Serie Generale n. 251 del 26-10-2022
DECRETI, DELIBERE E ORDINANZE MINISTERIALI
MINISTERO DELLA TRANSIZIONE ECOLOGICA
MINISTERO DELLA TRANSIZIONE ECOLOGICA
DECRETO 15 settembre 2022
Attuazione degli articoli 11, comma 1 e 14, comma 1, lettera b), del decreto legislativo 8 novembre 2021, n. 199, al fine di sostenere la produzione di biometano immesso nella rete del gas naturale, in coerenza con la Missione 2, Componente 2, Investimento 1.4, del PNRR. (22A06066) (GU Serie Generale n.251 del 26-10-2022)

IL MINISTRO
DELLA TRANSIZIONE ECOLOGICA

Visto il regolamento (UE) n. 2021/241 del Parlamento europeo e del
Consiglio, del 12 febbraio 2021, che istituisce il dispositivo per la
ripresa e la resilienza, con lo scopo principale di mitigare
l'impatto economico e sociale della pandemia da Coronavirus rendendo
l''economia e la società europea più sostenibile, resiliente e
preparata alle sfide e alle opportunità della transizione verde e
digitale;
Visto la comunicazione della Commissione europea (2022/C 80/01),
del 18 febbraio 2021, recante «Disciplina in materia di aiuti di
Stato a favore del clima, dell'ambiente e dell'energia 2022»,
pubblicata nella Gazzetta Ufficiale dell'Unione europea del 18
febbraio 2022;
Vista la comunicazione della Commissione (2021/C 58/01), del 18
febbraio 2021, recante «Orientamenti tecnici sull'applicazione del
principio "non arrecare un danno significativo" a norma del
regolamento sul dispositivo per la ripresa e la resilienza»;
Vista la decisione di esecuzione del Consiglio 10160/21, del 6
luglio 2021, relativa all'approvazione del Piano per la ripresa e la
resilienza dell'Italia;
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 3 aprile 2006, n. 152, recante «Norme
in materia ambientale»;
Visto il decreto legislativo 4 marzo 2014, n. 46, recante
«Attuazione della direttiva 2010/75/UE relativa alle emissioni
industriali (prevenzione e riduzione integrate dell'inquinamento)»,
che modifica il decreto legislativo 3 aprile 2006, n. 152;
Visto il regolamento (UE) n. 2021/1119 del Parlamento europeo e del
Consiglio del 30 giugno 2021, che istituisce il quadro per il
conseguimento della neutralità climatica e che modifica il
regolamento (CE) n. 401/2009 e il regolamento (UE) n. 2018/1999
(«Normativa europea sul clima»);
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» e, in particolare:
a) l'art. 11 recante disposizioni sugli incentivi in materia di
biogas e produzione di biometano che ha previsto, fra l'altro,
l'erogazione di uno specifico incentivo sul biometano immesso in rete
di durata e valore definiti con decreto del Ministro della
transizione ecologica, prevedendo le condizioni di cumulabilità con
altre forme di sostegno;
b) l'art. 14 che, al comma 1, lettera b), ha previsto che, in
attuazione della misura Missione 2, Componente 2, Investimento 1.4
«Sviluppo del biometano, secondo criteri per promuovere l'economia
circolare», sono definiti criteri e modalità per la concessione,
attraverso procedure competitive, di un contributo a fondo perduto
sulle spese ammissibili connesse all'investimento per
l'efficientamento, la riconversione parziale o totale di impianti
esistenti a biogas, per nuovi impianti di produzione di biometano,
per la valorizzazione e la corretta gestione ambientale del digestato
e dei reflui zootecnici, per l'acquisto di trattori agricoli
alimentati esclusivamente a biometano; con il medesimo decreto, sono
definite le condizioni di cumulabilità con gli incentivi tariffari
di cui all'art. 11 e sono dettate disposizioni per raccordare il
regime incentivante con quello previsto dal decreto del Ministro
dello sviluppo economico 2 marzo 2018;
c) l'art. 13, comma 1, lettera b), il quale prevede che la
verifica dei requisiti per l'ammissione agli incentivi dei progetti
di cui alla lettera a) può essere svolta dal Gestore dei servizi
energetici S.p.a. nell'ambito della medesima istruttoria prevista per
l'accesso ai meccanismi tariffari;
Visto il decreto legislativo 8 novembre 2021, n. 210, recante
«Attuazione della direttiva 2019/944/UE del Parlamento europeo e del
Consiglio, del 5 giugno 2019, relativa a norme comuni per il mercato
interno dell'energia elettrica e che modifica la direttiva
2012/27/UE»;
Visto il Piano nazionale integrato per l'energia e il clima,
inviato alla Commissione europea nel dicembre 2019;
Visto il regolamento di esecuzione (UE) n. 2020/2085 della
Commissione europea, del 14 dicembre 2020, che modifica e rettifica
il regolamento di esecuzione (UE) n. 2018/2066 concernente il
monitoraggio e la comunicazione delle emissioni di gas a effetto
serra ai sensi della direttiva 2003/87/CE del Parlamento europeo e
del Consiglio;
Visto l'allegato alla Decisione di esecuzione del Consiglio
relativa all'approvazione del piano per la ripresa e la resilienza
dell'Italia, ST 10160 2021 ADD 1 REV 2, dell'8 luglio 2021,
concordato dal gruppo dei consiglieri finanziari, sulla base della
proposta della Commissione COM(2021) 344, e in particolare la Riforma
2 - «Nuova normativa per la promozione della produzione e del consumo
di gas rinnovabile» e la scheda specifica dell'Investimento 1.4 -
«Sviluppo del biometano secondo criteri per la promozione
dell'economia circolare», appartenente alla Missione 2, Componente 2
(M2C2) - Transizione energetica e mobilità sostenibile;
Visto il Piano nazionale di ripresa e resilienza (di seguito
«PNRR»), di cui è stata approvata la valutazione positiva con
decisione di esecuzione del Consiglio ECOFIN del 13 luglio 2021 e
notificata all'Italia dal Segretariato generale del Consiglio con
nota LT161/21 del 14 luglio 2021;
Visto il regolamento delegato (UE) n. 2021/2106 della Commissione
europea, del 28 settembre 2021, che integra il regolamento (UE) n.
2021/241, stabilendo gli indicatori comuni e gli elementi dettagliati
del quadro di valutazione della ripresa e della resilienza;
Visto il regolamento (UE, Euratom) 2018/1046 del Parlamento europeo
e del Consiglio, del 18 luglio 2018, che stabilisce le regole
finanziarie applicabili al bilancio generale dell'Unione, che
modifica i regolamenti (UE) n. 1296/2013, n. 1301/2013, n. 1303/2013,
n. 1304/2013, n. 1309/2013, n. 1316/2013, n. 223/2014, n. 283/2014 e
la decisione n. 541/2014/UE e abroga il regolamento (UE, Euratom) n.
966/2012;
Visto il regolamento (UE) n. 2020/2094 del Consiglio, del 14
dicembre 2020, che istituisce uno strumento dell'Unione europea per
la ripresa, a sostegno alla ripresa dell'economia dopo la crisi
COVID-19;
Visto il decreto legislativo 30 luglio 1999, n. 286, recante
«Riordino e potenziamento dei meccanismi e strumenti di monitoraggio
e valutazione dei costi, dei rendimenti e dei risultati
dell'attività svolta dalle amministrazioni pubbliche, a norma
dell'art. 11 della legge 15 marzo 1997, n. 59»;
Visto il decreto legislativo 18 agosto 2000, n. 267, recante «Testo
unico delle leggi sull'ordinamento degli enti locali a norma
dell'art. 31 della legge 3 agosto 1999, n. 265»;
Visto il decreto legislativo 30 giugno 2011, n. 123, recante
«Riforma dei controlli di regolarità amministrativa e contabile e
potenziamento dell'attività di analisi e valutazione della spesa, a
norma dell'art. 49 della legge 31 dicembre 2009, n. 196»;
Visto il decreto-legge 6 maggio 2021, n. 59, convertito, con
modificazioni, dalla legge 1° luglio 2021, n. 101, recante «Misure
urgenti relative al Fondo complementare al Piano nazionale di ripresa
e resilienza e altre misure urgenti per gli investimenti»;
Visto il regolamento (CE, Euratom) n. 2988/1995 del Consiglio, del
18 dicembre 1995, relativo alla tutela degli interessi finanziari
delle Comunità;
Visto il regolamento (CE, Euratom) n. 2185/1996 del Consiglio,
dell'11 dicembre 1996, relativo ai controlli e alle verifiche sul
posto effettuati dalla Commissione europea ai fini della tutela degli
interessi finanziari delle Comunità europee contro le frodi e altre
irregolarità;
Vista la risoluzione del Comitato delle regioni (2014/C 174/01) -
Carta della governance multilivello in Europa;
Viste le linee guida dell'Expert group on European structural
investment funds (EGESIF) per gli Stati membri sulla strategia di
audit per il periodo di programmazione 2014/2020 (EGESIF_14-0011-02)
del 27 agosto 2015;
Vista la nota EGESIF_14-0021-00 del 16 giugno 2014, Valutazione dei
rischi di frode e misure antifrode efficaci e proporzionate;
Vista la direttiva (UE) 2015/849 del Parlamento europeo e del
Consiglio, del 20 maggio 2015, relativa alla prevenzione dell'uso del
sistema finanziario a fini di riciclaggio o finanziamento del
terrorismo, che modifica il regolamento (UE) n. 648/2012 del
Parlamento europeo e del Consiglio e che abroga la direttiva
2005/60/CE del Parlamento europeo e del Consiglio e la direttiva
2006/70/CE della Commissione;
Considerato l'art. 22, paragrafo 2, lettera d), del regolamento
(UE) n. 2021/241 che, in materia di tutela degli interessi finanziari
dell'Unione, prevede l'obbligo in capo agli Stati membri beneficiari
del dispositivo per la ripresa e la resilienza di raccogliere
categorie standardizzate di dati, tra cui il/i nome/i, il/i cognome/i
e la data di nascita del/dei titolare/i effettivo/i del destinatario
dei fondi o appaltatore, ai sensi dell'art. 3, punto 6, della
direttiva (UE) 2015/849 del Parlamento europeo e del Consiglio;
Visto il decreto legislativo 6 settembre 2011, n. 159, recante
«Codice delle leggi antimafia e delle misure di prevenzione, nonchè
nuove disposizioni in materia di documentazione antimafia, a norma
degli articoli 1 e 2 della legge 13 agosto 2010, n. 136»;
Visto il decreto-legge 31 maggio 2021, n. 77, convertito, con
modificazioni, dalla legge 29 luglio 2021, n. 108, recante
«Governance del Piano nazionale di rilancio e resilienza e prime
misure di rafforzamento delle strutture amministrative e di
accelerazione e snellimento delle procedure»;
Considerato che l'art. 2, comma 6-bis, del decreto-legge n. 77 del
2021 stabilisce che «Le amministrazioni di cui al comma 1 dell'art. 8
assicurano che, in sede di definizione delle procedure di attuazione
degli interventi del PNRR, almeno il 40 per cento delle risorse
allocabili territorialmente, anche attraverso bandi,
indipendentemente dalla fonte finanziaria di provenienza, sia
destinato alle regioni del Mezzogiorno, salve le specifiche
