Serie Generale n. 285 del 30-11-2021
SUPPLEMENTI ORDINARI
DECRETO LEGISLATIVO 8 novembre 2021, n. 199
Attuazione della direttiva (UE) 2018/2001 del Parlamento europeo e del Consiglio, dell'11 dicembre 2018, sulla promozione dell'uso dell'energia da fonti rinnovabili. (21G00214) (GU Serie Generale n.285 del 30-11-2021 - Suppl. Ordinario n. 42)
Nota: note: Entrata in vigore del provvedimento: 15/12/2021

IL PRESIDENTE DELLA REPUBBLICA

VISTI gli articoli 76 e 87, quinto comma, della Costituzione;
VISTO l'articolo 14 della legge 23 agosto 1988, n. 400, recante
disciplina dell'attività di Governo e ordinamento della Presidenza
del Consiglio dei Ministri;
VISTA la direttiva 2018/2001/UE del Parlamento Europeo e del
Consiglio, dell'11 dicembre 2018, sulla promozione dell'uso
dell'energia da fonti rinnovabili;
VISTA la 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 regolamento (UE) 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");
VISTA la legge 22 aprile 2021, n. 53, recante "Delega al Governo per
il recepimento delle direttive europee e l'attuazione di altri atti
dell'Unione europea - Legge di delegazione europea 2019-2020", ed in
particolare l'articolo 5, con il quale sono stabiliti principi e
criteri direttivi per l'attuazione della direttiva 2018/2001/UE e
l'articolo 12, recante principi e criteri direttivi per l'attuazione
della direttiva 2019/944/UE;
VISTA la legge 9 gennaio 1991, n. 10, recante "Norme per l'attuazione
del Piano energetico nazionale in materia di uso razionale
dell'energia, di risparmio energetico e di sviluppo delle fonti
rinnovabili di energia";
VISTO il decreto del Presidente della Repubblica 26 agosto 1993, n.
412, recante "Regolamento recante norme per la progettazione,
l'installazione, l'esercizio e la manutenzione degli impianti termici
degli edifici ai fini del contenimento dei consumi di energia, in
attuazione dell'articolo 4, comma 4, della legge 9 gennaio 1991, n.
10";
VISTA la legge 14 novembre 1995, n. 481, recante "Norme per la
concorrenza e la regolazione dei servizi di pubblica utilità.
Istituzione delle Autorità di regolazione dei servizi di pubblica
utilita'";
VISTO il decreto legislativo 16 marzo 1999, n. 79, recante
"Attuazione della direttiva 96/92/CE recante norme comuni per il
mercato interno dell'energia elettrica";
VISTO il decreto legislativo 23 maggio 2000, n. 164, recante
"Attuazione della direttiva n. 98/30/CE recante norme comuni per il
mercato interno del gas naturale, a norma dell'articolo 41 della
legge 17 maggio 1999, n. 144";
VISTA la legge 1° giugno 2002, n. 120, recante "Ratifica ed
esecuzione del Protocollo di Kyoto alla Convenzione quadro delle
Nazioni Unite sui cambiamenti climatici, fatto a Kyoto l'11 dicembre
1997";
VISTO il decreto legislativo 29 dicembre 2003, n. 387, recante
"Attuazione della direttiva 2001/77/CE relativa alla promozione
dell'energia elettrica prodotta da fonti energetiche rinnovabili nel
mercato interno dell'elettricita'";
VISTO il decreto legislativo 22 gennaio 2004, n. 42, recante "Codice
dei beni culturali e del paesaggio, ai sensi dell'articolo 10 della
legge 6 luglio 2002, n. 137";
VISTA la legge 23 agosto 2004, n. 239, recante "Riordino del settore
energetico, nonchè delega al Governo per il riassetto delle
disposizioni vigenti in materia di energia";
VISTO il decreto legislativo 19 agosto 2005, n. 192, recante
"Attuazione della direttiva (UE) 2018/844, che modifica la direttiva
2010/31/UE sulla prestazione energetica nell'edilizia e la direttiva
2012/27/UE sull'efficienza energetica, della direttiva 2010/31/UE,
sulla prestazione energetica nell'edilizia, e della direttiva
2002/91/CE relativa al rendimento energetico nell'edilizia";
VISTO il decreto legislativo 3 aprile 2006, n. 152, recante "Norme in
materia ambientale";
VISTA la legge 27 dicembre 2006, n. 296, recante "Disposizioni per la
formazione del bilancio annuale e pluriennale dello Stato (legge
finanziaria 2007)";
VISTO il decreto legislativo 8 febbraio 2007, n. 20, recante
"Attuazione della direttiva 2004/8/CE sulla promozione della
cogenerazione basata su una domanda di calore utile nel mercato
interno dell'energia, nonchè modifica alla direttiva 92/42/CEE";
VISTA la legge 3 agosto 2007, n. 125, recante "Conversione in legge,
con modificazioni, del decreto-legge 18 giugno 2007, n. 73, recante
misure urgenti per l'attuazione di disposizioni comunitarie in
materia di liberalizzazione dei mercati dell'energia";
VISTO il decreto legislativo 6 novembre 2007, n. 201, recante
"Attuazione della direttiva 2005/32/CE relativa all'istituzione di un
quadro per l'elaborazione di specifiche per la progettazione
ecocompatibile dei prodotti che consumano energia";
VISTA la legge 24 dicembre 2007, n. 244, recante "Disposizioni per la
formazione del bilancio annuale e pluriennale dello Stato (legge
finanziaria 2008)";
VISTO il decreto legislativo 30 maggio 2008, n. 115, recante
"Attuazione della direttiva 2006/32/CE relativa all'efficienza degli
usi finali dell'energia e i servizi energetici e abrogazione della
direttiva 93/76/CEE";
VISTA la legge 23 luglio 2009, n. 99, recante "Disposizioni per lo
sviluppo e l'internazionalizzazione delle imprese, nonchè in materia
di energia";
VISTO il decreto legislativo 3 marzo 2011, n. 28, recante "Attuazione
della direttiva 2009/28/CE sulla promozione dell'uso dell'energia da
fonti rinnovabili, recante modifica e successiva abrogazione delle
direttive 2001/77/CE e 2003/30/CE";
VISTO il decreto legislativo 17 ottobre 2016, n. 201, recante
"Attuazione della direttiva 2014/89/UE che istituisce un quadro per
la pianificazione dello spazio marittimo";
VISTO il decreto del Presidente del Consiglio dei Ministri 1°
dicembre 2017, recante "Approvazione delle linee guida contenenti gli
indirizzi e i criteri per la predisposizione dei piani di gestione
dello spazio marittimo", pubblicato nella Gazzetta Ufficiale n.19 del
24 gennaio 2018;
VISTO il decreto del Ministro dello sviluppo economico del 22 gennaio
2008, n. 37, recante "Regolamento concernente l'attuazione
dell'articolo 11-quaterdecies, comma 13, lettera a), della legge n.
248 del 2 dicembre 2005, recante riordino delle disposizioni in
materia di attività di installazione degli impianti all'interno
degli edifici", pubblicato nella Gazzetta Ufficiale n. 61 del 12
marzo 2008;
VISTO il decreto del Ministro dello sviluppo economico del 10
settembre 2010 recante "Linee guida per l'autorizzazione degli
impianti alimentati da fonti rinnovabili" pubblicato nella Gazzetta
Ufficiale n. 219 del 18 settembre 2010;
VISTO il Piano Nazionale integrato per l'energia e il clima 2030
predisposto dall'Italia in attuazione del Regolamento (UE) 2018/1999
del Parlamento europeo e del Consiglio dell'11 dicembre 2018
trasmesso alla Commissione europea il 31 dicembre 2019, con il quale
sono individuati gli obiettivi al 2030 e le relative misure in
materia di decarbonizzazione (comprese le fonti rinnovabili),
efficienza energetica, sicurezza energetica, mercato interno
dell'energia, ricerca, innovazione e competitività;
VISTO il Piano Nazionale di Ripresa e Resilienza dell'Italia
definitivamente approvato il 13 luglio 2021 con Decisione di
esecuzione del Consiglio, che ha recepito la proposta della
Commissione europea;
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" e in particolare l'articolo 2 che ha istituito il
Ministero della transizione ecologica attribuendo allo stesso, tra
l'altro, le competenze in materia di approvazione della disciplina
del mercato elettrico e del mercato del gas naturale, dei criteri per
l'incentivazione dell'energia elettrica da fonte rinnovabile di cui
al decreto legislativo 16 marzo 1999, n. 79, e di cui al decreto
legislativo 3 marzo 2011, n. 28, e l'esercizio di ogni altra
competenza già a qualunque titolo esercitata dal Ministero dello
sviluppo economico fino alla data di entrata in vigore del decreto
stesso in materia di concorrenza, di tutela dei consumatori utenti,
in collaborazione con il Ministero dello sviluppo economico, e di
regolazione dei servizi di pubblica utilità nei settori energetici;
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 ripresa e resilienza e prime misure di
rafforzamento delle strutture amministrative e di accelerazione e
snellimento delle procedure";
VISTA la preliminare deliberazione del Consiglio dei Ministri,
adottata nella riunione del 5 agosto 2021;
ACQUISITA l'intesa ai sensi dell'articolo 5, comma 1, lettera a)
della legge 22 aprile 2021, n. 53, in sede di Conferenza unificata di
cui all'articolo 8 del decreto legislativo 28 agosto 1997, n. 281,
resa nella seduta del 7 ottobre 2021;
ACQUISITI i pareri espressi dalle competenti commissioni della Camera
dei deputati e del Senato della Repubblica;
VISTA la deliberazione del Consiglio dei Ministri, adottata nella
riunione del 4 novembre 2021;
SULLA PROPOSTA del Presidente del Consiglio dei Ministri e del
Ministro della transizione ecologica, di concerto con i Ministri
degli affari esteri e della cooperazione internazionale, della
giustizia, dell'economia e delle finanze, dello sviluppo economico,
della cultura, delle politiche agricole alimentari e forestali e
della pubblica amministrazione;

