il raffreddamento

1. La valutazione globale del potenziale nazionale di riscaldamento e
raffreddamento di cui all'articolo 10, comma 1, deve comprendere:
a) una descrizione della domanda di riscaldamento e raffreddamento;
b) la previsione di come la domanda evolverà nei successivi dieci
anni;
c) una mappa del territorio nazionale che indichi, proteggendo nel
contempo le informazioni sensibili sul piano commerciale:
i) i punti in cui esiste una domanda di riscaldamento e
raffreddamento, individuando:
- comuni e agglomerati urbani con un coefficiente di edificazione
di almeno 0,3;
- zone industriali con un consumo annuo totale di riscaldamento e
raffreddamento superiore a 20 GWh;
ii) le infrastrutture di teleriscaldamento e teleraffreddamento
esistenti o in fase di progetto;
iii) i possibili punti per la fornitura di riscaldamento e
raffreddamento, tra cui:
- gli impianti di produzione di energia elettrica con una
produzione annua totale superiore a 20 GWh;
- gli impianti di incenerimento dei rifiuti;
- gli impianti di cogenerazione esistenti e in fase di progetto
che usano tecnologie di cui all'allegato I e gli impianti di
teleriscaldamento e di teleraffreddamento;
d) l'individuazione della domanda di riscaldamento e raffreddamento
che potrebbe essere soddisfatta mediante la cogenerazione ad alto
rendimento, compresa la micro-cogenerazione residenziale, e mediante
il teleriscaldamento e il teleraffreddamento;
e) l'individuazione dei potenziali per aumentare la cogenerazione
ad alto rendimento, mediante tra l'altro l'ammodernamento degli
impianti industriali e di generazione o di altri impianti che
generano calore di scarto o la costruzione di nuovi impianti;
f) l'individuazione del potenziale di efficienza energetica delle
infrastrutture di teleriscaldamento e teleraffreddamento;
g) la quota della cogenerazione ad alto rendimento, i potenziali
individuati e i progressi compiuti;
h) una stima dei possibili risparmi di energia primaria.
2. Ai fini dell'applicazione del comma 4 dell'art. 10 del presente
decreto, il Ministero dello sviluppo economico, se del caso, elabora
proposte per:
i) aumentare la quota di cogenerazione nella produzione di
riscaldamento, raffreddamento ed energia elettrica;
ii) sviluppare infrastrutture di teleriscaldamento e
teleraffreddamento efficienti mediante sviluppo della cogenerazione
ad alto rendimento e/o uso di riscaldamento e raffreddamento da
calore di scarto e da fonti di energia rinnovabile;
iii) promuovere l'installazione dei nuovi impianti di generazione
di energia elettrica e degli impianti industriali che producono
calore di scarto in siti nei quali possa essere recuperato il massimo
del calore di scarto disponibile per soddisfare la domanda effettiva
o attesa di riscaldamento e raffreddamento;
iv) promuovere l'ubicazione delle nuove zone residenziali o dei
nuovi impianti industriali che consumano calore nei loro processi
produttivi in aree dove il calore di scarto disponibile, in base a
quanto evidenziato nella valutazione globale, possa contribuire a
soddisfarne la domanda di riscaldamento e raffreddamento. Ciò
potrebbe includere proposte a favore del raggruppamento di diversi
impianti singoli nello stesso sito con l'obiettivo di garantire un
equilibrio ottimale tra domanda e offerta di calore e raffreddamento;
v) promuovere il collegamento degli impianti di generazione di
energia elettrica, degli impianti industriali che producono calore di
scarto, degli impianti di incenerimento dei rifiuti e di altri
impianti di termovalorizzazione alla rete locale di teleriscaldamento
o teleraffreddamento;
vi) promuovere il collegamento delle zone residenziali e degli
impianti industriali che consumano calore nei loro processi
produttivi alla rete locale di teleriscaldamento o
teleraffreddamento;
vii) introdurre misure di sostegno pubblico per il riscaldamento e
il raffreddamento nel bilancio pubblico annuo e l'individuazione dei
potenziali elementi di aiuto, senza che ciò pregiudichi la notifica
distinta dei regimi di sostegno pubblico ai fini della valutazione
degli aiuti di Stato.