allocazioni territoriali già previste nel PNRR»;
Considerato, altresì, che, nell'ambito dell'attuazione della M2C2,
Investimento 1.4, del PNRR, non risulta tecnicamente applicabile la
previsione della destinazione alle regioni del Mezzogiorno del 40%
delle risorse allocabili di cui al citato art. 2, comma 6-bis, del
decreto-legge n. 77 del 2021, per la parte della misura relativa alla
riconversione degli impianti agricoli di produzione di biogas,
essendo questi ultimi dislocati per la stragrande maggioranza (83%)
nel Nord Italia;
Considerato, inoltre, che tale requisito di riserva non è stato
espressamente previsto con riferimento alla misura M2-C2,
Investimento 1.4, del PNRR, per la parte riguardante i nuovi
impianti, e che, pertanto, eventuali ipotesi di premialità
differenziate, per base territoriale, in asta, non sarebbero
compatibili con la comunicazione della Commissione europea 2022/C
80/01;
Visto il decreto del Presidente del Consiglio dei ministri 9 luglio
2021 di individuazione delle amministrazioni centrali titolari di
interventi previsti nel PNRR, di cui all'art. 8 del decreto-legge n.
77 del 2021;
Visto il decreto del Ministro dell'economia e delle finanze 15
luglio 2021 che individua gli obiettivi iniziali, intermedi e finali
determinati per ciascun programma, intervento e progetto del Piano
complementare, nonchè le relative modalità di monitoraggio;
Visto il decreto del Ministro della transizione ecologica, di
concerto con il Ministro dell'economia e delle finanze 29 novembre
2021, relativo alla istituzione dell'Unità di Missione per il PNRR
presso il Ministero della transizione ecologica ai sensi dell'art. 8
del citato decreto-legge n. 77 del 2021;
Vista la legge 16 gennaio 2003, n. 3, recante «Disposizioni
ordinamentali in materia di pubblica amministrazione» e, in
particolare, l'art. 11, comma 2-bis, ai sensi del quale «Gli atti
amministrativi anche di natura regolamentare adottati dalle
amministrazioni di cui all'art. 1, comma 2, del decreto legislativo
30 marzo 2001, n. 165, che dispongono il finanziamento pubblico o
autorizzano l'esecuzione di progetti di investimento pubblico, sono
nulli in assenza dei corrispondenti codici di cui al comma 1 che
costituiscono elemento essenziale dell'atto stesso»;
Vista la delibera del Comitato interministeriale per la
programmazione economica n. 63 del 26 novembre 2020 che introduce la
normativa attuativa della riforma del CUP;
Visto il decreto-legge 24 aprile 2014, n. 66, convertito, con
modificazioni, dalla legge 23 giugno 2014, n. 89, che, al fine di
assicurare l'effettiva tracciabilità dei pagamenti da parte delle
pubbliche amministrazioni prevede l'apposizione del codice
identificativo di gara (CIG) e del Codice unico di progetto (CUP)
nelle fatture elettroniche ricevute;
Visto il decreto-legge 9 giugno 2021, n. 80, convertito, con
modificazioni, dalla legge 6 agosto 2021, n. 113, recante «Misure per
il rafforzamento della capacità amministrativa delle pubbliche
amministrazioni funzionale all'attuazione del Piano nazionale di
ripresa e resilienza (PNRR) e per l'efficienza della giustizia»;
Visto il decreto del Ministro dell'economia e delle finanze 6
agosto 2021, di assegnazione delle risorse finanziarie previste per
l'attuazione degli interventi del PNRR e ripartizione di traguardi e
obiettivi per scadenze semestrali di rendicontazione che, per la
realizzazione della misura M2C2 - I1.4 «Sviluppo del biometano,
secondo criteri per promuovere l'economia circolare» assegna (Tabella
A) al Ministero della transizione ecologica l'importo complessivo di
euro 1.923.400.000;
Ritenuto che del predetto importo totale di euro 1.923.400.000, una
somma pari a euro 1.730.400.000 euro sia da destinare al
finanziamento dei seguenti interventi:
a) sostenere la realizzazione di nuovi impianti per la produzione
di biometano;
b) riconvertire e migliorare l'efficienza degli impianti di
biogas agricoli esistenti verso la produzione di biometano per i
trasporti, il settore industriale e il riscaldamento. Il biometano
deve essere conforme ai criteri stabiliti dalla direttiva (UE)
2018/2001 sulle energie rinnovabili (direttiva RED II) affinchè la
misura possa rispettare il principio «non arrecare un danno
significativo» e i pertinenti requisiti di cui all'allegato VI, nota
8, del regolamento (UE) n. 2021/241;
Ritenuto che la restante parte delle somme di cui sopra debba
essere destinata all'attuazione della misura M2C2-I1.4 per la
realizzazione di interventi di economia circolare, da disciplinare
con apposito decreto ai sensi degli articoli 11, comma 1 e 14, comma
1, lettera b), del decreto legislativo n. 199 del 2021;
Considerato che le citate previsioni del PNRR individuano come
vincoli per l'accesso ai contributi il rispetto di specifici criteri
di sostenibilità delle biomasse utilizzate, il rispetto di criteri
di tutela ambientale e in materia di emissioni inquinanti;
Visto il documento di lavoro dei servizi della Commissione europea
SWD(2014)179 final, del 28 maggio 2014, sulla «Metodologia comune per
la valutazione degli aiuti di Stato» per orientamenti sulla redazione
di un piano di valutazione;
Considerati i principi trasversali previsti dal PNRR, quali, tra
l'altro, il principio del contributo all'obiettivo climatico e
digitale (c.d. tagging), il principio di parità di genere, l'obbligo
di protezione e valorizzazione dei giovani ed il superamento del
divario territoriale;
Considerati gli obblighi di assicurare il conseguimento di target e
milestone e degli obiettivi finanziari stabiliti nel PNRR e, in
particolare:
a) il target M2C2-4 che prevede, nell'ambito della misura
M2C2-I1.4, entro il 31 dicembre 2023, lo sviluppo della produzione di
biometano da impianti nuovi e riconvertiti fino ad almeno 0,6
miliardi di m³. Il biometano deve essere conforme ai criteri
stabiliti dalla direttiva (UE) 2018/2001 sulle energie rinnovabili
(direttiva RED II) affinchè la misura possa rispettare il principio
«non arrecare un danno significativo» e i pertinenti requisiti di cui
all'allegato VI, nota 8, del regolamento (UE) n. 2021/241. I
produttori di biocarburanti e biometano gassosi devono fornire
certificati (prove di sostenibilita') rilasciati da valutatori
indipendenti, come disposto dalla direttiva RED II;
b) il target M2C2-5 che prevede, nell'ambito della misura
M2C2-I1.4, entro il 30 giugno 2026, lo sviluppo della produzione di
biometano da impianti nuovi e riconvertiti fino ad almeno 2,3
miliardi di m³. Il biometano deve essere conforme ai criteri
stabiliti dalla direttiva (UE) 2018/2001 sulle energie rinnovabili
(direttiva RED II) affinchè la misura possa rispettare il principio
«non arrecare un danno significativo» e i pertinenti requisiti di cui
all'allegato VI, nota 8, del regolamento (UE) n. 2021/241. I
produttori di biocarburanti e biometano gassosi e di biocarburanti
devono fornire certificati (prove di sostenibilita') rilasciati da
valutatori indipendenti, come disposto dalla direttiva RED II;
Considerato che l'allegato 1 agli Operational Arrangment associa ai
suddetti target il seguente meccanismo di verifica: «a) elenco dei
certificati di completamento rilasciati in conformità con la
legislazione nazionale; b) report di un ingegnere indipendente
approvato dal ministero competente, compresa la giustificazione che
le specifiche tecniche del progetto (o dei progetti) sono in linea
con la descrizione dell'investimento e dell'obiettivo del CID; c)
valutazione specifica del principio Do No Significant Harm che
include riferimenti ai testi che dimostrano il rispetto del
principio»;
Vista la comunicazione della Commissione europea (2014/C 249/01),
recante «Orientamenti sugli aiuti di Stato per il salvataggio e la
ristrutturazione di imprese non finanziarie in difficoltà,
pubblicata nella Gazzetta Ufficiale dell'Unione europea del 31 luglio
2014;
Vista la legge 30 dicembre 2020, n. 178 e, in particolare, l'art.
1, comma 1042, ai sensi del quale con uno o più decreti del Ministro
dell'economia e delle finanze sono stabilite le procedure
amministrativo-contabili per la gestione delle risorse di cui ai
commi da 1037 a 1050, nonchè le modalità di rendicontazione della
gestione del Fondo di cui al comma 1037;
Visto altresì l'art. 1, comma 1043, secondo periodo, della citata
legge n. 178 del 2020, ai sensi del quale, al fine di supportare le
attività di gestione, di monitoraggio, di rendicontazione e di
controllo delle componenti del Next Generation EU, il Ministero
dell'economia e delle finanze - Dipartimento della Ragioneria
generale dello Stato sviluppa e rende disponibile un apposito sistema
informativo;
Visto il decreto del Presidente del Consiglio dei ministri 15
settembre 2021, adottato ai sensi dell'art. 1, comma 1044, della
citata legge n. 178 del 2020, in cui sono definite le modalità, le
tempistiche e gli strumenti per la rilevazione dei dati di attuazione
finanziaria, fisica e procedurale relativa a ciascun progetto
finanziato nell'ambito del PNRR, nonchè dei milestone e target degli
investimenti e delle riforme e di tutti gli ulteriori elementi
informativi previsti nel Piano necessari per la rendicontazione alla
Commissione europea;
Vista la circolare del Dipartimento della Ragioneria generale dello
Stato del Ministero dell'economia e delle finanze del 14 ottobre
2021, n. 21 recante «Piano nazionale di ripresa e resilienza (PNRR) -
Trasmissione delle istruzioni tecniche per la selezione dei progetti
PNRR»;
Vista la circolare del Ministero dell'economia e delle finanze del
29 ottobre 2021, n. 25, avente ad oggetto «Piano nazionale di ripresa
e resilienza (PNRR) - Rilevazione periodica avvisi, bandi e altre
procedure di attivazione degli investimenti»;
Vista la circolare del Ministero dell'economia e delle finanze del
14 dicembre 2021, n. 31, avente ad oggetto «Rendicontazione PNRR al
31 dicembre 2021 - Trasmissione dichiarazione di gestione e
check-list relativa a milestone e target»;
Vista la circolare del Dipartimento della Ragioneria generale dello
Stato del Ministero dell'economia e delle finanze del 30 dicembre
2021, n. 32, recante «Piano nazionale di ripresa e resilienza - Guida
operativa per il rispetto del principio di non arrecare danno
significativo all'ambiente (DNSH)»;
Vista la circolare del Dipartimento della Ragioneria generale dello