EMANA

il seguente decreto legislativo

ART. 1

(Finalita')

1. Il presente decreto ha l'obiettivo di accelerare il percorso di
crescita sostenibile del Paese, recando disposizioni in materia di
energia da fonti rinnovabili, in coerenza con gli obiettivi europei
di decarbonizzazione del sistema energetico al 2030 e di completa
decarbonizzazione al 2050.
2. Per le finalità di cui al comma 1, il presente decreto definisce
gli strumenti, i meccanismi, gli incentivi e il quadro istituzionale,
finanziario e giuridico, necessari per il raggiungimento degli
obiettivi di incremento della quota di energia da fonti rinnovabili
al 2030, in attuazione della direttiva (UE) 2018/2001 e nel rispetto
dei criteri fissati dalla legge 22 aprile 2021, n. 53.
3. Il presente decreto reca disposizioni necessarie all' attuazione
delle misure del Piano Nazionale di Ripresa e Resilienza (di seguito
anche: PNRR) in materia di energia da fonti rinnovabili,
conformemente al Piano Nazionale Integrato per l'Energia e il Clima
(di seguito anche: PNIEC), con la finalità di individuare un insieme
di misure e strumenti coordinati, già orientati all'aggiornamento
degli obiettivi nazionali da stabilire ai sensi del Regolamento (UE)
n. 2021/1119, con il quale si prevede, per l'Unione europea, un
obiettivo vincolante di riduzione delle emissioni di gas a effetto
serra di almeno il 55 percento rispetto ai livelli del 1990 entro il
2030.

ART. 2

(Definizioni)