ALLEGATO 4
Analisi costi-benefici

Parte 1
Principi generali dell'analisi costi-benefici

L'analisi costi-benefici è una metodologia di valutazione della
convenienza di progetti di investimento che, nell'ambito della
fornitura di energia, deve essere elaborata in base alle risorse
disponibili, alle condizioni climatiche e ad altri pertinenti
fattori.
L'analisi costi-benefici può riguardare la valutazione di un
progetto relativo a un singolo impianto o di un gruppo di progetti,
per una più ampia valutazione a livello locale, regionale o
nazionale, in modo da definire l'opzione di riscaldamento o
raffreddamento più efficiente in termini di risorse e costi e
vantaggiosa per una determinata zona geografica, per pianificare in
maniera ottimale il soddisfacimento delle esigenze locali in materia
di riscaldamento e raffreddamento.
In particolare, l'analisi costi-benefici realizzata dal Gestore dei
Servizi Energetici - GSE S.p.A., nell'ambito della valutazione di cui
all'articolo 10, contribuisce all'individuazione del potenziale
economico della cogenerazione ad alto rendimento, compresa la
microcogenerazione industriale, del teleriscaldamento e del
teleraffreddamento efficienti e costituisce strumento di supporto
all'elaborazione di politiche di sostegno alle soluzioni più
efficienti in termini di risorse e costi per le esigenze in materia
di calore e raffreddamento.
Le fasi e i contenuti principali dell'analisi costi-benefici sono i
seguenti:
a) definizione dei confini del sistema energetico e del limite
geografico
Il territorio nazionale deve essere suddiviso in pertinenti sistemi
energetici. Il limite geografico di ciascun sistema deve coprire
un'idonea zona geografica ben definita, ad esempio una determinata
regione o area metropolitana, per evitare di adottare soluzioni sub
ottimali in base ad un approccio progetto per progetto;
b) approccio integrato alle opzioni di domanda e offerta di
riscaldamento e raffreddamento
In relazione all'offerta, l'analisi costi-benefici considera
all'interno del limite geografico tutte le pertinenti risorse
presenti e future attese nell'arco di dieci anni, compreso il calore
di scarto derivante dai processi di produzione di energia elettrica,
dagli impianti industriali e dalle fonti di energia rinnovabile. In
relazione alla domanda, si tiene conto delle esigenze attuali e della
probabile evoluzione nell'arco di dieci anni.
c) costruzione di uno scenario di riferimento
Sulla base delle informazioni acquisite di cui alla lettera b), si
costruisce per ciascun sistema geografico lo scenario di riferimento
che, descrivendo la situazione attuale e la sua probabile evoluzione,
costituisca la base per la valutazione degli scenari alternativi.
d) individuazione di scenari alternativi
L'obiettivo degli scenari alternativi è di individuare possibili
modalità di soddisfacimento delle esigenze in materia di
riscaldamento e raffreddamento più efficienti rispetto allo scenario
di riferimento di cui alla lettera c). Gli scenari non praticabili
per motivi tecnici, ragioni finanziarie, normative nazionali o limiti
di tempo possono essere esclusi nella fase iniziale dell'analisi
costi-benefici se ciò è giustificato sulla base di considerazioni
accurate, esplicite e ben documentate. Nell'analisi costi-benefici,