Stato del Ministero dell'economia e delle finanze del 31 dicembre
2021, n. 33, recante «Piano nazionale di ripresa e resilienza
(PNRR) - Nota di chiarimento sulla circolare del 14 ottobre 2021, n.
21 - Trasmissione delle istruzioni tecniche per la selezione dei
progetti PNRR - addizionalità, finanziamento complementare e obbligo
di assenza del c.d. doppio finanziamento»;
Visto il protocollo d'intesa tra il Ministero dell'economia e delle
finanze e la Guardia di finanza del 17 dicembre 2021 con l'obiettivo
di implementare la reciproca collaborazione e garantire un adeguato
presidio di legalità a tutela delle risorse del PNRR;
Visto il decreto legislativo 18 aprile 2016, n. 50, recante «Codice
dei contratti pubblici»;
Vista la circolare del Dipartimento della Ragioneria generale dello
Stato del Ministero dell'economia e delle finanze del 18 gennaio
2022, n. 4, che chiarisce alle amministrazioni titolari dei singoli
interventi le modalità, le condizioni e i criteri in base ai quali
le stesse possono imputare nel relativo quadro economico i costi per
il personale da rendicontare a carico del PNRR per attività
specificatamente destinate a realizzare i singoli progetti a
titolarità - art. 1, comma 1, del decreto-legge n. 80 del 2021 -
Indicazioni attuative»;
Vista la circolare del Dipartimento della Ragioneria generale dello
Stato del Ministero dell'economia e delle finanze del 24 gennaio
2022, n. 6, recante «Piano nazionale di ripresa e resilienza (PNRR) -
Servizi di assistenza tecnica per le amministrazioni titolari di
interventi e soggetti attuatori del PNRR»;
Vista la circolare del Dipartimento della Ragioneria generale dello
Stato del Ministero dell'economia e delle finanze del 10 febbraio
2022, n. 9 recante «Piano nazionale di ripresa e resilienza (PNRR) -
Trasmissione delle istruzioni tecniche per la redazione dei sistemi
di gestione e controllo delle amministrazioni centrali titolari di
interventi del PNRR»;
Vista la circolare del Dipartimento della Ragioneria generale dello
Stato del Ministero dell'economia e delle finanze del 29 aprile 2022,
n. 21, recante «Piano nazionale di ripresa e resilienza (PNRR) e
Piano nazionale per gli investimenti complementari - Chiarimenti in
relazione al riferimento alla disciplina nazionale in materia di
contratti pubblici richiamata nei dispositivi attuativi relativi agli
interventi PNRR e PNC»;
Vista la circolare del Dipartimento della Ragioneria generale dello
Stato del Ministero dell'economia e delle finanze del 21 giugno 2022,
n. 27, recante «Piano nazionale di ripresa e resilienza (PNRR)
- Monitoraggio delle misure PNRR»;
Vista la circolare del Dipartimento della Ragioneria generale dello
Stato del Ministero dell'economia e delle finanze del 4 luglio 2022,
n. 28, recante «Controllo di regolarità amministrativa e contabile
dei rendiconti di contabilità ordinaria e di contabilità speciale.
Controllo di regolarità amministrativa e contabile sugli atti di
gestione delle risorse del PNRR - prime indicazioni operative»;
Vista la circolare del Dipartimento della Ragioneria generale dello
Stato del Ministero dell'economia e delle finanze del 26 luglio 2022,
n. 29, recante «Procedure finanziarie PNRR»;
Vista la nota circolare prot. n. 62671 del 19 maggio 2022 del
Ministero della transizione ecologica, Dipartimento dell'unità di
missione per il piano nazionale di ripresa e resilienza, recante
«PNRR - Procedura di verifica di coerenza programmatica, conformità
al PNRR delle iniziative MiTE finanziate dal Piano»;
Vista la nota circolare prot. n. 62625 del 19 maggio 2022 del
Ministero della transizione ecologica, Dipartimento dell'unità di
missione per il piano nazionale di ripresa e resilienza, recante
«PNRR - Indicazioni e trasmissione format per l'attuazione delle
misure»;
Vista la nota circolare prot. n. 62711 del 19 maggio 2022 del
Ministero della transizione ecologica, Dipartimento dell'unità di
missione per il piano nazionale di ripresa e resilienza, recante
«PNRR - Politica antifrode, conflitto di interessi e doppio
finanziamento - Indicazioni nelle attività di selezione dei
progetti»;
Visto il decreto-legge 1° marzo 2021, n. 22, convertito, con
modificazioni, dalla legge 22 aprile 2021, n. 55, recante
«Disposizioni urgenti in materia di riordino delle attribuzioni dei
Ministeri» che, all'art. 2, comma 2, ha previsto di affidare al
Ministero della transizione ecologica i compiti spettanti allo Stato
relativi alle «agro-energie»;
Visto il regolamento del Ministro dello sviluppo economico, di
concerto con i Ministri dell'economia e delle finanze e delle
politiche agricole alimentari e forestali 31 maggio 2017, n. 115,
recante «Disciplina per il funzionamento del Registro nazionale degli
aiuti di Stato»;
Visto il decreto del Ministro per le disabilità 9 febbraio 2022,
recante «Direttiva alle amministrazioni titolari di progetti, riforme
e misure in materia di disabilita'», pubblicato nella Gazzetta
Ufficiale n. 74 del 29 marzo 2022;
Visto il decreto del Ministro dello sviluppo economico 18 maggio
2018, recante «Aggiornamento della regola tecnica sulle
caratteristiche chimico-fisiche e sulla presenza di altri componenti
nel gas combustibile da convogliare», pubblicato nella Gazzetta
Ufficiale n. 129 del 6 giugno 2018;
Visto il decreto del Ministro dello sviluppo economico, di concerto
con il Ministro dell'ambiente e della tutela del territorio e del
mare e con il Ministro delle politiche agricole alimentari e
forestali 2 marzo 2018, recante «Disposizioni in materia di
promozione dell'uso del biometano e degli altri biocarburanti
avanzati nel settore dei trasporti», pubblicato nella Gazzetta
Ufficiale n. 65 del 19 marzo 2018, (nel seguito: decreto ministeriale
2 marzo 2018), il cui schema di aiuto è stato approvato con la
decisione della Commissione europea C(2018) 1379 final del 1° marzo
2018;
Visto il decreto del Ministro dello sviluppo economico, di concerto
con il Ministro dell'ambiente e della tutela del territorio e del
mare e il Ministro delle politiche agricole, alimentari e forestali 5
dicembre 2013, recante «Modalità di incentivazione del biometano
immesso nella rete del gas naturale», pubblicato nella Gazzetta
Ufficiale n. 295 del 17 dicembre 2013, e, in particolare, l'art. 2,
recante le condizioni per la connessione alle reti di trasporto e
distribuzione del gas naturale;
Visto il decreto del Ministero dello sviluppo economico 10 ottobre
2014, recante «Aggiornamento delle condizioni, dei criteri e delle
modalità di attuazione dell'obbligo di immissione in consumo di
biocarburanti compresi quelli avanzati», pubblicato nella Gazzetta
Ufficiale n. 250 del 27 ottobre 2014;
Visto il decreto del Ministro dell'ambiente e della tutela del
territorio e del mare, di concerto con il Ministro dello sviluppo
economico 14 novembre 2019, che istituisce il Sistema nazionale di
certificazione della sostenibilità dei biocarburanti e dei
bioliquidi, pubblicato nella Gazzetta Ufficiale n. 279 del 28
novembre 2019 (nel seguito: decreto ministeriale 14 novembre 2019);
Vista la comunicazione del 18 maggio 2022, della Commissione al
Parlamento europeo, al Consiglio europeo, al Consiglio, al Comitato
economico e sociale europeo e al Comitato delle regioni COM (2022)
230 final, sul Piano REPowerEU in cui è previsto l'obiettivo di
incrementare la produzione di biometano a 35 miliardi di m³ entro il
2030 rispetto ai 17 miliardi di m³ che erano previsti dalla proposta
del pacchetto «Pronti per il 55%» (Fit for 55);
Considerato il Piano d'azione contenuto nel documento di lavoro dei
servizi della Commissione europea che accompagna la comunicazione COM
(2022) 230 final del 18 maggio 2022, in cui la Commissione propone di
affrontare i principali ostacoli all'aumento della produzione e
dell'uso di biometano sostenibile e di facilitarne l'integrazione nel
mercato interno del gas dell'UE nei modi seguenti:
a) istituendo un partenariato industriale per il biogas e il
biometano per dare impulso alla catena del valore dei gas
rinnovabili;
b) adottando misure supplementari per incoraggiare i produttori
di biogas a creare comunità energetiche;
c) fornendo incentivi per passare dal biogas al biometano;
d) promuovendo l'adattamento e l'adeguamento delle infrastrutture
esistenti e la realizzazione di nuove infrastrutture per poter
trasportare più biometano attraverso la rete del gas dell'UE;
e) colmando le lacune in materia di ricerca, sviluppo e
innovazione;
f) facilitando l'accesso ai finanziamenti e mobilitando fondi UE
nell'ambito del meccanismo per collegare l'Europa, della politica di
coesione, del dispositivo per la ripresa e la resilienza e della
politica agricola comune.
Considerato che il biometano di produzione nazionale in coerenza
con quanto previsto dalla citata comunicazione COM (2022) 230 final
può costituire un elemento importante per la sicurezza degli
approvvigionamenti e, in ottica di completa decarbonizzazione, uno
strumento per la copertura con fonti rinnovabili di settori
difficilmente elettrificabili o anche hard to abate;
Ritenuto quindi, in attuazione del sopra indicato quadro
programmatico e normativo nazionale ed europeo e in attuazione del
PNRR, di dover definire un quadro organico di riforma delle misure di
incentivo per lo sviluppo del biometano, secondo criteri di
promozione dell'economia circolare, attraverso la definizione di
incentivi alla produzione di biometano immesso nella rete del gas,
ottenuto da nuovi impianti e dalla riconversione di impianti a biogas
agricoli esistenti;
Vista la nota prot. n. 100234 del 10 agosto 2022 della Direzione
generale gestione finanziaria, monitoraggio, rendicontazione e
controllo (DG GEFIM) del Dipartimento dell'Unità di missione per il
piano nazionale di ripresa e resilienza del Ministero della
transizione ecologica, con la quale è stata espressa la positiva
valutazione circa la coerenza programmatica e conformità normativa
al PNRR e la conferma della relativa disponibilità finanziaria;
Vista la decisione della Commissione europea C(2022) 5831 final
dell'8 agosto 2022 con la quale la medesima Commissione ha deciso di
non sollevare obiezioni nei confronti del presente provvedimento, in
quanto considerato compatibile con il mercato interno ai sensi
dell'art. 107, paragrafo 3, lettera c) del trattato sul funzionamento
dell'Unione europea;