1. Ai fini del presente decreto si applicano le definizioni di cui al
decreto legislativo 19 agosto 2005, n. 192, al decreto legislativo 4
luglio 2014, n. 102, nonchè al decreto legislativo di recepimento
della direttiva (UE) 2019/944. Si applicano inoltre le seguenti
definizioni:
a) "energia da fonti rinnovabili" oppure "energia rinnovabile":
energia proveniente da fonti rinnovabili non fossili, vale a
dire energia eolica, solare, termico e fotovoltaico, e
geotermica, energia dell'ambiente, energia mareomotrice, del
moto ondoso e altre forme di energia marina, energia idraulica,
biomassa, gas di discarica, gas residuati dai processi di
depurazione e biogas;
b) "energia dell'ambiente": energia termica naturalmente
disponibile ed energia accumulata in ambienti confinati, che
può essere immagazzinata nell'aria dell'ambiente, esclusa
l'aria esausta, o nelle acque superficiali o reflue;
c) "energia geotermica": energia immagazzinata sotto forma di
calore sotto la crosta terrestre;
d) "consumo finale lordo di energia": i prodotti energetici forniti
a scopi energetici all'industria, ai trasporti, alle famiglie,
ai servizi, compresi i servizi pubblici, all'agricoltura, alla
silvicoltura e alla pesca, il consumo di energia elettrica e di
calore del settore energetico per la produzione di energia
elettrica, di calore e di carburante per il trasporto, e le
perdite di energia elettrica e di calore con la distribuzione e
la trasmissione;
e) "regime di sostegno": strumento, regime o meccanismo, applicato
da uno Stato membro o gruppo di Stati membri, inteso a
promuovere l'uso di energia da fonti rinnovabili riducendone i
costi, aumentando i prezzi a cui può essere venduta o
aumentando, per mezzo di obblighi in materia di energie
rinnovabili o altri mezzi, il volume acquistato di tale energia,
includendo a titolo esemplificativo, ma non esaustivo, gli aiuti
agli investimenti, le esenzioni o gli sgravi fiscali, le
restituzioni d'imposta, i regimi di sostegno nella forma di
obblighi in materia di energie rinnovabili, inclusi quelli che
usano certificati verdi, e i regimi di sostegno diretto sui
prezzi, ivi comprese le tariffe onnicomprensive e le tariffe
premio fisse o variabili;
f) "obbligo in materia di energie rinnovabili": regime di sostegno
che obbliga i produttori di energia a includere nella loro
produzione una determinata quota di energia da fonti
rinnovabili, i fornitori di energia a includere una determinata
quota di energia da fonti rinnovabili nella loro offerta o i
consumatori di energia a includere una determinata quota di
energia da fonti rinnovabili nei loro consumi, compresi i regimi
nei quali tali obblighi possono essere soddisfatti mediante
l'uso di certificati verdi;
g) "PMI": microimprese, piccole imprese o medie imprese quali
definite all'articolo 2 dell'Allegato della raccomandazione
2003/361/CE della Commissione europea;
h) "calore e freddo di scarto": calore o freddo inevitabilmente
ottenuti come sottoprodotti negli impianti industriali o di
produzione di energia, o nel settore terziario, che si
disperderebbero nell'aria o nell'acqua rimanendo inutilizzati e
senza accesso a un sistema di teleriscaldamento o
teleraffrescamento, nel caso in cui la cogenerazione sia stata o
sarà utilizzata o non sia praticabile;
i) "revisione della potenza dell'impianto", "ripotenziamento" o
"repowering": rinnovamento delle centrali elettriche che
producono energia rinnovabile, compresa la sostituzione
integrale o parziale di impianti o apparecchiature e sistemi
operativi al fine di sostituire capacità o di aumentare
l'efficienza o la capacità dell'impianto;
l) "garanzia di origine": documento elettronico che serve
esclusivamente a provare a un cliente finale che una determinata
quota o quantità di energia è stata prodotta da fonti
rinnovabili;
m) "mix energetico residuale": il mix energetico totale annuo di
uno Stato membro, al netto della quota rappresentata dalle
garanzie di origine annullate;
n) "autoconsumatore di energia rinnovabile": cliente finale che
produce energia elettrica rinnovabile per il proprio consumo e
può immagazzinare o vendere energia elettrica rinnovabile
autoprodotta alle condizioni e secondo le modalità di cui
all'articolo 30 del presente decreto;
o) "autoconsumatori di energia rinnovabile che agiscono
collettivamente": gruppo di almeno due autoconsumatori di
energia rinnovabile che agiscono collettivamente alle condizioni
e secondo le modalità di cui all'articolo 30 del presente
decreto;
p) "comunità di energia rinnovabile" o "comunità energetica
rinnovabile": soggetto giuridico che opera nel rispetto di
quanto stabilito dall'articolo 31 del presente decreto;
q) "energia condivisa": in una comunità di energia rinnovabile o
in un gruppo di autoconsumatori di energia rinnovabile che
agiscono collettivamente, è pari al minimo, in ciascun periodo
orario, tra l'energia elettrica prodotta e immessa in rete dagli
impianti a fonti rinnovabili e l'energia elettrica prelevata
dall'insieme dei clienti finali associati situati nella stessa
zona di mercato;
r) "accordo di compravendita di energia elettrica da fonti
rinnovabili": contratto con il quale una persona fisica o
giuridica si impegna ad acquistare energia elettrica da fonti
rinnovabili direttamente da un produttore di energia elettrica;
s) "scambi tra pari di energia rinnovabile": vendita di energia
rinnovabile tra i partecipanti al mercato in virtù di un
contratto con condizioni prestabilite che disciplina
l'esecuzione e il regolamento automatizzati dell'operazione,
direttamente tra i partecipanti al mercato o indirettamente
tramite un terzo certificato partecipante al mercato, come ad
esempio un aggregatore. Il diritto di condurre scambi tra pari
non pregiudica i diritti o gli obblighi delle parti coinvolte in
qualità di consumatori finali, produttori, fornitori o
aggregatori;
t) "zona di approvvigionamento": area geografica definita da cui
provengono le materie prime di biomassa forestale, di cui sono
disponibili informazioni affidabili e indipendenti e dove le
condizioni sono sufficientemente omogenee per valutare il
rischio presentato dalle caratteristiche di sostenibilità e
legalità della biomassa forestale;
u) "rigenerazione forestale": ricostituzione con mezzi naturali o
artificiali di un'area boschiva a seguito della rimozione della
precedente popolazione forestale per abbattimento o per cause
naturali, compresi gli incendi o le tempeste;
v) "biocarburanti": carburanti liquidi per il trasporto ricavati
dalla biomassa;
z) "biocarburanti avanzati": biocarburanti prodotti a partire dalle
materie prime elencate nell'Allegato VIII, parte A del presente
decreto;
aa) "biometano": combustibile ottenuto dalla purificazione del
biogas in modo da risultare idoneo per l'immissione in rete gas;
bb) "biometano avanzato": biometano prodotto dalle materie prime di
cui all'Allegato VIII parte A del presente decreto;
cc) "biocarburanti, bioliquidi e combustibili da biomassa a basso
rischio di cambiamento indiretto della destinazione d'uso dei
terreni": biocarburanti, bioliquidi e combustibili da biomassa
le cui materie prime sono state prodotte nell'ambito di sistemi
che evitano gli effetti di spostamento dei biocarburanti, dei
bioliquidi e dei combustibili da biomassa ottenuti da colture
alimentari e foraggere mediante il miglioramento delle pratiche
agricole e mediante la coltivazione in aree che non erano
precedentemente utilizzate a tal fine, e che sono stati prodotti
conformemente ai criteri di sostenibilità per i biocarburanti,
i bioliquidi e i combustibili da biomassa di cui all'articolo 42
del presente decreto;
dd) "biogas": combustibili e carburanti gassosi prodotti dalle
biomasse;
ee) "bioliquidi": combustibili liquidi per scopi energetici diversi
dal trasporto, compresi l'energia elettrica, il riscaldamento e
il raffrescamento, prodotti a partire dalla biomassa;
ff) "biomassa": frazione biodegradabile dei prodotti, rifiuti,
sottoprodotti e residui di origine biologica provenienti
dall'agricoltura, comprendente sostanze vegetali e animali,
dalla silvicoltura e dalle industrie connesse, comprese la pesca
e l'acquacoltura, nonchè la parte biodegradabile dei rifiuti,
compresi i rifiuti industriali e urbani di origine biologica;
gg) "biomassa agricola": biomassa risultante dall'agricoltura;
hh) "biomassa forestale": biomassa risultante dalla silvicoltura;
ii) "carburanti da carbonio riciclato": combustibili e carburanti
liquidi e gassosi che sono prodotti da una delle seguenti due
categorie:
1) flussi di rifiuti liquidi o solidi di origine non rinnovabile
che non sono idonei al recupero di materia ai sensi
dell'articolo 179 del decreto legislativo 3 aprile 2006, n.152;
2) gas derivante dal trattamento dei rifiuti e dal gas di
scarico di origine non rinnovabile che sono prodotti come
conseguenza inevitabile e non intenzionale del processo di
produzione negli impianti industriali;
ll) "carburanti rinnovabili liquidi e gassosi di origine non
biologica per il trasporto": carburanti liquidi e gassosi
utilizzati nel settore del trasporto, diversi da biocarburanti o
biogas, il cui contenuto energetico proviene da fonti
rinnovabili. Nel caso in cui il contenuto energetico sia
attribuibile ad un mix di fonti rinnovabili e non rinnovabili,
si considera solo la frazione relativa alle fonti rinnovabili;
mm) "colture alimentari e foraggere": colture amidacee, zuccherine o
oleaginose prodotte su terreni agricoli come coltura principale,
esclusi residui, rifiuti o materie ligno-cellulosiche e le
colture intermedie, come le colture intercalari e le colture di
copertura, a condizione che l'uso di tali colture intermedie non
generi una domanda di terreni supplementari;
nn) "colture amidacee": colture comprendenti principalmente cereali,
indipendentemente dal fatto che siano utilizzati solo i grani
ovvero sia utilizzata l'intera pianta, come nel caso del mais
verde; tuberi e radici, come patate, topinambur, patate dolci,
manioca e ignami; e colture di bulbo-tuberi, quali la colocasia
e la xantosoma;
oo) "combustibili da biomassa": combustibili solidi e gassosi
prodotti dalle biomasse;
pp) "fornitore di combustibile": soggetto tenuto al pagamento
dell'accisa sui prodotti energetici che immette in consumo per
l'azionamento dei veicoli e dei mezzi di trasporto ferroviario
nonchè il soggetto tenuto al pagamento dell'accisa sull'energia
elettrica destinata al consumo nel sistema stradale e
ferroviario;
qq) "materie cellulosiche di origine non alimentare": materie prime
composte principalmente da cellulosa ed emicellulosa e aventi un
tenore di lignina inferiore a quello delle materie
ligno-cellulosiche, compresi i residui di colture alimentari e
foraggere, quali paglia, steli di granturco, pule e gusci, le
colture energetiche erbacee a basso tenore di amido, quali
loglio, panico verga, miscanthus, canna comune, le colture di
copertura precedenti le colture principali e ad esse successive,
le colture miste di leguminose e graminacee, i residui
industriali, anche residui di colture alimentari e foraggere
dopo che sono stati estratti gli olii vegetali, gli zuccheri,
gli amidi e le proteine, e le materie derivate dai rifiuti
organici, intendendo per colture miste di leguminose e
graminacee e colture di copertura pascoli temporanei costituiti
da un'associazione mista di graminacee e leguminose a basso
tenore di amido che sono coltivati a turno breve per produrre
foraggio per il bestiame e migliorare la fertilità del suolo al
fine di ottenere rese superiori dalle colture arabili
principali;
rr) "materie ligno-cellulosiche": materie composte da lignina,
cellulosa ed emicellulosa quali la biomassa proveniente da
foreste, le colture energetiche legnose e i residui e rifiuti
della filiera forestale;
ss) "PNIEC": Piano Nazionale Integrato per l'Energia e il Clima
predisposto in attuazione del Regolamento (UE) 2018/1999 del
Parlamento europeo e del Consiglio dell'11 dicembre 2018;
tt) "residuo": sostanza diversa dal prodotto o dai prodotti finali
cui mira direttamente il processo di produzione; non costituisce
l'obiettivo primario del processo di produzione e il processo
non è stato deliberatamente modificato per ottenerlo;
uu) "residui dell'agricoltura, dell'acquacoltura, della pesca e
della silvicoltura": residui generati direttamente
dall'agricoltura, dall'acquacoltura, dalla pesca e dalla
silvicoltura e non comprendono i residui delle industrie
connesse o della lavorazione;
vv) "rifiuti": rifiuto quale definito all'articolo 183, comma 1,
lettera a) del decreto legislativo 3 aprile 2006, n.152 escluse
le sostanze che sono state deliberatamente modificate o
contaminate per soddisfare la presente definizione;
zz) "rifiuti organici": rifiuti organici quali definiti all'articolo
183, comma 1, lettera d) del decreto legislativo 3 aprile 2006,
n. 152;
aaa) "centrali ibride": centrali che producono energia elettrica
utilizzando sia fonti non rinnovabili, sia fonti rinnovabili,
ivi inclusi gli impianti di co-combustione, vale a dire gli
impianti che producono energia elettrica mediante combustione di
fonti non rinnovabili e di fonti rinnovabili;
bbb) "sistema nazionale di certificazione": sistema nazionale di
certificazione di sostenibilità di cui al decreto del Ministro
dell'ambiente e della tutela del territorio e del mare del 14
novembre 2019 recante "Istituzione del sistema nazionale di
certificazione della sostenibilità dei biocarburanti e dei
bioliquidi", pubblicato nella Gazzetta Ufficiale n. 279 del 28
novembre 2019;
ccc) "sistema volontario di certificazione": sistema per la
certificazione di sostenibilità oggetto di una decisione della
Commissione europea adottata ai sensi dell'articolo 30,
paragrafo 4 della direttiva (UE) 2018/2001;
ddd) "valore reale": riduzione delle emissioni di gas a effetto serra
per alcune o per tutte le fasi di uno specifico processo di
produzione di biocarburanti, bioliquidi o combustibile da
biomassa calcolata secondo la metodologia definita nell'Allegato
VI, parte C, o nell'Allegato VII, parte B del presente decreto;
eee) "valore tipico": stima delle emissioni di gas a effetto serra e
della riduzione delle emissioni di gas a effetto serra per una
particolare filiera di produzione del biocarburante, del
bioliquido o del combustibile da biomassa, rappresentativa del
consumo dell'Unione;
fff) "valore standard": valore stabilito a partire da un valore
tipico applicando fattori predeterminati e che, in circostanze
definite ai sensi del presente decreto, può essere utilizzato
al posto di un valore reale;
ggg) "area idonea": area con un elevato potenziale atto a ospitare
l'installazione di impianti di produzione elettrica da fonte
rinnovabile, anche all'eventuale ricorrere di determinate
condizioni tecnico-localizzative;
hhh) "ristrutturazione importante di primo livello": la
ristrutturazione importante di primo livello come definita in
attuazione dell'articolo 4, comma 1, del decreto legislativo 19
agosto 2005, n. 192, in materia di applicazione delle
metodologie di calcolo delle prestazioni energetiche e
definizione delle prescrizioni e dei requisiti minimi degli
edifici.