gli scenari alternativi di cui tenere conto rispetto a quello di
riferimento sono soltanto le opzioni relative alla cogenerazione ad
alto rendimento, al teleriscaldamento e teleraffreddamento efficienti
o al riscaldamento e raffreddamento individuali efficienti.
e) metodo di calcolo del surplus costi-benefici
i) il confronto tra lo scenario di riferimento e gli scenari
alternativi è effettuato in base all'insieme dei pertinenti costi e
benefici;
ii) il criterio di valutazione deve essere quello del valore attuale
netto (VAN);
iii) l'orizzonte temporale per il confronto deve essere scelto in
modo tale da includere tutti i pertinenti costi e benefici degli
scenari e deve rappresentare l'orizzonte più idoneo alla
caratteristiche di ciascun sistema energetico.
f) calcolo e previsione dei prezzi ed altre ipotesi per l'analisi
economica
i) le ipotesi di andamento dei prezzi sono formulate sull'evoluzione
prevista dei principali fattori di input/output e sul tasso di
attualizzazione;
ii) il tasso di attualizzazione impiegato per il calcolo del valore
attuale netto è scelto conformemente agli orientamenti europei o
nazionali, tenendo conto dei dati forniti dalla Banca centrale
europea;
iii) la stima dell'evoluzione dei prezzi dell'energia è formulata
tenendo conto sia delle previsioni sull'evoluzione dei prezzi in
ambito europeo e internazionale, sia delle previsioni relative al
contesto nazionale e eventualmente regionale o locale;
iv) i prezzi utilizzati nell'analisi economica rispecchiano i reali
costi e benefici socio-economici e includono i costi esterni, come
gli effetti sull'ambiente e sulla salute, nella misura del possibile,
cioè quando esiste un prezzo di mercato o quando quest'ultimo è
già indicato nella normativa europea o nazionale;
g) analisi economica: inventario degli effetti
Le analisi economiche tengono conto di tutti i pertinenti effetti
economici. È possibile tenere conto, ai fini della formulazione di
politiche di sviluppo, in riferimento anche solo a specifici sistemi
energetici, dei costi e dei risparmi energetici derivanti dalla
maggiore flessibilità nella fornitura di energia e da un migliore
funzionamento delle reti elettriche, compresi i costi evitati e i
risparmi derivanti dalla riduzione degli investimenti nelle
infrastrutture, negli scenari analizzati.
I costi e i benefici da considerare ai fini dell'analisi sono i
seguenti:
i) benefici
- valore della produzione per il consumatore (energia termica ed
energia elettrica e/o meccanica);
- benefici esterni quali benefici per la collettività in ambito
sociale, ambientale e sanitario, nella misura del possibile;
ii) costi
- costi di capitale degli impianti e delle apparecchiature,
- costi di capitale delle reti di distribuzione di energia,
- costi operativi variabili e fissi, inclusi i costi energetici,
- costi ambientali, costi sociali e costi sanitari, nella misura del
possibile;
h) analisi di sensibilità
L'analisi costi-benefici deve includere un'analisi di sensibilità
per tener conto dei possibili impatti derivanti dall'aleatorietà
dello sviluppo della domanda di riscaldamento e raffreddamento, dei
prezzi dell'energia, dei tassi di attualizzazione e degli altri
fattori variabili che comportano un impatto significativo sui
risultati dell'analisi.