Decreta:

Art. 1

Finalità e ambito di applicazione

1. Il presente decreto, in attuazione dell'art. 11, comma 1 e
dell'art. 14, comma 1, lettera b), del decreto legislativo n. 199 del
2021, ha la finalità di sostenere la produzione di biometano immesso
nella rete del gas naturale, in coerenza con le misure di sostegno
agli investimenti previsti dal Piano nazionale di ripresa e
resilienza nell'ambito della Missione 2, Componente 2, Investimento
1.4 - «Sviluppo del biometano, secondo criteri per promuovere
l'economia circolare», per un ammontare complessivo pari a 1.730,4
milioni di euro.
2. Ai fini di cui al comma 1, il presente decreto reca disposizioni
per la definizione degli incentivi al biometano immesso nella rete
del gas naturale e prodotto, nel rispetto dei requisiti di
sostenibilità previsti dalla direttiva 2018/2001/UE, da impianti di
nuova realizzazione alimentati da matrici agricole e da rifiuti
organici o da impianti per la produzione di elettricità da biogas
agricolo oggetto di riconversione.
3. Accedono agli incentivi di cui al presente decreto gli impianti
per i quali gli interventi di cui al comma 2 non sono stati avviati
prima della pubblicazione della graduatoria ai sensi dell'art. 5,
comma 2, secondo periodo e che completano la realizzazione delle
opere ammesse a finanziamento ed entrano in esercizio entro il 30
giugno 2026. Ai fini del presente decreto e conformemente alla
comunicazione della Commissione europea 2022/C 80/01, gli interventi
di cui al comma 2 si intendono avviati al momento dell'assunzione
della prima obbligazione che rende un investimento irreversibile,
quale, a titolo esemplificativo, quella relativa all'ordine delle
attrezzature ovvero all'avvio dei lavori di costruzione. L'acquisto
di terreni e le opere propedeutiche quali l'ottenimento di permessi e
lo svolgimento di studi preliminari di fattibilità non sono da
considerarsi come avvio dei lavori relativi agli interventi di cui al
comma 2.
4. Non è consentito l'accesso agli incentivi di cui al presente
decreto:
a) alle imprese in difficoltà secondo la definizione di cui al
punto 20 della comunicazione della Commissione europea 2014/C 249/01;
b) ai soggetti richiedenti per i quali ricorre una delle cause di
esclusione di cui all'art. 80 del decreto legislativo n. 50 del 2016;
c) ai soggetti che beneficiano del regime di cui al decreto
ministeriale 2 marzo 2018.
5. Nel caso di impresa nei confronti della quale penda un ordine di
recupero per effetto di una decisione della Commissione europea che
abbia dichiarato illegali e incompatibili con il mercato interno uno
o più incentivi erogati nei confronti dell'impresa medesima,
l'accesso agli incentivi di cui al presente decreto è sospeso
finchè tale impresa non abbia rimborsato o versato l'importo totale
dell'aiuto illegittimo e incompatibile, inclusi gli interessi di
recupero.

Art. 2

Definizioni

1. Ai fini del presente decreto si applicano le definizioni del
decreto legislativo n. 199 del 2021, nonchè quelle di cui al decreto
del Ministro dello sviluppo economico, di concerto con il Ministro
dell'ambiente e della tutela del territorio e del mare e il Ministro
delle politiche agricole, alimentari e forestali 5 dicembre 2013, con
particolare riferimento alle condizioni per la connessione alle reti
di trasporto e distribuzione del gas naturale di cui all'art. 2,
oltre che le definizioni di cui all'art. 1 del decreto ministeriale 2
marzo 2018, come di seguito integrate:
a) «Autorita'»: l'Autorità di regolazione per energia reti e
ambiente o «ARERA»;
b) «impresa agricola»: attività svolta dall'imprenditore
agricolo, come definito dall'art. 2135 del codice civile, in forma
individuale o in forma societaria anche cooperativa, società
agricole, come definite dal decreto legislativo 29 marzo 2004, n. 99,
se persona giuridica, e consorzi costituiti tra due o più
imprenditori agricoli e/o società agricole;
c) «biometano»: combustibile ottenuto dalla purificazione del
biogas in modo da risultare idoneo per l'immissione nella rete del
gas naturale;
d) «Piattaforma P-GO»: la piattaforma di mercato (M-GO) e di
registrazione (PB-GO) delle garanzie di origine organizzata e gestita
dal Gestore dei mercati energetici S.p.a. ai sensi della
deliberazione dell'ARERA ARG/elt 104/11;
e) «produzione netta di biometano»: produzione di biometano
immesso in rete gas decurtata, anche in via forfettaria, dei consumi
energetici imputabili ai servizi ausiliari di impianto, laddove tali
consumi siano realizzati attraverso prelievi dalla rete del gas
ovvero dalla rete elettrica, ed incrementata di eventuali autoconsumi
utilizzati per processi produttivi, secondo modalità stabilite nelle
regole applicative di cui all'art. 12;
f) «capacità produttiva di un impianto di biometano»: produzione
oraria nominale di biometano, espressa in standard metri cubi/ora,
come risultante dalla targa del dispositivo di depurazione e
raffinazione del biogas. Lo standard metro cubo è la quantità di
gas contenuta in un metro cubo a condizioni standard di temperatura
(15°C) e pressione (1.013,25 millibar);
g) «impianto agricolo»: impianto di produzione e utilizzazione di
biogas facente parte del ciclo produttivo di un'azienda agricola o
che utilizza materie provenienti da attività agricola, forestale, di
allevamento, alimentare e agroindustriale non costituenti rifiuto;
h) «impianto di nuova realizzazione»: impianto realizzato
utilizzando componenti nuovi o integralmente rigenerati per tutte le
opere e le apparecchiature necessarie alla produzione, il
convogliamento, la depurazione, la raffinazione del biogas e
l'immissione del biometano nella rete del gas naturale;
i) «riconversione»: è l'intervento su un impianto agricolo
esistente di produzione e utilizzazione di biogas che viene
convertito alla produzione di biometano e, pertanto, destina, in
tutto o in parte, la produzione di biogas a quella di biometano,
anche con aumento della capacità produttiva;
l) «prezzo medio mensile del gas naturale»: prezzo medio del gas
naturale, ponderato con le quantità, registrato sul mercato del
giorno prima del gas naturale (MGP-GAS) in negoziazione continua e
sul mercato infragiornaliero del gas naturale (MI-GAS) in
negoziazione continua gestiti dal Gestore dei mercati energetici
S.p.a. nel mese di ritiro, e pubblicato dal gestore medesimo sul
proprio sito internet;
m) «producibilità massima annua dell'impianto di biometano»: è
il prodotto della capacità produttiva dell'impianto per il massimo
numero di ore teorico di funzionamento annue;
n) «PSV»: è il sistema per scambi/cessioni di gas al Punto di
scambio virtuale - modulo PSV, di cui alla deliberazione
dell'Autorità n. 75/03, che approvava il Codice di Rete predisposto
da Snam rete gas (SRG), organizzato e gestito da Snam rete gas, che
consente lo scambio di gas presso un punto virtuale collocato dopo i
punti di entrata della rete nazionale dei gasdotti;
o) «rete con obbligo di connessione di terzi»: rete di trasporto
e distribuzione del gas naturale i cui gestori hanno l'obbligo di
connessione di terzi;
p) «rete del gas naturale»: le reti e i sistemi di trasporto e
distribuzione del gas naturale e del biometano, incluse le reti con
obbligo di connessione di terzi, gli impianti che permettono la
liquefazione fisica o virtuale situati anche in luoghi diversi dai
siti di produzione del biometano e che ricevono il biometano tramite
la rete del gas naturale, i mezzi di trasporto del gas naturale sia
allo stato gassoso che liquido, e i distributori di gas naturale
liquido o gassoso per i trasporti, anche ad uso privato;
q) «soggetto richiedente»: il soggetto che ha sostenuto le spese
per l'esecuzione degli interventi e che ha diritto a richiedere
l'accesso agli incentivi di cui al presente decreto. Con riferimento
agli impianti di cui all'art. 3, comma 1, il soggetto che è anche
titolare del titolo abilitativo alla costruzione o alla realizzazione
dell'intervento di riconversione, e all'esercizio degli impianti;
r) «tariffa di riferimento»: tariffa di riferimento posta a base
d'asta con le modalità di cui all'art. 5, comma 5;
s) «tariffa omnicomprensiva»: tariffa pari alla tariffa di
riferimento, decurtata della percentuale di ribasso offerta e
accettata nell'ambito delle procedure competitive di cui all'art. 5,
comprensiva del valore economico derivante dalla vendita del gas
naturale nonchè del valore delle garanzie di origine;
t) «Garanzia d'origine biometano» o «GO biometano»: è la
garanzia di origine sulla produzione di biometano di cui all'art. 46
del decreto legislativo n. 199 del 2021, distinta in garanzia di
origine sulla produzione di biometano utilizzato nel settore dei
trasporti e garanzia di origine sulla produzione di biometano
utilizzato in altri usi;
u) GME: il Gestore dei mercati energetici S.p.a. di cui all'art.
5 del decreto legislativo 16 marzo 1999, n. 79;
v) «tariffa premio»: tariffa pari alla differenza tra la tariffa
di riferimento, decurtata della percentuale di ribasso offerta e
accettata nell'ambito delle procedure competitive di cui all'art. 5,
il prezzo medio mensile del gas naturale e il prezzo medio mensile
delle GO. Nel caso in cui la predetta differenza risulti negativa, il
Gestore dei servizi energetici S.p.a. conguaglia o provvede a
richiedere al produttore la restituzione o la corresponsione dei
relativi importi;
z) «prezzo medio mensile delle GO»: valore del prezzo medio
mensile registrato sulla piattaforma di mercato per lo scambio delle
garanzie d'origine (M-GO) in relazione alle garanzie di origine del
biometano utilizzato nel settore dei trasporti ovvero di quelle
riferite all'utilizzo in altri usi, come pubblicati mensilmente dal
GME sul proprio sito istituzionale;
aa) «usi nel settore dei trasporti»: biometano utilizzato come
carburante nel settore dei trasporti;
bb) «altri usi»: biometano utilizzato nei settori industriale,
residenziale, terziario e nell'agricoltura, con esclusione del
settore di generazione termoelettrica;
cc) «GSE»: è il Gestore dei servizi energetici S.p.a., deputato
allo svolgimento delle istruttorie tecniche e alle attività
gestionali funzionali all'assegnazione degli incentivi oggetto del
presente decreto, nonchè alla validazione delle attività di
monitoraggio, rendicontazione e controllo nei confronti del Ministero
della transizione ecologica quale Amministrazione centrale titolare
dell'investimento PNRR;
dd) «Ministero»: il Ministero della transizione ecologica, quale
amministrazione centrale titolare della Missione 2, Componente 2,
Investimento 1.4 - «Sviluppo del biometano secondo criteri per la
promozione dell'economia circolare» del PNRR;
ee) «Impianto alimentato da rifiuti organici»: impianto di
produzione e utilizzazione di biogas prodotto a partire dalla
frazione organica dei rifiuti solidi urbani (FORSU) nonchè da
rifiuti ricadenti tra le tipologie di matrici di cui alle lettere b),
c), d) e f) dell'allegato VIII, Parte A, del decreto legislativo n.
199 del 2021;
ff) «data di entrata in esercizio di un impianto»: data in cui,
al termine della realizzazione delle opere funzionali all'esercizio
dell'impianto, si effettua il primo funzionamento dell'impianto;
gg) «data di entrata in esercizio commerciale di un impianto»:
data, comunicata dal produttore al GSE, a decorrere dalla quale ha
inizio il periodo di incentivazione mediante la tariffa di cui
all'art. 3, comma 1, lettera b);
hh) «periodo di avviamento e collaudo di un impianto»: periodo
intercorrente tra la data di entrata in esercizio e la data di
entrata in esercizio commerciale.