ART. 3

(Obiettivi nazionali in materia di fonti rinnovabili)

1. L'Italia intende conseguire un obiettivo minimo del 30 percento
come quota complessiva di energia da fonti rinnovabili sul consumo
finale lordo. L'Italia intende inoltre adeguare il predetto obiettivo
percentuale per tener conto delle previsioni di cui al regolamento
(UE) n. 2021/1119, volte a stabilire un obiettivo vincolante, per
l'Unione europea, di riduzione delle emissioni di gas a effetto serra
di almeno il 55 percento rispetto ai livelli del 1990 entro il 2030.
2. Nell'ambito dell'obiettivo di cui al comma 1, è assunto un
obiettivo di incremento indicativo di energia da fonti rinnovabili
nei consumi finali per riscaldamento e raffrescamento pari a 1,3
punti percentuali come media annuale calcolata per i periodi dal 2021
al 2025 e dal 2026 al 2030.
3. Gli obiettivi di cui ai commi 1 e 2 sono perseguiti in coerenza
con le indicazioni del Piano Nazionale Integrato per l'Energia e il
Clima e tenendo conto dell'evoluzione e dell'aggiornamento dei
consumi statisticamente rilevanti.
4. Le modalità di calcolo degli obiettivi di cui ai commi 1 e 2 sono
indicate nell'Allegato I al presente decreto.

ART. 4

(Principi generali)

1. Il presente Titolo disciplina i regimi di sostegno applicati
all'energia prodotta da fonti rinnovabili attraverso il riordino e il
potenziamento dei sistemi di incentivazione vigenti, in misura
adeguata al raggiungimento degli obiettivi di cui all'articolo 3 e
attraverso la predisposizione di criteri e strumenti che promuovano
l'efficacia, l'efficienza e la semplificazione, perseguendo, nel
contempo, l'armonizzazione con altri strumenti di analoga finalità,
ivi inclusi quelli previsti dal Piano Nazionale di Ripresa e
Resilienza.
2. I regimi di sostegno di cui al presente Titolo si conformano ai
seguenti criteri generali:
a) l'incentivo ha lo scopo di assicurare un'equa remunerazione dei
costi di investimento ed esercizio;
b) l'incentivo non si applica alle opere di manutenzione ordinaria e
alle opere effettuate per adeguare l'impianto a prescrizioni di
legge;
c) i regimi di sostegno sono adottati conformemente alla disciplina
dell'Unione in materia di aiuti di Stato incluso il rispetto, tra
gli altri, del principio secondo il quale non possono accedere
agli incentivi le iniziative per cui è comprovata la
realizzabilità anche in assenza di sostegno pubblico;
d) gli incentivi di cui ai Capi II e III trovano copertura sulle
componenti delle tariffe dell'energia elettrica e del gas secondo
modalità definite in ciascuna disciplina specifica, tenuto conto
di quanto stabilito dall'articolo 15;
e) i regimi di sostegno sono definiti secondo criteri di massima
semplificazione delle procedure amministrative.

ART. 5

(Caratteristiche generali dei meccanismi di incentivazione)

1. La produzione di energia elettrica di impianti alimentati da
fonti rinnovabili può accedere a strumenti di incentivazione
tariffaria, aventi le seguenti caratteristiche generali:
a) l'incentivo è assegnato tramite una tariffa erogata dal
Gestore dei Servizi Energetici - GSE S.p.A. (di seguito: GSE)
sull'energia elettrica prodotta dall'impianto, ovvero sulla quota
parte di tale produzione che viene immessa in rete o autoconsumata;
b) il periodo di diritto all'incentivo decorre dalla data di
entrata in esercizio dell'impianto ed è pari alla vita media utile
convenzionale della tipologia impiantistica in cui esso ricade;
c) l'incentivo è proporzionato all'onerosità dell'intervento
per garantirne l'equa remunerazione secondo il principio di cui
all'articolo 4, comma 2, lettera a) ed è applicabile alla
realizzazione di nuovi impianti, riattivazioni di impianti dismessi,
integrali ricostruzioni, potenziamenti e rifacimenti di impianti
esistenti, anche tenendo conto dei diversi costi specifici e delle
caratteristiche peculiari delle diverse applicazioni e tecnologie;
d) l'incentivo può essere diversificato sulla base delle
dimensioni e della taglia dell'impianto per tener conto dell'effetto
scala;
e) gli incentivi trovano copertura sulla componente degli oneri
generali afferenti al sistema elettrico di cui all'articolo 3, comma
11 del decreto legislativo 16 marzo 1999, n. 79 destinata al sostegno
delle rinnovabili, secondo modalità definite dall'Autorità di
regolazione per energia reti e ambiente (di seguito: ARERA).
2. Per i grandi impianti, con potenza superiore a una soglia almeno
pari a 1 MW, l'incentivo è attribuito attraverso procedure
competitive di aste al ribasso effettuate in riferimento a
contingenti di potenza.
3. Per impianti di piccola taglia, aventi potenza inferiore alla
soglia di cui al comma 2, l'incentivo è attribuito secondo i
seguenti meccanismi:
a) per gli impianti con costi di generazione più vicini alla
competitività di mercato, attraverso una richiesta da effettuare
direttamente alla data di entrata in esercizio, fermo restando il
rispetto di requisiti tecnici e di tutela ambientale;
b) per impianti innovativi e per impianti con costi di
generazione maggiormente elevati, ai fini del controllo della spesa,
l'incentivo è attribuito tramite bandi in cui sono messi a
disposizione contingenti di potenza e sono fissati criteri di
selezione basati sul rispetto di requisiti tecnici, di tutela
ambientale e del territorio e di efficienza dei costi.
4. Per impianti di potenza pari o inferiore a 1 MW facenti parte di
comunità dell'energia o di configurazioni di autoconsumo collettivo
è possibile accedere a un incentivo diretto, alternativo rispetto a
quello di cui ai commi 2 e 3, che premia, attraverso una specifica
tariffa, graduabile anche sulla base della potenza degli impianti,
l'energia autoconsumata istantaneamente. L'incentivo è attribuito
direttamente, con richiesta da effettuare alla data di entrata in
esercizio.
5. Nella definizione dei meccanismi di incentivazione di cui al
presente articolo si applicano, inoltre, i seguenti criteri
specifici:
a) è promosso l'abbinamento delle fonti rinnovabili con i
sistemi di accumulo, in modo da consentire una maggiore
programmabilità delle fonti, anche in coordinamento con i meccanismi
di sviluppo della capacità di stoccaggio centralizzata;
b) nell'ambito dei meccanismi di cui ai commi 2 e 3, lettera b)
è stabilito un accesso prioritario per gli impianti realizzati nelle
aree identificate come idonee, a parità di offerta economica;
c) sono stabilite le condizioni di cumulabilità con le
agevolazioni fiscali previste per la realizzazione degli impianti e
dei sistemi di accumulo nonchè con altri regimi di sostegno, ivi
inclusi quelli del PNRR di cui al Capo IV, tenendo conto delle
diverse caratteristiche soggettive e degli impianti, mantenendo il
principio secondo cui è garantita complessivamente un'equa
remunerazione degli interventi;
d) non è consentito l'artato frazionamento delle iniziative al
fine di incrementare i profitti economici oltre quanto stabilito
dall'articolo 4, comma 2, lettera a), ovvero al fine di eludere i
pertinenti meccanismi incentivanti;
e) è agevolata la partecipazione agli incentivi a chi installi
impianti fotovoltaici a seguito di rimozione dell'amianto, con
agevolazioni premiali e modalità di partecipazione quanto più
possibile ampie. A tali fini:
1) non è necessario che l'area dove è avvenuta la
sostituzione dell'amianto coincida con quella dove viene installato
l'impianto, purchè l'impianto sia installato sullo stesso edificio o
in altri edifici catastalmente confinanti nella disponibilità dello
stesso soggetto;
2) gli impianti fotovoltaici potranno occupare una superficie
maggiore di quella dell'amianto sostituito, fermo restando che in
tale caso saranno decurtati proporzionalmente in modo forfettario i
benefici aggiuntivi per la sostituzione dell'amianto;
f) sono introdotte misure per l'utilizzo energetico di biomasse
legnose, nel quadro della gestione forestale sostenibile e della
silvicoltura a turno di taglio breve e di biomasse residuali
industriali, in coerenza con le previsioni europee sull'utilizzo a
cascata, in particolare sui principi di sostenibilità, uso
efficiente delle risorse, circolarità in tutti i flussi e in ogni
fase e sussidiarietà;
g) possono essere previste misure a favore della trasformazione
ad uso plurimo di invasi, traverse e dighe esistenti, sia grandi, sia
piccole, promuovendone, ove compatibile con gli ecosistemi, con la
pianificazione energetica e con gli altri usi, anche l'utilizzo
energetico, purchè siano rispettati gli standard di sicurezza
geomorfologica;
h) possono essere previste misure per integrare i ricavi
conseguenti alla partecipazione al mercato elettrico, a favore di
impianti a fonti rinnovabili che continuano ed essere eserciti al
termine del periodo di diritto agli incentivi, con particolare
riguardo agli impianti a fonti rinnovabili con costi di generazione
legati ai costi di approvvigionamento del combustibile, tenendo conto
della necessità di contenimento dei costi secondo logiche di
efficienza e comunque nel rispetto di un principio di economia
circolare e della disciplina in materia di aiuto di Stato.