Parte 2
Principi ai fini dell'articolo 10, comma 6

Se si progetta un impianto per la produzione di sola energia
elettrica o un impianto senza recupero di calore, si effettua un
confronto tra gli impianti progettati o l'ammodernamento progettato e
un impianto equivalente che produca lo stesso quantitativo di
elettricità o di calore di processo, ma che recuperi il calore di
scarto e fornisca calore mediante cogenerazione ad alto rendimento
e/o reti di teleriscaldamento o teleraffreddamento.
Nell'ambito di un dato limite geografico, la valutazione tiene conto
dell'impianto progettato e di ogni idoneo punto esistente o
potenziale in cui si registra una domanda di riscaldamento che
potrebbe essere servito da tale impianto, tenendo conto delle
possibilità razionali (ad esempio la fattibilità tecnica e la
distanza).
Il limite geografico è stabilito in modo da includere l'impianto
progettato e i carichi termici, quali edifici e processi industriali.
Nell'ambito del limite geografico il costo totale della fornitura di
calore ed elettricità è determinato per entrambi i casi e
confrontato.
I carichi termici comprendono i carichi termici esistenti, quali
l'impianto industriale o un sistema di teleriscaldamento esistente
nonchè, nelle zone urbane, il carico termico e i costi che
emergerebbero se un gruppo di edifici o un settore di una città
fossero forniti da una nuova rete di teleriscaldamento e/o ad essa
collegati.
L'analisi costi-benefici si basa su una descrizione dell'impianto
progettato e dell'impianto o degli impianti di confronto che
contempli la capacità termica ed elettrica, secondo il caso, il tipo
di combustibile, l'uso previsto e il numero previsto di ore di
funzionamento annuale, l'ubicazione e la domanda di energia elettrica
e di riscaldamento.
Ai fini del confronto, si tiene conto della domanda di energia
termica e delle tipologie di riscaldamento e raffreddamento
utilizzate dai punti in cui si registra una domanda di calore situati
in prossimità. Il confronto riguarda i costi relativi alle
infrastrutture dell'impianto progettato e di quello di confronto.
I progetti con risultati positivi in termini di costi-benefici sono
quelli in cui la somma dei benefici attualizzati nell'analisi supera
la somma dei costi attualizzati (surplus costi-benefici).


ALLEGATO 5
Garanzia di origine dell'energia elettrica prodotta da cogenerazione
ad alto rendimento

La garanzia di origine di cui all'articolo 10, comma 11 del presente
decreto specifica:
a) la denominazione, il codice identificativo, l'ubicazione e la data
di entrata in esercizio dell'unità di cogenerazione;
b) l'anno di rendicontazione;
c) la tecnologia di cogenerazione utilizzata con riferimento 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 mare;
d) la tipologia, il quantitativo e il potere calorifico inferiore dei
combustibili utilizzati;
e) le tipologie di utilizzo e la quantità del calore utile prodotto;
f) la produzione lorda di elettricità da cogenerazione ad alto
rendimento, conformemente agli 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 mare;
g) il rendimento elettrico e termico nominali dell'unità di
cogenerazione;
h) l'indice PES, calcolato conformemente agli 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 mare;
i) eventuali forme di sostegno di cui abbia beneficiato l'unità.


ALLEGATO 6
Criteri di efficienza energetica per la regolamentazione delle reti
dell'energia e per le tariffe della rete elettrica

1. Le tariffe di rete rispecchiano i risparmi di costi nelle reti
imputabili alla domanda e a misure di gestione della domanda e di
produzione distribuita, compresi i risparmi ottenuti grazie alla
riduzione dei costi di consegna o degli investimenti nelle reti e a
un funzionamento migliore di quest'ultime.
2. La regolamentazione e le tariffe di rete non impediscono agli
operatori di rete o ai rivenditori al dettaglio di rendere
disponibili servizi di sistema nell'ambito di misure di risposta e
gestione della domanda e di generazione distribuita sui mercati
organizzati dell'energia elettrica, in particolare:
a) lo spostamento del carico da parte dei clienti finali dalle ore di
punta alle ore non di punta, tenendo conto della disponibilità di
energia rinnovabile, di energia da cogenerazione e di generazione
distribuita;
b) i risparmi di energia ottenuti grazie alla gestione della domanda
di clienti decentralizzati da parte degli aggregatori di energia;
c) la riduzione della domanda grazie a misure di efficienza
energetica adottate dai fornitori di servizi energetici, comprese le
società di servizi energetici;
d) la connessione e il dispacciamento di fonti di generazione a
livelli di tensione più ridotti;
e) la connessione di fonti di generazione da siti più vicini ai
luoghi di consumo; e
f) lo stoccaggio dell'energia.
Ai fini della presente disposizione la definizione «mercati
organizzati dell'energia elettrica» include i mercati non
regolamentati («over-the counter») e le borse dell'energia elettrica
per lo scambio di energia, capacità, volumi di bilanciamento e
servizi ausiliari in tutte le fasce orarie, compresi i mercati a
termine, giornalieri o infragiornalieri.
3. Le tariffe di rete o di vendita al dettaglio possono sostenere una
tariffazione dinamica per misure di gestione della domanda dei
clienti finali, quali:
a) tariffe differenziate a seconda dei periodi di consumo;
b) tariffe di picco critico;
c) tariffazione in tempo reale; e
d) tariffazione ridotta in ora di punta.