Art. 3

Modalità per l'accesso agli incentivi

1. Agli impianti di produzione di biometano di cui all'art. 1 che
rispettano i requisiti stabiliti dal presente decreto, è
riconosciuto un incentivo composto da:
a) un contributo in conto capitale sulle spese ammissibili
dell'investimento sostenuto, nei limiti del costo massimo di
investimento ammissibile e secondo le percentuali indicate in
allegato 1;
b) una tariffa incentivante applicata alla produzione netta di
biometano per una durata di quindici anni ed erogata dalla data di
entrata in esercizio dell'impianto, calcolata secondo le modalità di
cui all'art. 7 e all'allegato 2.
2. L'accesso agli incentivi di cui al comma 1 avviene a seguito
dell'aggiudicazione di procedure competitive pubbliche in cui sono
messi a disposizione, periodicamente, contingenti di capacità
produttiva.

Art. 4

Requisiti per l'accesso agli incentivi
e criteri di esclusione

1. Fermo restando quanto previsto dall'art. 1, commi 2, 3, 4 e 5,
accedono alle procedure competitive di cui al presente decreto gli
impianti che rispettano i seguenti requisiti:
a) possesso del titolo abilitativo alla costruzione e
all'esercizio dell'impianto;
b) nel caso di impianti da connettere alle reti di trasporto e di
distribuzione del gas con obbligo di connessione di terzi, preventivo
di allacciamento rilasciato dal gestore di rete competente e
accettato dal soggetto richiedente;
c) conformità del biometano oggetto della produzione ai criteri
stabiliti dalla direttiva 2018/2001/UE ai fini del rispetto del
principio «non arrecare un danno significativo», ai pertinenti
requisiti di cui all'allegato VI, nota 8, del regolamento
2021/241/UE, nonchè ad almeno uno dei seguenti requisiti in materia
di sostenibilita':
1) l'impianto produce biometano destinato al settore dei
trasporti a partire da materie prime utilizzabili per la produzione
di biocarburanti avanzati di cui all'allegato VIII al decreto
legislativo n. 199 del 2021, e consegue una riduzione di almeno il
65% delle emissioni di gas a effetto serra mediante l'uso della
biomassa;
2) l'impianto produce biometano destinato ad altri usi e
consegue una riduzione di almeno l'80% delle emissioni di gas a
effetto serra mediante l'uso della biomassa;
d) nel caso di riconversioni, l'intervento è realizzato su
impianti agricoli esistenti;
e) nel caso di impianti situati in zone interessate da procedure
d'infrazione comunitaria ai fini del miglioramento della qualità
dell'aria e del contrasto all'inquinamento atmosferico, le produzioni
di biometano da biomasse devono rispettare i limiti di emissione ivi
previsti, in conformità ai contenuti dei rispettivi «Piani per il
contrasto ai superamenti dei limiti della qualità dell'aria»;
f) nel caso di soggetti richiedenti che svolgano attività
industriale, rientrante tra le categorie di cui all'allegato 1 alla
direttiva 2010/75/UE, in funzione anche dei valori di capacità,
laddove la produzione di biometano avvenga su scala industriale
mediante processi di trasformazione chimica o biologica di sostanze o
gruppi di sostanze di fabbricazione di prodotti chimici organici e,
in particolare, idrocarburi semplici (categoria 4.1.a), deve essere
assicurata la conformità alla direttiva 2010/75/UE, come
riscontrabile dai documenti autorizzativi di cui alla Parte II del
decreto legislativo n. 152 del 2006 e, per le attività industriali,
dal Titolo I, Parte V, del medesimo decreto;
g) nel caso di impianti agricoli situati in zone vulnerabili ai
nitrati con carico di azoto di origine zootecnica superiore a 120
kg/ha come definite dai Piani di azione regionali in ottemperanza
alla direttiva 91/676/CEE, deve essere utilizzato almeno il 40% in
peso di effluenti zootecnici nel piano di alimentazione complessivo;
h) i progetti devono prevedere le vasche di stoccaggio del
digestato degli impianti, di volume pari alla produzione di almeno
trenta giorni, che devono essere coperte a tenuta di gas e dotate di
sistemi di captazione e recupero del gas da reimpiegare per la
produzione di energia elettrica, termica o di biometano. Tale
requisito non è richiesto nel caso in cui il digestato non venga
stoccato, ma avviato direttamente al processo di compostaggio.
2. La sussistenza dei requisiti di sostenibilità e di riduzione
delle emissioni di gas a effetto serra di cui al comma 1, lettera c),
numeri 1) e 2) è verificata applicando la metodologia di riduzione
dei gas a effetto serra e al relativo combustibile fossile di
riferimento di cui rispettivamente agli allegati VI e VII al decreto
legislativo n. 199 del 2021. A tal fine, nei limiti stabiliti
dall'art. 42, comma 16, del medesimo decreto legislativo, si
applicano le disposizioni di cui al decreto ministeriale 14 novembre
2019 e alla norma tecnica UNI/TS 11567:2020, recante «Linee guida per
la qualificazione degli operatori economici filiera di produzione del
biometano ai fini della tracciabilità e del bilancio di massa» e
successive modifiche e integrazioni.
3. Il rispetto del requisito di cui al comma 1, lettera c), numero
1) consente l'accesso alle procedure di cui al presente decreto fino
al raggiungimento di un quantitativo massimo di producibilità
assegnata al settore dei trasporti pari a 1,1 miliardi di metri cubi
l'anno, calcolata tenendo conto della producibilità prevista ai
sensi del decreto ministeriale 2 marzo 2018, nonchè ai sensi del
decreto del Ministro della transizione ecologica 5 agosto 2022,
recante «Attuazione del PNRR: M2C2 I.1.4 - Sviluppo del biometano
secondo criteri per la promozione dell'economia circolare -
produzione di biometano secondo quanto previsto dal decreto 2 marzo
2018», pubblicato nella Gazzetta Ufficiale n. 192 del 18 agosto 2022.
4. Per le finalità di cui al comma 3, il GSE pubblica e aggiorna
mensilmente il valore di producibilità assegnata ai trasporti e,
previa comunicazione al Ministero, pubblica sul proprio sito internet
l'avviso circa l'avvenuto raggiungimento del limite di cui al comma
3.
5. Sono ammessi a partecipare alle procedure svolte successivamente
alla pubblicazione dell'avviso di cui al comma 4 i soli soggetti
titolari degli impianti che rispettano il requisito di cui al comma
1, lettera c), numero 2).

Art. 5

Contingenti disponibili, tempistiche e modalità
di svolgimento delle procedure competitive

1. I contingenti di capacità produttiva annualmente resi
disponibili nell'ambito delle procedure competitive di cui al
presente articolo, espressi in standard metri cubi/ora di biometano,
sono individuati nella Tabella 1.