ART. 6

(Regolamentazione dei meccanismi di asta al ribasso)

1. Entro centottanta giorni dalla data di entrata in vigore del
presente decreto, con uno o più decreti del Ministro della
transizione ecologica, sentite l'ARERA e la Conferenza unificata di
cui all'articolo 8 del decreto legislativo 28 agosto 1997, n. 281,
sono definite le modalità per l'implementazione dei sistemi di
incentivazione di cui all'articolo 5, comma 2, nel rispetto dei
seguenti ulteriori criteri direttivi:
a) le procedure d'asta al ribasso sono riferite a contingenti di
potenza, anche riferiti a più tecnologie e specifiche categorie di
interventi. I predetti contingenti possono essere differenziati per
zone geografiche al fine di favorire le sinergie con lo sviluppo del
sistema elettrico e l'individuazione delle aree idonee;
b) l'incentivo riconosciuto è quello aggiudicato sulla base
dell'asta al ribasso;
c) i contingenti resi disponibili ad asta, nonchè gli incentivi
e i livelli massima di potenza incentivabile sono stabiliti su base
quinquennale, al fine di garantire una programmazione che assicuri,
congiuntamente alle altre misure stabilite in attuazione del presente
decreto, il raggiungimento degli obiettivi stabiliti dall'articolo 3;
d) per gli impianti che accedono ai meccanismi d'asta,
l'incentivo è calcolato come la differenza tra la tariffa spettante
aggiudicata e il prezzo di mercato dell'energia elettrica; ove tale
differenza risulti negativa, è prevista la restituzione, anche a
conguaglio, dei relativi importi;
e) le aste hanno luogo con frequenza periodica e possono
prevedere meccanismi a garanzia della realizzazione degli impianti
autorizzati, anche mediante fissazione di termini per l'entrata in
esercizio;
f) sono previsti sistemi di controllo e regolazione delle
procedure competitive, al fine di consentire il raggiungimento degli
obiettivi di cui all'articolo 3 con la massima efficacia ed
efficienza. A tal fine, nei casi di significativa divergenza fra la
potenza realizzata e quella obiettivo o di sostanziali variazioni del
livello dei costi delle tecnologie riscontrabili sul mercato a fronte
delle attività di monitoraggio di cui all'articolo 48, sono
individuati algoritmi e condizioni per la calibrazione delle quote di
potenza rese disponibili ad asta e del livello degli incentivi a base
d'asta; le predette variazioni sono approvate con decreto del
Ministro della transizione ecologica, sentita l'ARERA;
g) può essere ridotto il valore minimo di potenza per
l'inclusione nei meccanismi di asta, tenendo conto delle specifiche
caratteristiche delle diverse tipologie di impianto e della
progressiva maturazione delle tecnologie, al fine di aumentare
l'efficienza complessiva del sistema di incentivazione, ridurne i
costi e stimolare la concorrenza;
h) per gli impianti di potenza superiore a una soglia minima,
fissata in prima applicazione a 10 MW, può essere avviata una fase
sperimentale nella quale:
1) su richiesta del proponente, il GSE esamina il progetto per
via telematica contestualmente allo svolgimento del procedimento di
autorizzazione unica e rilascia parere di idoneità all'accesso agli
incentivi con tempistiche parallele a quelle del rilascio del
provvedimento di autorizzazione unica;
2) agli impianti dotati dell'idoneità per la richiesta di
incentivo, che presentano domanda di accesso ai meccanismi di asta
entro tre mesi dal rilascio della predetta autorizzazione, è
richiesta esclusivamente l'offerta economica al ribasso, ferma
restando la fissazione di termini per l'entrata in esercizio;
i) possono accedere ai meccanismi di cui al presente articolo
anche gli impianti facenti parte di configurazioni di autoconsumo o
comunità energetiche;
l) possono accedere ai meccanismi di cui al presente articolo
anche gli impianti fotovoltaici realizzati su aree agricole non
utilizzate individuate dalle Regioni come aree idonee, secondo le
modalità e alle condizioni stabilite ai sensi dell'articolo 20.

ART. 7

(Regolamentazione delle tariffe per piccoli impianti)

1. Entro centottanta giorni dalla data di entrata in vigore del
presente decreto, con uno o più decreti del Ministro della
transizione ecologica, di concerto con il Ministro delle politiche
agricole e forestali per gli aspetti di competenza, sentite l'ARERA e
la Conferenza unificata, di cui all'articolo 8 del decreto
legislativo 28 agosto 1997, n. 281, sono definite le modalità per
l'implementazione dei sistemi di incentivazione di cui all'articolo
5, comma 3, nel rispetto dei seguenti criteri direttivi:
a) per gli impianti di cui all'articolo 5, comma 3, lettera a):
1) la domanda di accesso agli incentivi è presentata alla data di
entrata in esercizio e non è richiesta la preventiva
iscrizione a bandi o registri, fermo restando quanto previsto
al punto 2;
2) l'accesso all'incentivo è garantito fino al raggiungimento di
tetti di potenza stabiliti, su base quinquennale, in congruenza
con il raggiungimento degli obiettivi di cui all'articolo 3;
3) l'incentivo favorisce l'autoconsumo e l'abbinamento degli
impianti a fonti rinnovabili non programmabili con i sistemi di
accumulo, in modo da consentire una maggior programmabilità
delle fonti;
b) per gli impianti di cui all'articolo 5, comma 3, lettera b):
1) sono previsti bandi di selezione nei limiti di contingenti di
potenza;
2) sono utilizzati come criteri di priorità dapprima il rispetto
di requisiti di tutela ambientale e del territorio e poi
l'offerta di riduzione percentuale della tariffa base, al fine
di selezionare le iniziative maggiormente meritorie da un punto
di vista dell'impatto sull'ambiente, nonchè che siano
maggiormente virtuose in termini di riduzione dei costi;
3) i bandi hanno luogo con frequenza periodica e prevedono
meccanismi a garanzia della realizzazione degli impianti
autorizzati, anche mediante fissazione di termini per l'entrata
in esercizio.
c) possono essere previsti sistemi di controllo e regolazione con le
modalità di cui all'articolo 6 lettere f) e g).

ART. 8

(Regolamentazione degli incentivi per la condivisione dell'energia)

1. Entro centottanta giorni dalla data di entrata in vigore del
presente decreto, con le modalità di cui al comma 9 dell'articolo
42-bis del decreto-legge 30 dicembre 2019, n. 162, convertito, con
modificazioni, dalla legge 28 febbraio 2020, n. 8, sono aggiornati i
meccanismi di incentivazione per gli impianti a fonti rinnovabili
inseriti in configurazioni di autoconsumo collettivo o in comunità
energetiche rinnovabili di potenza non superiore a 1 MW, sulla base
dei seguenti criteri direttivi:
a) possono accedere all'incentivo gli impianti a fonti rinnovabili
che hanno singolarmente una potenza non superiore a 1 MW e che
entrano in esercizio in data successiva a quella di entrata in
vigore del presente decreto;
b) per autoconsumatori di energia rinnovabile che agiscono
collettivamente e comunità energetiche rinnovabili l'incentivo è
erogato solo in riferimento alla quota di energia condivisa da
impianti e utenze di consumo connesse sotto la stessa cabina
primaria;
c) l'incentivo è erogato in forma di tariffa incentivante attribuita
alla sola quota di energia prodotta dall'impianto e condivisa
all'interno della configurazione;
d) nei casi di cui alla lettera b) per i quali la condivisione è
effettuata sfruttando la rete pubblica di distribuzione, è
previsto un unico conguaglio, composto dalla restituzione delle
componenti di cui all'articolo 32, comma 3, lettera a), compresa
la quota di energia condivisa, e dall'incentivo di cui al presente
articolo;
e) la domanda di accesso agli incentivi è presentata alla data di
entrata in esercizio e non è richiesta la preventiva iscrizione a
bandi o registri;
f) l'accesso all'incentivo è garantito fino al raggiungimento di
contingenti di potenza stabiliti, su base quinquennale, in
congruenza con il raggiungimento degli obiettivi di cui
all'articolo 3.
2. Nelle more dell'adozione del decreto di cui al comma 1 continua ad
applicarsi il decreto ministeriale adottato in attuazione
dell'articolo 42-bis, comma 9, del decreto-legge 30 dicembre 2019, n.
162, convertito, con modificazioni, dalla legge 28 febbraio 2020, n.
8.
3. Con il decreto di cui al comma 1 sono stabilite modalità di
transizione e raccordo fra il vecchio e il nuovo regime, al fine di
garantire la tutela degli investimenti avviati.