ALLEGATO 7
Requisiti di efficienza energetica per i gestori dei sistemi di
trasmissione e i gestori dei sistemi di distribuzione

I gestori dei sistemi di trasmissione e i gestori dei sistemi di
distribuzione:
a) elaborano e rendono pubbliche norme standard in materia di
assunzione e ripartizione dei costi degli adattamenti tecnici, quali
le connessioni alla rete e il potenziamento della rete, una migliore
gestione della rete e norme in materia di applicazione non
discriminatoria dei codici di rete necessari per integrare i nuovi
produttori che immettono nella rete interconnessa l'energia elettrica
prodotta dalla cogenerazione ad alto rendimento;
b) forniscono a tutti i nuovi produttori di energia elettrica da
cogenerazione ad alto rendimento che desiderano connettersi al
sistema tutte le informazioni a tal fine necessarie, tra cui:
i) una stima esauriente e dettagliata dei costi di connessione;
ii) un calendario preciso e ragionevole per la ricezione e il
trattamento della domanda di connessione alla rete;
iii) un calendario indicativo ragionevole per ogni connessione alla
rete proposta. La procedura per la connessione alla rete non dovrebbe
durare complessivamente più di 24 mesi, tenuto conto di ciò che è
ragionevolmente praticabile e non discriminatorio;
c) definire procedure standardizzate e semplificate per facilitare la
connessione alla rete dei produttori decentralizzati di energia
elettrica da cogenerazione ad alto rendimento.
Le norme standard di cui alla lettera a) si basano su criteri
oggettivi, trasparenti e non discriminatori che tengono conto in
particolare di tutti i costi e i benefici della connessione di tali
produttori alla rete. Esse possono prevedere diversi tipi di
connessione.


ALLEGATO 8
Elementi minimi che devono figurare nei contratti di rendimento
energetico sottoscritti con il settore pubblico o nel relativo
capitolato d'appalto

a) Un elenco chiaro e trasparente delle misure di efficienza da
applicare o dei risultati da conseguire in termini di efficienza;
b) I risparmi garantiti da conseguire applicando le misure previste
dal contratto;
c) La durata e gli aspetti fondamentali del contratto, le modalità e
i termini previsti;
d) Un elenco chiaro e trasparente degli obblighi che incombono su
ciascuna parte contrattuale;
e) Data o date di riferimento per la determinazione dei risparmi
realizzati;
f) Un elenco chiaro e trasparente delle fasi di attuazione di una
misura o di un pacchetto di misure e, ove pertinente, dei relativi
costi;
g) L'obbligo di dare piena attuazione alle misure previste dal
contratto e la documentazione di tutti i cambiamenti effettuati nel
corso del progetto;
h) Disposizioni che disciplinino l'inclusione di requisiti
equivalenti in eventuali concessioni in appalto a terze parti;
i) Un'indicazione chiara e trasparente delle implicazioni finanziarie
del progetto e la quota di partecipazione delle due parti ai risparmi
pecuniari realizzati ( ad esempio, remunerazione dei prestatori di
servizi);
j) Disposizioni chiare e trasparenti per la quantificazione e la
verifica dei risparmi garantiti conseguiti, controlli della qualità
e garanzie;
k) Disposizioni che chiariscono la procedura per gestire modifiche
delle condizioni quadro che incidono sul contenuto e i risultati del
contratto ( a titolo esemplificativo: modifica dei prezzi
dell'energia, intensità d'uso di un impianto)
l) Informazioni dettagliate sugli obblighi di ciascuna delle parti
contraenti e sulle sanzioni in caso di inadempienza.".