Tabella 1. Contingenti annui [Smc/h]

=====================================================================
| | 2022 | 2023 | 2024 | Totale |
+==============+============+============+============+=============+
|Totale (Smc/h)| 67.000 | 95.000 | 95.000 | 257.000 |
+--------------+------------+------------+------------+-------------+

2. Nel 2022 è indetta una sola procedura competitiva e dal 2023
sono previste almeno due procedure l'anno, con un periodo di apertura
del bando di sessanta giorni. Il GSE valuta i progetti e, entro
novanta giorni dalla chiusura di ogni singola procedura, pubblica la
relativa graduatoria dei progetti ammessi, dando evidenza dei
progetti collocatisi in posizione utile ai fini dell'accesso agli
incentivi di cui al presente decreto.
3. Le date e le modalità di svolgimento delle procedure sono
disciplinate nell'ambito delle regole applicative di cui all'art. 12,
prevedendo l'assegnazione dei punteggi per la formazione delle
graduatorie basata sul valore percentuale della riduzione offerta
sulla tariffa pertinente di cui all'allegato 2, nonchè che la
capacità produttiva eventualmente non assegnata venga riallocata
nella prima asta successiva fino all'esaurimento dei contingenti e in
ogni caso non oltre il 1° gennaio 2026.
4. Le procedure competitive si svolgono in forma telematica nel
rispetto dei principi di trasparenza, pubblicità, tutela della
concorrenza e secondo modalità non discriminatorie.
5. Per le procedure indette nel 2022 e nel 2023, le tariffe di
riferimento poste a base d'asta sono quelle indicate all'allegato 2.
Dall'anno 2024 ed eventualmente fino al 2026, le tariffe poste a base
d'asta sono quelle di cui all'allegato 2, ridotte del 2%.
6. Ai fini dell'accesso alle procedure di cui al presente articolo,
i soggetti richiedenti trasmettono la documentazione necessaria alla
verifica del possesso dei requisiti di cui all'art. 4 e, nell'istanza
di partecipazione, indicano la riduzione percentuale offerta sulla
tariffa di riferimento non inferiore all'1%.
7. Il GSE, ricevuta la documentazione di cui al comma 6:
a) riscontra la completezza dell'istanza di partecipazione
entro cinque giorni lavorativi dalla data di ricezione della stessa e
comunque non oltre il periodo di apertura dei bandi, nel rispetto del
termine di sessanta giorni di cui al comma 2, primo periodo;
b) esamina la documentazione trasmessa e conclude la verifica
della documentazione attestante il rispetto dei requisiti necessari
per l'ammissione agli incentivi nel termine di pubblicazione della
graduatoria di cui al comma 2.
8. Dall'inserimento in posizione utile nella graduatoria pubblicata
ai sensi del comma 2 sorge il diritto del soggetto richiedente al
riconoscimento del contributo in conto capitale e della tariffa
incentivante spettante ai sensi del presente decreto.

Art. 6

Criteri di selezione dei progetti

1. La graduatoria di cui all'art. 5, comma 2, è formata dal GSE
nei limiti dei contingenti disponibili ed è basata sul ribasso
percentualmente offerto rispetto alla pertinente tariffa di
riferimento.
2. Nel caso in cui le domande di partecipazione alla procedura
determinino il superamento del contingente messo a disposizione per
la singola procedura, il GSE applica, a parità di ribasso
percentuale offerto, il criterio di priorità del rispetto del
requisito di cui all'art. 4, comma 1, lettera c) e, in subordine,
quello dell'anteriorità della data ultima di completamento della
domanda di partecipazione alla procedura.
3. La graduatoria di cui all'art. 5, comma 2 è pubblicata dal GSE
sul proprio sito internet con indicazione dei criteri applicati ai
sensi dei commi 1 e 2.
4. Non è consentito il trasferimento della titolarità a terzi di
un impianto aggiudicatario di una procedura prima della sua entrata
in esercizio e della stipula del contratto-tipo con il GSE ai sensi
dell'art. 12, comma 2.

Art. 7

Realizzazione degli interventi ed erogazione
delle tariffe incentivanti

1. Gli impianti agricoli di produzione di biometano collocati in
posizione utile nella relativa graduatoria, secondo le procedure di
cui all'art. 5, entrano in esercizio al più tardi entro diciotto
mesi dalla data di pubblicazione della graduatoria medesima. Gli
impianti di produzione di biometano alimentati da rifiuti organici
collocati in posizione utile nella relativa graduatoria, secondo le
procedure di cui all'art. 5, entrano in esercizio al più tardi entro
ventiquattro mesi dalla data di pubblicazione della graduatoria
medesima. Il mancato rispetto dei termini di cui al primo e al
secondo periodo comporta l'applicazione di una decurtazione della
tariffa incentivante di cui all'art. 3, comma 1, lettera b), dello
0,5% per ogni mese di ritardo, nel limite massimo di nove mesi di
ritardo. I medesimi termini sono da considerarsi al netto dei tempi
di fermo nella realizzazione dell'impianto e delle opere connesse,
derivanti da cause di forza maggiore o eventi calamitosi accertati
dalle autorità competenti.
2. I soggetti titolari degli impianti di cui al comma 1 comunicano
al GSE la data di entrata in esercizio entro i trenta giorni
successivi all'avvio dell'esercizio stesso. La mancata comunicazione
entro il termine di cui al primo periodo comporta la perdita, per il
riconoscimento della tariffa incentivante di cui all'art. 3, comma 1,
lettera b), del periodo di incentivazione intercorrente tra la data
di entrata in esercizio dell'impianto e il primo giorno del mese
successivo alla data di comunicazione.
3. Gli impianti di capacità produttiva pari o inferiore a 250
Smc/h che immettono biometano nelle reti con obbligo di connessione
di terzi, possono richiedere l'erogazione della tariffa spettante in
forma di tariffa omnicomprensiva. In tali casi, le garanzie di
origine sono emesse e contestualmente trasferite a titolo gratuito al
GSE e vengono considerate nella disponibilità di quest'ultimo che
provvede ad assegnarle mediante procedure concorrenziali e
conformemente ai decreti attuativi di cui all'art. 46 del decreto
legislativo n. 199 del 2021. In alternativa, il produttore può
scegliere l'erogazione di una tariffa premio con le modalità di cui
al comma 4.
4. Per gli impianti di capacità produttiva superiore a 250 Smc/h,
nonchè per tutti gli impianti di produzione che immettono biometano
nelle reti del gas naturale diverse dalle reti con obbligo di
connessione di terzi, la tariffa spettante è erogata in forma di
tariffa premio calcolata secondo le modalità di cui all'art. 2,
comma 1, lettera v) e in tale caso le garanzie di origine vengono
assegnate al produttore.
5. Il GSE, previa sottoscrizione del contratto con il soggetto
richiedente, riconosce mensilmente gli incentivi spettanti sulla base
dei dati di misura del biometano immesso nella rete del gas naturale,
come effettivamente rilevati e trasmessi al GSE da parte dei gestori
di rete cui l'impianto risulta essere connesso ovvero direttamente
dal soggetto richiedente negli altri casi, secondo modalità
stabilite nell'ambito delle regole applicative di cui all'art. 12,
che prevedono, in ogni caso, la possibilità di accesso ai misuratori
in telelettura da parte del GSE.
6. Successivamente all'entrata in esercizio dell'impianto, il
soggetto titolare ha la facoltà di svolgere una fase di avviamento e
collaudo dell'impianto medesimo secondo tempistiche e modalità
definite nell'ambito delle regole applicative di cui all'art. 12, al
termine della quale comunica al GSE la data di entrata in esercizio
commerciale.
7. Il GSE, entro l'ultimo giorno del terzo mese successivo alla
comunicazione di cui al comma 6, provvede a erogare gli incentivi
spettanti per un periodo di 15 anni a partire da tale data, calcolati
al netto di fermi impianto imputabili a cause di forza maggiore o
eventi calamitosi accertati dalle autorità competenti.

Art. 8

Erogazione del contributo in conto capitale

1. Alla comunicazione di entrata in esercizio di cui all'art. 7,
comma 2 sono allegati i titoli di spesa sostenuta quietanzati in
relazione alla realizzazione dell'intervento, nonchè la
documentazione di dettaglio individuata ai sensi dell'art. 12. Il GSE
esamina la documentazione trasmessa ai fini della valutazione delle
spese ammissibili e riscontra la rispondenza delle stesse ai costi
massimi ammissibili riportati nell'allegato 1, determinando il
contributo da erogare.
2. Sono considerate spese ammissibili, ai fini dell'erogazione del
contributo in conto capitale:
a) i costi di realizzazione ed efficientamento dell'impianto
quali le infrastrutture e i macchinari necessari per la gestione
della biomassa e del processo di digestione anaerobica, per lo
stoccaggio del digestato, la realizzazione dell'impianto di
purificazione del biogas, la trasformazione, compressione e
conservazione del biometano e della CO2 , la realizzazione degli
impianti e delle apparecchiature per l'autoconsumo aziendale del
biometano;
b) le attrezzature di monitoraggio e ossidazione del biometano,
dei gas di scarico e di monitoraggio delle emissioni fuggitive;
c) i costi di connessione alla rete del gas naturale;
d) i costi per l'acquisto o acquisizione di programmi informatici
funzionali alla gestione dell'impianto;
e) le spese di progettazione, direzione lavori, collaudo,
consulenze, studi di fattibilità, acquisto di brevetti e licenze,
connessi alla realizzazione dei sopraindicati investimenti, nella
misura massima complessiva del 12% della spesa totale ammissibile;
f) i costi per la fase di compostaggio del digestato.
3. Ciascuna spesa ammissibile deve essere comprovata con pagamenti
effettuati tramite strumenti di pagamento tracciabili e riportanti il
CUP del progetto. Sono ammesse le sole spese quietanziate entro il 30
giugno 2026.
4. La mancata realizzazione delle opere ammesse al finanziamento e
la mancata entrata in esercizio dell'impianto entro il 30 giugno
2026, comporta inderogabilmente la decadenza dall'erogazione del
contributo in conto capitale.
5. Il GSE comunica gli esiti dell'istruttoria tecnica svolta ai
sensi del presente articolo al Ministero e provvede all'erogazione
dei contributi in conto capitale, conformemente alle regole generali
adottate per l'erogazione dei contributi del PNRR e secondo le
modalità definite nell'ambito della convenzione di cui all'art. 12,
comma 10, primo periodo.
6. L'imposta sul valore aggiunto (IVA) è ammissibile alle
agevolazioni, salvo il caso in cui sia recuperabile ai sensi della
legislazione sull'IVA. Il relativo importo deve in ogni caso essere
puntualmente tracciato nel sistema informativo utilizzato.

Art. 9

Modalità di gestione del biometano
immesso nella rete del gas naturale

1. Con riferimento agli impianti che beneficiano della tariffa
omnicomprensiva, il GSE garantisce il ritiro del biometano immesso
nella rete con obbligo di connessione di terzi, in corrispondenza dei
rispettivi punti di consegna, e la cessione del biometano al mercato.
2. La cessione di cui al comma 1 è effettuata mediante
l'individuazione di una o più società di vendita di gas naturale
qualificate e selezionate attraverso procedure competitive, che
dimostrino di essere titolari di un contratto di trasporto sulla rete
del gas naturale. In caso di mancata o parziale partecipazione alle
procedure di cui al primo periodo, il GSE può provvedere
direttamente alla vendita del biometano secondo le modalità definite
nell'ambito delle regole applicative ai cui all'art. 12.
3. Le garanzie di origine certificano la destinazione d'uso del
biometano nei consumi finali, ai fini del rispetto dei requisiti di
destinazione d'uso di cui all'art. 4, comma 1, lettera c).
4. Il GSE, sulla base dei quantitativi di garanzie di origine
destinate al settore dei trasporti, attribuisce un numero di
certificati di immissione in consumo equivalenti ai soggetti
obbligati di cui al decreto ministeriale 10 ottobre 2014 per il
soddisfacimento delle rispettive quote d'obbligo, secondo le
modalità stabilite nell'ambite delle regole applicative di cui
all'art. 12.