ART. 9

(Transizione dai vecchi a nuovi meccanismi di incentivo)

1. Nei decreti di cui agli articoli 6, 7 e 8 sono definiti tempi e
modalità per il raccordo con le procedure di assegnazione degli
incentivi attivate in attuazione dell'articolo 24 del decreto
legislativo 3 marzo 2011, n. 28, al fine di garantire continuità
nell'erogazione degli incentivi.
2. Decorsi novanta giorni dalla data di entrata in vigore dei decreti
di cui al comma 1, il meccanismo dello scambio sul posto è
soppresso. I nuovi impianti che entrano in esercizio dopo tale data
possono accedere a uno dei meccanismi di cui ai precedenti articoli
alle condizioni e secondo le modalità ivi stabilite, ovvero al
ritiro dedicato dell'energia di cui all'articolo 13, commi 3 e 4, del
decreto legislativo 29 dicembre 2003, n. 387.
3. I decreti di cui al comma 1 stabiliscono altresì i criteri e le
modalità per la graduale conversione al meccanismo di cui
all'articolo 7 degli impianti in esercizio operanti in scambio sul
posto, da attuarsi a decorrere dal 31 dicembre 2024.
4. Al fine di garantire una maggiore efficienza nelle dinamiche di
offerta nell'ambito dei meccanismi d'asta e registro di cui al
decreto del Ministro dello sviluppo economico del 4 luglio 2019,
recante "Incentivazione dell'energia elettrica prodotta dagli
impianti eolici on shore, solari fotovoltaici, idroelettrici e a gas
residuati dei processi di depurazione", pubblicato nella Gazzetta
Ufficiale n. 186 del 9 agosto 2019, successivamente alla settima
procedura e fino all'entrata in vigore dei decreti di cui agli
articoli 6 e 7, il GSE organizza ulteriori procedure mettendo a
disposizione la potenza residua non assegnata, fino al suo
esaurimento, con le modalità previste dall'articolo 20 del decreto
del Ministro dello sviluppo economico 4 luglio 2019 e tenuto conto di
quanto disposto dal comma 5 del presente articolo.
5. Per le medesime finalità di cui al comma 4, a decorrere dalla
settima procedura:
a) qualora vi sia eccesso di domanda nell'ambito di una procedura di
registro e contestualmente eccesso di offerta nella procedura
d'asta riferita al medesimo gruppo di impianti, la potenza non
assegnata in tale ultima procedura d'asta viene trasferita al
contingente disponibile per la prima, nella misura utile allo
scorrimento della graduatoria. La medesima disposizione si applica
anche nel caso in cui eccesso di domanda e offerta siano
invertiti;
b) qualora vi sia eccesso di domanda nell'ambito di una procedura di
registro per un gruppo di impianti di nuova realizzazione e
contestuale eccesso di offerta nell'ambito delle procedure di
registro di un altro gruppo di impianti di nuova realizzazione, la
potenza non assegnata in tale ultima procedura viene trasferita al
contingente disponibile per la prima, nella misura utile allo
scorrimento della graduatoria. La medesima disposizione si applica
per le procedure di asta;
c) le quantità di potenza trasferite in applicazione delle lettere
a) e b) sono determinate dal GSE a parità di costo indicativo
medio annuo degli incentivi.
6. Entro quindici giorni dalla data di entrata in vigore del presente
decreto, ai fini di dare attuazione a quanto previsto ai commi 4 e 5,
il GSE aggiorna le date e i tempi di svolgimento delle sessioni
nonchè quelle di pubblicazione delle graduatorie, dandone
comunicazione sul proprio sito web.

ART.10

(Promozione dell'utilizzo dell'energia termica da fonti rinnovabili)

1. Fermo restando quanto stabilito dall'articolo 7, comma 4 del
decreto legislativo 4 luglio 2014, n. 102, il meccanismo di cui
all'articolo 28 del decreto legislativo 3 marzo 2011, n. 28 è
aggiornato al fine di corrispondere all'obiettivo di cui all'articolo
3, comma 2, secondo i seguenti criteri:
a) si applica anche ad interventi per la produzione di energia
termica da fonti rinnovabili di grandi dimensioni, attraverso
meccanismi di accesso competitivo;
b) sono ammesse all'incentivazione le comunità di energia
rinnovabili nonchè le configurazioni di autoconsumo collettivo
per il tramite dei rispettivi soggetti rappresentanti, ivi inclusi
i casi in cui i poteri di controllo delle comunità risultino
attribuiti per la maggioranza a pubbliche amministrazioni, fermo
restando il divieto di cumulo di più incentivi per lo stesso
intervento;
c) sono promosse soluzioni tecnologiche che favoriscano
l'utilizzazione integrata degli strumenti di cui al presente
Titolo, per garantire la massima efficacia ed efficienza degli
interventi, il miglioramento della prestazione energetica degli
edifici e la massimizzazione dell'autoconsumo di energia
rinnovabile prodotta negli edifici stessi, con particolare
riferimento ai servizi di riscaldamento, raffrescamento e
produzione di acqua calda sanitaria.
2. Con decreto del Ministro della transizione ecologica, previa
intesa in sede di Conferenza unificata di cui all'articolo 8 del
decreto legislativo 28 agosto 1997, n. 281, da emanare entro
centottanta giorni dalla data di entrata in vigore del presente
decreto, si provvede all'aggiornamento del meccanismo di cui al comma
1.

ART.11

(Incentivi in materia di biogas e produzione di biometano)

1. Il biometano prodotto ovvero immesso nella rete del gas naturale
è incentivato mediante l'erogazione di una specifica tariffa di
durata e valore definiti con i decreti di cui al comma 2, assicurando
al produttore di biometano lo stesso livello di incentivazione per
l'utilizzo nel settore dei trasporti e negli altri usi, ivi inclusi
quelli per la produzione di energia elettrica e termica in impianti
di cogenerazione industriale, anche in connessione a reti di
teleriscaldamento e reti calore ed esclusi gli usi termoelettrici non
cogenerativi. L'ARERA definisce le modalità con le quali le risorse
per l'erogazione dell'incentivo di cui al presente comma trovano
copertura a valere sul gettito delle componenti delle tariffe del gas
naturale.
2. Entro centottanta giorni dalla data di entrata in vigore del
presente decreto, con uno più decreti del Ministro della transizione
ecologica sono definite le modalità di attuazione del comma 1,
prevedendo le condizioni di cumulabilità con altre forme di
sostegno, nonchè la possibilità di estensione del predetto
incentivo tariffario anche alla produzione di combustibili gassosi da
fonti rinnovabili di origine non biologica.
3. Per gli impianti di produzione di energia elettrica da biogas, gas
di discarica, gas residuati dai processi di depurazione oggetto di
riconversione parziale per la produzione di biometano che accedono
agli incentivi, la verifica del rispetto dei requisiti previsti per i
rispettivi meccanismi di incentivazione si basa sulle quantità e
tipologie dei materiali come risultanti dal titolo autorizzativo
rilasciato ai sensi dell'articolo 24. In ogni caso, sono rispettati i
criteri di sostenibilità e di riduzione delle emissioni calcolati
sull'intero mix dei materiali utilizzati dall'impianto di digestione
anaerobica, sia per la quota destinata alla produzione elettrica sia
per quella destinata alla produzione di biometano, secondo quanto
disciplinato dal decreto del Ministro dell'ambiente e della tutela
del territorio e del mare 14 novembre 2019, pubblicato nella Gazzetta
Ufficiale n. 279 del 28 novembre 2019, in attuazione del Titolo V del
presente decreto.
4. Con i medesimi decreti di cui al comma 2 sono altresì stabilite
le modalità con le quali il regime incentivante di cui al decreto
del Ministro dello sviluppo economico 2 marzo 2018 recante
"Promozione dell'uso del biometano e degli altri biocarburanti
avanzati nel settore dei trasporti", pubblicato nella Gazzetta
Ufficiale n. 65 del 19 marzo 2018, è coordinato con il regime di cui
al comma 1, nel periodo successivo al 31 dicembre 2022 e fino al 30
giugno 2026.
5. A decorrere dalla data di entrata in vigore del presente decreto,
l'articolo 21 del decreto legislativo 3 marzo 2011, n. 28, è
abrogato. Sono fatti salvi i diritti acquisiti e gli effetti
prodotti, ivi inclusi quelli derivanti dall'attuazione del decreto di
cui al comma 4.