Art. 10

Verifiche e controlli

1. I controlli sugli impianti di produzione di biometano e sulla
relativa immissione nella rete del gas naturale sono eseguiti in via
autonoma o congiunta, per le rispettive competenze, dal GSE e dal
Comitato tecnico consultivo biocarburanti ai sensi dell'art. 33,
comma 5-sexies, del decreto legislativo 3 marzo 2011, n. 28.
2. Le attività di verifica di cui al comma 1 possono essere svolte
mediante controlli sia documentali che con sopralluoghi presso il
sito ove è ubicato l'impianto, anche prima dell'entrata in esercizio
dell'impianto medesimo e senza preavviso, anche al fine di accertarne
la corretta esecuzione tecnica e amministrativa. Il produttore è
tenuto all'adozione delle misure necessarie affinchè le attività di
sopralluogo si svolgano nel rispetto delle condizioni permanenti di
igiene e sicurezza previste dalla normativa vigente in materia.
3. Restano ferme le competenze in tema di controlli e verifiche
spettanti alle amministrazioni statali, regionali, agli enti locali,
ai gestori di rete nonchè agli organismi di certificazione di cui
all'art. 7, comma 3, del decreto ministeriale 14 novembre 2019. I
controlli svolti ai sensi del comma 1 non comprendono nè
sostituiscono i controlli che, in base alle discipline di
riferimento, sono attribuiti a specifici soggetti pubblici o
concessionari di attività di servizio pubblico, i quali continuano a
esserne conseguentemente e pienamente responsabili.
4. Resta altresì impregiudicata la possibilità di svolgere
verifiche a campione, eventualmente mediante sopralluoghi, sugli
impianti collocatisi in posizione utile nelle graduatorie anche prima
dell'entrata in esercizio degli impianti medesimi.
5. Ai fini di cui al presente decreto, la prima visita di
sorveglianza di cui all'art. 7, comma 3, lettera b), del decreto
ministeriale 14 novembre 2019 è effettuata entro trenta giorni dal
rilascio del primo certificato di sostenibilità inerente il
biometano immesso in rete.

Art. 11

Cumulabilità degli incentivi

1. Gli incentivi di cui al presente decreto non sono cumulabili con
altri incentivi pubblici o regimi di sostegno comunque denominati
destinati ai medesimi progetti. Resta ferma la possibilità di
accesso al meccanismo del ritiro dedicato dell'energia di cui
all'art. 14, commi 3 e 4, del decreto legislativo 29 dicembre 2003,
n. 387, in riferimento alla eventuale produzione di energia
elettrica.

Art. 12

Compiti del GSE e dell'Autorità

1. Entro trenta giorni dalla data di entrata in vigore del presente
decreto, con decreto del Ministero sono approvate, su proposta del
GSE, le regole applicative del presente decreto.
2. Le regole applicative del presente decreto disciplinano e
recano, in particolare:
a) gli schemi di avviso pubblico per ciascuna delle procedure
previste dall'art. 5, in conformità alle disposizioni afferenti al
PNRR e alle relative linee guida, incluse le misure per garantire il
rispetto del principio del «non arrecare un danno significativo»
(DNSH);
b) i modelli per le istanze di partecipazione alle procedure di
accesso agli incentivi, in modo tale che il soggetto richiedente sia
portato a conoscenza con la massima chiarezza degli adempimenti e
delle modalità di compilazione nonchè delle conseguenze penali e
amministrative derivanti dalle false dichiarazioni rese ai sensi
degli articoli 46 e 47 del decreto del Presidente della Repubblica 28
dicembre 2000, n. 445;
c) la procedura e la documentazione da inviare ai sensi dell'art.
5, commi 6 e 7, per verificare il rispetto dei requisiti previsti ai
fini del riconoscimento del contributo in conto capitale nonchè
della tariffa incentivante di cui all'art. 3;
d) i contratti-tipo da stipulare tra il GSE e i soggetti
richiedenti ai fini del riconoscimento della tariffa incentivante di
cui all'art. 3, comma 1, lettere b), nonchè quelli da stipulare con
i soggetti obbligati all'immissione in consumo di biocarburanti di
cui al decreto ministeriale 10 ottobre 2014, atti a garantire la
corresponsione degli incentivi di cui al presente decreto e
l'applicazione di quanto previsto dall'art. 6, comma 4, del decreto
ministeriale 2 marzo 2018;
e) le tempistiche e le modalità di riconoscimento degli
incentivi;
f) gli obblighi a carico dei soggetti che percepiscono gli
incentivi di cui al presente decreto, tra cui ricomprendere, ove
pertinente:
1) l'obbligo di avviare tempestivamente le attività
progettuali per non incorrere in ritardi attuativi e concludere la
proposta progettuale nella forma, nei modi e nei tempi previsti e di
sottoporre al Ministero le variazioni dei progetti;
2) l'obbligo di assicurare il rispetto della normativa
eurounitaria e nazionale, con particolare riferimento a quanto
previsto dal regolamento (UE) n. 2021/241 e dal decreto-legge n. 77
del 2021;
3) l'obbligo di individuare eventuali fattori che possano
determinare ritardi che incidano in maniera considerevole sulla
tempistica attuativa e di spesa, definita nel cronoprogramma,
relazionando al Ministero;
4) gli obblighi atti a garantire la sana gestione finanziaria
secondo quanto disciplinato dal regolamento finanziario (UE, Euratom)
2018/1046 e dall'art. 22 del regolamento (UE) n. 2021/241, in
particolare in materia di prevenzione, identificazione e rettifica
dei conflitti di interessi, delle frodi, della corruzione e di
recupero e restituzione dei fondi che sono stati indebitamente
assegnati nonchè del divieto di doppio finanziamento ai sensi
dell'art. 9 del medesimo regolamento (UE) n. 2021/241;
5) gli obblighi in materia di comunicazione e informazione
previsti dall'art. 34 del regolamento (UE) n. 2021/241 indicando
nella documentazione progettuale che il progetto è finanziato
nell'ambito del PNRR, con una esplicita dichiarazione di
finanziamento che reciti «finanziato dall'Unione europea - Next
Generation EU» e valorizzando l'emblema dell'Unione europea;
6) gli obblighi necessari ad assicurare la tracciabilità
dell'utilizzo delle risorse del PNRR attraverso l'utilizzo di un
sistema di contabilità separata o apposita codificazione contabile e
informatizzata per tutte le transazioni relative ai progetti svolti;
7) l'obbligo di indicazione del CUP su tutti gli atti
amministrativo contabili inerenti alla proposta progettuale ammessa;
8) le modalità di rilevazione e imputazione nel sistema
informativo dei dati di monitoraggio sull'avanzamento procedurale,
fisico e finanziario del progetto secondo quanto previsto dall'art.
22, paragrafo 2, lettera d), del regolamento (UE) n. 2021/241,
nonchè sul conseguimento di eventuali milestone e target associati a
essi e della documentazione probatoria pertinente;
9) gli obblighi connessi alla rendicontazione delle spese
effettivamente sostenute, o dei costi esposti maturati nel caso di
ricorso alle opzioni semplificate in materia di costi, nei tempi e
nei modi previsti dalle pertinenti disposizioni e alla presentazione
della rendicontazione degli indicatori di realizzazione associati al
progetto e della documentazione probatoria pertinente, in riferimento
al contributo al perseguimento dei target e milestone del PNRR;
10) l'obbligo di consentire e favorire, in ogni fase del
procedimento, lo svolgimento di tutti i controlli, ispezioni e
monitoraggi disposti dal Ministero e dal GSE, facilitando altresì le
verifiche dell'ufficio competente per i controlli del Ministero
medesimo, dell'Unità di audit, della Commissione europea e di altri
organismi autorizzati, da effettuarsi anche attraverso controlli in
loco presso i soggetti percettori;
11) gli obblighi di conservazione della documentazione
progettuale in fascicoli cartacei o informatici per assicurare la
completa tracciabilità delle operazioni, nel rispetto di quanto
previsto all'art. 9, comma 4, del decreto-legge n. 77 del 2021 che,
nelle diverse fasi di controllo e verifica previste dal sistema di
gestione e controllo del PNRR, devono essere messi prontamente a
disposizione su richiesta del Ministero, del Servizio centrale per il
PNRR, dell'Organismo di audit, della Commissione europea, dell'OLAF,
della Corte dei conti europea (ECA), della Procura europea (EPPO) e
delle competenti Autorità giudiziarie nazionali e autorizzare la
Commissione, l'OLAF, la Corte dei conti e l'EPPO a esercitare i
diritti di cui all'art. 129, paragrafo 1, del regolamento finanziario
(UE, Euratom) 2018/1046;
12) l'obbligo di assicurare che la realizzazione delle
attività progettuali sia coerente con i principi e gli obblighi
specifici del PNRR relativamente al principio «non arrecare un danno
significativo» (DNSH) ai sensi dell'art. 17 del regolamento (UE) n.
2020/852 e, ove applicabili, con i principi del tagging climatico e
digitale, della parità di genere (Gender Equality) in relazione agli
articoli 2, 3, paragrafo 3, del TUE, 8, 10, 19 e 157 del TFUE, e 21 e
23 della Carta dei diritti fondamentali dell'Unione europea, della
protezione e valorizzazione dei giovani e del superamento dei divari
territoriali;
13) la trasmissione, su richiesta, delle informazioni
necessarie per la predisposizione delle dichiarazioni sul
conseguimento dei target e delle relazioni e documenti
sull'attuazione dei progetti;
14) l'obbligo di tenere informati sull'avvio e l'andamento di
eventuali procedimenti di carattere giudiziario, civile, penale o
amministrativo che dovessero interessare la realizzazione del
progetto e comunicare le irregolarità, le frodi, i casi di
corruzione e di conflitti di interessi riscontrati, nonchè i casi di
doppio finanziamento a seguito delle verifiche di competenza e
adottare le misure necessarie, nel rispetto delle procedure
disciplinate dal Ministero ai sensi dell'art. 22 del regolamento (UE)
n. 2021/241;
15) l'impegno ad adempiere alle ulteriori e specifiche
disposizioni operative PNRR volte ad assicurare il rispetto delle
disposizioni nazionali ed europee di riferimento;
g) le modalità con le quali il GSE trasmette gli esiti
dell'istruttoria al Ministero e provvede all'erogazione dei
contributi in conto capitale di cui all'art. 3, comma 1, lettera a),
conformemente alle regole generali adottate per l'erogazione dei
contributi del PNRR e secondo le modalità disciplinate dalla
Convenzione di cui al comma 10;
h) le modalità con le quali sono individuati, anche
forfettariamente, i consumi energetici imputabili ai servizi
ausiliari degli impianti di produzione di biometano nonchè le
modalità con le quali sono trattati eventuali autoconsumi utilizzati
per processi produttivi;
i) le modalità attraverso le quali sono utilizzate le garanzie
di origine per il rispetto dei requisiti di destinazione d'uso di cui
agli articoli 5 e 6 del decreto ministeriale 2 marzo 2018 e all'art.
4, comma 1, lettera c);
l) le conseguenze derivanti dall'accertamento delle violazioni
riscontrate durante lo svolgimento delle verifiche e dei controlli di
cui all'art. 10, definite secondo criteri di proporzionalità in
ragione dell'entità delle violazioni medesime.
3. Il GSE aggiorna e pubblica, con cadenza mensile, sul proprio
sito internet:
a) un contatore con i dati, separati per settore di destinazione
d'uso, del biometano incentivato e del relativo costo degli incentivi
a carico delle tariffe del gas, alla cui determinazione concorrono i
dati della producibilità o dell'effettiva produzione annua, degli
impianti qualificati in esercizio, con il dettaglio del biometano
oggetto di ritiro da parte del GSE;
b) il numero e il valore delle garanzie di origine emesse e di
quelle annullate per il biometano incentivato, distinte in garanzie
di origine per la produzione di biometano utilizzato nel settore dei
trasporti e per la produzione di biometano utilizzato in altri usi;
c) il dettaglio degli incentivi in conto capitale impegnati ed
erogati fino al raggiungimento dei contingenti annui di spesa
previsti dal presente decreto.
4. Il GSE pubblica con cadenza annuale un bollettino informativo
con l'elenco degli impianti di produzione di biometano ammessi agli
incentivi di cui al presente decreto, l'indicazione della tipologia
delle materie impiegate per la produzione di biometano, l'ubicazione
e la capacità produttiva degli impianti e della quantità di
biometano impiegata per ciascuna delle finalità del presente
decreto.
5. Il GSE analizza altresì i dati dei costi di produzione del
biometano tenendo conto dei dati raccolti dagli impianti già in
esercizio, nonchè delle eventuali variazioni dei costi delle materie
prime e dei componenti registrati sul mercato nazionale ed europeo,
anche a seguito dell'effetto di variazione dei tassi di inflazione. I
predetti dati sono trasmessi annualmente al Ministero.
6. A seguito delle analisi di cui al comma 5, qualora risulti che
il livello di aiuto previsto dal presente decreto sia, in tutto o in
parte, non più necessario o non più sufficiente a garantire una
concorrenza effettiva nelle procedure di gara, con decreto ai sensi
degli articoli 11, comma 1 e 14, comma 1, lettera b), del decreto
legislativo n. 199 del 2021, sono aggiornati i valori degli incentivi
di cui agli allegati 1 e 2 ovvero adeguati i contingenti di capacità
produttiva resi disponibili. Le eventuali modifiche ai sensi del
primo periodo si applicano alle procedure bandite successivamente
all'entrata in vigore del decreto stesso di modifica.
7. Il GSE provvede a sviluppare, aggiornandolo e rendendolo
pubblico con cadenza annuale, un rapporto sui sistemi di
incentivazione del biometano adottati nei principali Paesi europei,
che raffronti, tra l'altro, i costi di generazione nei principali
Paesi europei e in Italia.
8. Gli importi riconosciuti dal GSE per l'erogazione della tariffa
incentivante per il biometano immesso nella rete del gas naturale per
usi nel settore trasporti, al netto delle entrate derivanti dalla
vendita del biometano e dei ricavi derivanti dalla vendita delle
garanzie di origine, sono posti a carico dei soggetti obbligati
all'immissione in consumo di biocarburanti di cui al decreto
ministeriale 10 ottobre 2014, in proporzione alle rispettive quote
d'obbligo, secondo modalità stabilite nell'ambito delle procedure
applicative di cui al comma 2. Eventuali disequilibri transitori tra
le somme riconosciute dal GSE ai fini dell'erogazione delle tariffe
incentivanti previste dal presente decreto e dal decreto ministeriale
2 marzo 2018 e le somme dovute, al medesimo GSE, da parte dei
soggetti di cui al primo periodo, sono posti a carico del gettito
delle componenti tariffarie del gas naturale secondo modalità
definite dall'ARERA.
9. Gli importi riconosciuti dal GSE per l'erogazione della tariffa
incentivante per il biometano immesso nella rete del gas naturale per
altri usi di cui al presente decreto, al netto delle entrate
derivanti dalla vendita del biometano e dei ricavi derivanti dalla
vendita delle garanzie di origine, sono posti a carico del gettito
della componente tariffaria «RE/REt» del gas naturale secondo
modalità definite dall'ARERA.
10. Entro trenta giorni dalla data di entrata in vigore del
presente decreto, la direzione generale competente del Ministero e il
GSE disciplinano, mediante la stipula di apposita convenzione, i
rispettivi compiti. Le modalità di copertura degli oneri sostenuti
dal GSE per lo svolgimento delle attività di gestione, di verifica e
di controllo, inerenti i meccanismi di incentivazione di cui al
presente decreto sono stabilite ai sensi del combinato disposto
dell'art. 13, comma 1, lettera b), del decreto legislativo n. 199 del
2021 e dell'art. 25 del decreto-legge 24 giugno 2014, n. 91,
convertito, con modificazioni, dalla legge 11 agosto 2014, n. 116.