ART. 12

(Disposizioni per la promozione dello sviluppo tecnologico e
industriale nonchè per il monitoraggio di sistema)

1. Gli interventi a favore dello sviluppo tecnologico e industriale
in attuazione dell'articolo 32 del decreto legislativo 3 marzo 2011,
n. 28, sono avviati in coordinamento alle misure stabilite dal Piano
Nazionale di Ripresa e Resilienza e tengono inoltre conto delle
seguenti linee d'azione prioritarie. A tal fine, all'articolo 32,
comma 1, lettera b), del decreto legislativo 3 marzo 2011, n. 28 sono
apportate le seguenti modificazioni:
a) il punto iv è sostituito dal seguente:
"iv. al finanziamento di progetti sinergici a quelli previsti dal
Piano Nazionale di Ripresa e Resilienza che consentano di
accelerare lo sviluppo tecnologico e industriale;";
b) dopo il punto iv, sono aggiunti i seguenti:
"iv.1 alla realizzazione di comunità dell'energia, sistemi di
autoconsumo collettivo, sistemi di distribuzione chiusi anche con
riguardo alla riconversione di siti industriali e configurazioni
in esercizio, nei quali possa essere accelerato lo sviluppo
tecnologico e il percorso di decarbonizzazione anche attraverso
la sperimentazione di tecnologie innovative;
iv.2 ad attività strumentali funzionali al raggiungimento degli
obiettivi di decarbonizzazione tramite la realizzazione di
sistemi informatici di monitoraggio e analisi per la
programmazione territoriale, nella misura massima del 10 per
cento del gettito annuo complessivo.".

ART. 13

(Principi generali di coordinamento fra misure del PNRR e strumenti
di incentivazione settoriali)

1. Al fine di assicurare il necessario coordinamento fra gli
strumenti di incentivazione di cui al presente Titolo e quelli
previsti dal PNRR e garantire una maggiore efficienza amministrativa,
i decreti attuativi delle misure del PNRR di cui all'articolo 14 sono
adottati secondo i criteri specifici di cui al medesimo articolo e
nel rispetto dei seguenti criteri generali:
a) nei casi in cui il soggetto richiedente presenta contemporanea
istanza di accesso alle misure di incentivazione tariffaria di cui
ai Capi II e III e alle misure del PNRR sono definite condizioni
di cumulabilità per favorire l'utilizzo sinergico degli
strumenti;
b) la verifica dei requisiti per l'ammissione agli incentivi dei
progetti di cui alla lettera a) può essere svolta dal GSE
nell'ambito della medesima istruttoria prevista per l'accesso ai
meccanismi tariffari previsti dal Capo II e Capo III del presente
decreto. A tal fine, si applicano le disposizioni di cui
all'articolo 25 del decreto-legge 26 giugno 2014 n. 91, convertito
con modificazioni dalla legge 11 agosto 2014, n. 116;
c) in tutti i casi in cui sia previsto l'utilizzo di biocarburanti,
bioliquidi e combustibili da biomassa, l'accesso agli incentivi è
subordinato al rispetto delle disposizioni di cui al Titolo V del
presente decreto;
d) sono definiti tempi massimi di realizzazione degli interventi, in
coerenza con il PNRR;
e) le misure sono adottate in conformità alla disciplina dell'Unione
sugli aiuti di stato.

ART. 14

(Criteri specifici di coordinamento fra misure del PNRR e strumenti
di incentivazione settoriali)

1. Nel rispetto dei criteri generali di cui all'articolo 13, con
decreto del Ministro della transizione ecologica, da adottare entro
novanta giorni dalla data di entrata in vigore del presente decreto,
sono disciplinate le modalità per la concessione dei benefici delle
misure PNRR specificate nel seguito, favorendone l'integrazione con
le misure di cui al presente decreto e sulla base dei seguenti
criteri specifici:
a) in attuazione della misura Missione 2, Componente 3, Investimento
3.1 "Sviluppo di sistemi di teleriscaldamento", sono definite le
condizioni di cumulabilità con gli incentivi di cui al decreto
del Ministro dello sviluppo economico 5 settembre 2011, recante
"Definizione del nuovo regime di sostegno per la cogenerazione ad
alto rendimento", pubblicato nella Gazzetta Ufficiale n. 218 del
19 settembre 2011 o, in alternativa, con gli incentivi di cui al
meccanismo di cui all'articolo 10;
b) 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'articolo 11 e sono altresì dettate
disposizioni per raccordare il regime incentivante con quello
previsto dal decreto del Ministro dello sviluppo economico 2 marzo
2018;
c) in attuazione della misura Missione 2, Componente 2, Investimento
1.1 "Sviluppo del sistema agrivoltaico", sono definiti criteri e
modalità per incentivare la realizzazione di impianti
agrivoltaici attraverso la concessione di prestiti o contributi a
fondo perduto, realizzati in conformità a quanto stabilito
dall'articolo 65, comma 1-quater, del decreto-legge 24 gennaio
2012, n. 1, convertito, con modificazioni, dalla legge 24 marzo
2012, n. 27, che, attraverso l'implementazione di sistemi ibridi
agricoltura-produzione energetica, non compromettano l'utilizzo
dei terreni dedicati all'agricoltura. Con il medesimo decreto sono
definite le condizioni di cumulabilità con gli incentivi
tariffari di cui al Capo II;
d) in attuazione delle misure Missione 2, Componente 2, Investimento
2.1 "Rafforzamento smart grid" e 2.2 "Interventi su resilienza
climatica delle reti" sono definiti criteri e modalità per la
concessione dei contributi a fondo perduto ai concessionari del
pubblico servizio di distribuzione dell'energia elettrica, ai
sensi dell'articolo 1, comma 1, del decreto legislativo 16 marzo
1999, n. 79 per incentivare la realizzazione di interventi di
rafforzamento, smartizzazione e digitalizzazione della rete
elettrica di distribuzione finalizzati ad aumentare la capacità
di ospitare energia rinnovabile, consentire l'elettrificazione dei
consumi, anche ai fini di una maggior diffusione delle
infrastrutture di ricarica dei veicoli elettrici in attuazione di
quanto previsto dall'articolo 35, comma 1, lettera c) e aumentare
la resilienza ai fenomeni meteorologici avversi;
e) in attuazione delle misure Missione 2, Componente 2, Investimento
1.2 "Promozione rinnovabili per le comunità energetiche e
l'auto-consumo" sono definiti criteri e modalità per la
concessione di finanziamento a tasso zero fino al 100 per cento
dei costi ammissibili, per lo sviluppo della comunità
energetiche, così come definite nell'articolo 31, nei piccoli
comuni attraverso la realizzazione di impianti di produzione di
FER, anche abbinati a sistemi di accumulo di energia. Con il
medesimo decreto sono definite le condizioni di cumulabilità con
gli incentivi tariffari di cui all'articolo 8;
f) in attuazione della misura "Missione 2, Componente 2, Investimento
1.3 Promozione di sistemi innovativi (incluso off-shore)" e
nell'ambito degli interventi a favore dello sviluppo tecnologico e
industriale di cui all'articolo 12 sono definiti criteri e
modalità per incentivare la realizzazione di sistemi di
produzione di energia rinnovabile off-shore, che combinano
tecnologie ad alto potenziale di sviluppo insieme a tecnologie
innovative in configurazioni sperimentali integrate con i sistemi
di accumulo;
g) in attuazione della misura "Missione 2, Componente 2, Investimento
4.3 Infrastrutture di ricarica elettrica" sono definite criteri e
modalità per la concessione di benefici a fondo perduto per
incentivare la realizzazione di infrastrutture di ricarica per
veicoli elettrici fast e ultra fast, anche dotate di sistemi di
accumulo integrati, ristrutturando la rete di distribuzione dei
carburanti al fine di consentire al settore una rapida transizione
verso una mobilità sostenibile. Con il medesimo decreto sono
definite misure di efficientamento amministrativo, garantendo il
necessario coordinamento del quadro incentivante complessivo per
lo sviluppo delle infrastrutture di ricarica dei veicoli
elettrici, anche con riferimento all'attuazione della misura di
cui all'articolo 74, comma 3, del decreto-legge 14 agosto 2020, n.
104 convertito, con modificazioni, dalla legge 13 ottobre 2020 n.
126;
h) in attuazione delle misure "Missione 2, Componente 2, Investimento
3.1 Produzione di idrogeno in aree industriali dismesse" e
"Missione 2, Componente 2, Investimento 3.2 Utilizzo dell'idrogeno
in settori hard-to-abate" sono definite modalità per incentivare
la realizzazione di infrastrutture di produzione e utilizzazione
di idrogeno, modalità per il riconoscimento dell'idrogeno
prodotto da fonti rinnovabili e condizioni di cumulabilità con
gli incentivi tariffari di cui all'articolo 11, comma 2.