Art. 13

Partecipazione alle procedure competitive per impianti di produzione
di biometano ubicati in altri Stati membri

1. Gli impianti ubicati sul territorio di altri Stati membri
dell'Unione europea e di altri Stati terzi confinanti con l'Italia,
con i quali l'Unione europea ha stipulato un accordo di libero
scambio, che esportano fisicamente la loro produzione di biometano in
Italia possono beneficiare del regime incentivante di cui al presente
decreto, alle condizioni e secondo le modalità di cui al presente
articolo.
2. Sono ammessi a beneficiare del regime incentivante di cui al
presente decreto gli impianti di cui al comma 1 a condizione che:
a) esista un accordo con lo Stato membro o con lo Stato terzo
confinante in cui è ubicato l'impianto, redatto ai sensi dell'art.
16 del decreto legislativo n. 199 del 2021;
b) l'accordo stabilisca un sistema di reciprocità;
c) gli impianti posseggano tutti i requisiti soggettivi e
oggettivi richiesti dal presente decreto per gli impianti ubicati sul
territorio nazionale.
3. Per gli impianti di cui al comma 1, i contingenti di capacità
produttiva annualmente resi disponibili nelle procedure competitive
(QUE), espressi in standard metri cubi/ora di biometano, sono
individuati sulla base della seguente formula:

Parte di provvedimento in formato grafico

dove:
QTOT anno : è il contingente di capacità produttiva di cui alla
tabella 1 dell'art. 5, comma 1;
G impSMn: è la quantità di gas naturale totale prodotta e
importata in Italia dallo Stato Membro n;
%FERBiom SMn: è la percentuale di biometano da fonti rinnovabili
rispetto al consumo di gas naturale dello Stato membro n certificata
da Eurostat per l'ultimo anno disponibile;
G tot consumata ITA: rappresenta il totale dei consumi di gas
naturale in Italia.
4. Entro il 1° dicembre di ogni anno, a valere per l'anno
successivo, il GSE verifica la sussistenza delle condizioni di cui al
comma 2, lettere a) e b) e c) e, in caso di esito positivo, provvede
alla pubblicazione dei contingenti disponibili per gli impianti di
cui al comma 1.

Art. 14

Piano di valutazione

1. Entro centottanta giorni dalla data di entrata in vigore del
presente decreto, il Ministero individua, nel rispetto della
normativa eurounitaria e nazionale in materia di contratti pubblici,
un soggetto funzionalmente indipendente cui affidare la valutazione
della misura secondo i criteri previsti dal Piano di valutazione
approvato con decisione della Commissione europea C(2022) 5831 final
dell'8 agosto 2022. In particolare, il soggetto valutatore:
a) è indipendente dal Ministero e dal GSE e non risulta in
conflitto di interesse rispetto ai potenziali beneficiari della
misura;
b) è dotato di rilevante esperienza nell'analisi
economico/quantitativa anche con riferimento al settore dell'energia
e dell'ambiente;
c) è tenuto a perfezionare un piano di valutazione di dettaglio,
redigere almeno una relazione di valutazione intermedia entro il 31
dicembre 2024 e una relazione di valutazione finale entro il 30
settembre 2025. Entro i medesimi termini, i predetti documenti sono
tramessi al Ministero, che provvede a renderli pubblici sul proprio
sito internet.
2. Il GSE raccoglie i dati richiesti per le valutazioni previste
nel Piano di valutazione nell'ambito delle attività di monitoraggio
di cui all'art. 48 del decreto legislativo n. 199 del 2021 e li rende
pubblici, anche ai fini delle attività di valutazione di cui al
comma 1.
3. Gli eventuali costi correlati allo svolgimento delle attività
di cui al comma 1 sono valutati da ARERA ed eventualmente posti a
carico del gettito delle componenti tariffarie del gas naturale.

Art. 15

Entrata in vigore

1. Il presente decreto, di cui gli allegati sono parte integrante,
entra in vigore il giorno successivo alla data della sua
pubblicazione nella Gazzetta Ufficiale della Repubblica italiana.
Il presente decreto è trasmesso agli organi di controllo per la
registrazione.

Roma, 15 settembre 2022

Il Ministro: Cingolani

Registrato alla Corte dei conti il 17 ottobre 2022
Ufficio di controllo sugli atti del Ministero delle infrastrutture e
della mobilità sostenibili e del Ministero della transizione
ecologica, reg. n. 2724

Allegato 1


Costo specifico di investimento massimo ammissibile e percentuale di
contribuzione riconosciuta in conto capitale

Parte di provvedimento in formato grafico

Allegato 2


Tariffe di riferimento per gli interventi di realizzazione di
impianti di nuova realizzazione e impianti agricoli riconvertiti

Parte di provvedimento in formato grafico