ART. 15

(Utilizzo dei proventi delle aste della CO2 per la copertura dei
costi degli incentivi alle fonti rinnovabili e all'efficienza
energetica)

1. A decorrere dall'anno 2022, una quota dei proventi annuali
derivanti dalla messa all'asta delle quote di emissione di CO2 di cui
all'articolo 23 del decreto legislativo 9 giugno 2020, n. 47, di
competenza del Ministero della transizione ecologica, è destinata
alla copertura dei costi di incentivazione delle fonti rinnovabili e
dell'efficienza energetica mediante misure che trovano copertura
sulle tariffe dell'energia. A tal fine, con il decreto di cui
all'articolo 23, comma 4 del decreto legislativo n. 47 del 2020 è
definita la quota annualmente utilizzabile per le finalità di cui al
periodo precedente.
2. Ai fini dell'attuazione del comma 1, nonchè tenuto conto di
quanto previsto dall'articolo 2 del decreto-legge 1° marzo 2021, n.
22 convertito, con modificazioni, dalla legge 22 aprile 2021, n. 55,
all'articolo 4 del decreto legislativo n. 47 del 2020, il comma 2 è
sostituito dal seguente:
"2. Il Comitato è un organo collegiale composto da quindici
membri, dei quali dieci con diritto di voto e cinque con funzioni
consultive, nominati con decreto del Ministro della transizione
ecologica. Dei dieci membri con diritto di voto quattro, compreso
il Presidente e il Vicepresidente, sono designati dal Ministro
della transizione ecologica; due dal Ministro dello sviluppo
economico; uno dal Ministro della Giustizia che ha diritto di voto
esclusivamente sulle questioni inerenti l'attività sanzionatoria;
tre dal Ministro delle infrastrutture e della mobilità
sostenibili, di cui due appartenenti all'Ente nazionale per
l'aviazione civile di seguito ENAC. I membri designati dal
Ministro delle infrastrutture e della mobilità sostenibili hanno
diritto di voto esclusivamente sulle questioni inerenti il
trasporto aereo. I cinque membri con funzioni consultive sono
designati: uno dal Ministro dell'economia e delle finanze, uno dal
Dipartimento per le politiche europee, uno dalla Conferenza
permanente per i rapporti tra lo Stato, le regioni e le province
autonome di Trento e di Bolzano e due dal Ministro degli affari
esteri e della cooperazione internazionale e svolgono le funzioni
consultive esclusivamente con riferimento alle attività di cui al
comma 10.".

ART. 16

(Progetti comuni e trasferimenti statistici con altri Stati membri)

1. Sulla base di accordi internazionali all'uopo stipulati, sono
promossi e gestiti con gli Stati membri progetti comuni e
trasferimenti statistici di produzioni di energia da fonti
rinnovabili, relativi agli obiettivi 2020 e 2030, nel rispetto dei
criteri di cui ai commi 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9 e 10 del presente
articolo.
2. Nel caso di trasferimenti statistici da altri Stati membri verso
l'Italia:
a) gli accordi sono promossi se, sulla base dei dati statistici di
produzione e delle previsioni di entrata in esercizio di nuovi
impianti, si prospetta il mancato raggiungimento da parte
dell'Italia degli obiettivi 2020 e 2030;
b) l'onere specifico per il trasferimento statistico e per i progetti
comuni non è superiore al valore medio ponderato
dell'incentivazione, in Italia, della produzione elettrica da
impianti a fonti rinnovabili entrati in esercizio nell'anno
precedente a quello di stipula dell'accordo;
c) gli accordi sono stipulati e gestiti con modalità che assicurano
che l'energia oggetto del trasferimento statistico, ovvero la
quota di energia proveniente dal progetto comune, contribuisca al
raggiungimento degli obiettivi italiani in materia di fonti
rinnovabili.
3. La copertura dei costi per i trasferimenti statistici e i progetti
comuni di cui al comma 1, è assicurata dalle tariffe dell'energia
elettrica e del gas naturale, con modalità fissate dall'ARERA
successivamente alla stipula di ciascun accordo.
4. Nel caso di trasferimenti statistici dall'Italia verso altri Stati
membri o regioni dell'Unione europea:
a) l'energia oggetto del trasferimento statistico, ovvero la quota di
energia proveniente dal progetto comune, è determinata in modo da
assicurare comunque il raggiungimento degli obiettivi italiani;
b) in caso di trasferimenti statistici, la scelta dello Stato o degli
Stati membri verso cui ha effetto il trasferimento statistico
avviene, a cura del Ministero della transizione ecologica,
mediante valutazione delle manifestazioni di interesse,
considerando anche il criterio del migliore vantaggio economico
conseguibile;
c) i proventi derivanti dal trasferimento statistico sono attributi
direttamente alla Cassa per i servizi energetici e ambientali (di
seguito: CSEA) e sono destinati, secondo modalità stabilite
dall'ARERA sulla base di indirizzi adottati dal Ministro della
transizione ecologica, alla riduzione degli oneri generali di
sistema relativi al sostegno delle fonti rinnovabili ed alla
ricerca di sistema elettrico, ovvero ad altre finalità connesse
agli obiettivi italiani 2020 e 2030;
d) gli accordi sono notificati alla Commissione entro dodici mesi
dalla fine di ciascun anno in cui hanno efficacia, indicando anche
la quantità e il prezzo dell'energia in questione, ovvero sono
perfezionati sulla piattaforma dell'Unione per lo sviluppo delle
rinnovabili ("Union renewable development platform" - URDP)
sviluppata dalla Commissione europea.
5. Per gli accordi di cui al presente articolo sono in ogni caso
stabilite le misure necessarie ad assicurare il monitoraggio
dell'energia trasferita.
6. La cooperazione per progetti comuni con altri Stati membri può
comprendere operatori privati.
7. Il Ministero della transizione ecologica notifica alla Commissione
la quota o la quantità di energia elettrica, calore e freddo da
fonti rinnovabili prodotte nell'ambito di progetti comuni realizzati
sul proprio territorio che siano stati messi in servizio dopo il 25
giugno 2009 o grazie all'incremento di capacità di un impianto
ristrutturato dopo tale data, da computare ai fini della quota di
energia da fonti rinnovabili di un altro Stato membro.
8. La notifica di cui al comma 7:
a) fornisce la descrizione dell'impianto proposto o l'indicazione
dell'impianto ristrutturato;
b) specifica la quota o la quantità di energia elettrica, calore o
freddo prodotte dall'impianto che sono computate ai fini della
quota di energia da fonti rinnovabili dell'altro Stato membro;
c) indica lo Stato membro in favore del quale è effettuata la
notifica;
d) precisa il periodo, in anni civili interi, durante il quale
l'energia elettrica o il calore o freddo prodotti dall'impianto a
partire da fonti rinnovabili sono computati ai fini della quota di
energia da fonti rinnovabili dell'altro Stato membro.
9. Entro tre mesi dalla fine di ciascun anno che ricade nel periodo
di cui al comma 8, lettera d), il Ministero della transizione
ecologica emette una lettera di notifica alla Commissione europea e
allo Stato membro interessato, in cui dichiara:
a) la quantità totale di energia elettrica o di calore o freddo
prodotta durante quell'anno da fonti rinnovabili dall'impianto
oggetto della notifica di cui al comma 7;
b) la quantità di energia elettrica o di calore o freddo prodotta
durante quell'anno da fonti rinnovabili da tale impianto che è
computata ai fini della quota di energia da fonti rinnovabili di
un altro Stato membro conformemente a quanto indicato nella
notifica.
10. La notifica di cui al comma 9, è trasmessa allo Stato membro a
favore del quale è effettuata la notifica e alla Commissione.
11. L'articolo 35 del decreto legislativo n. 28 del 2011, è
abrogato.

ART. 17

(Progetti comuni con Paesi terzi)

1. Ai fini del conseguimento degli obiettivi nazionali in materia di
energie rinnovabili di cui all'articolo 3, è incentivata
l'importazione di elettricità da fonti rinnovabili proveniente da
Stati non appartenenti all'Unione europea, sulla base di accordi
internazionali all'uopo stipulati con lo Stato da cui l'elettricità
da fonti rinnovabili è importata. Tali accordi si conformano ai
seguenti criteri:
a) il sostegno è effettuato mediante il riconoscimento, sull'energia
immessa nel sistema elettrico nazionale, di un incentivo che,
rispetto a quello riconosciuto in Italia alle fonti e alle
tipologie impiantistiche da cui l'elettricità è prodotta nel
Paese terzo, è di pari durata e di entità inferiore, in misura
fissata negli accordi di cui al presente articolo, tenendo conto
della maggiore producibilità ed efficienza degli impianti nei
Paesi terzi e del valore medio dell'incentivazione delle fonti
rinnovabili in Italia;
b) la quantità di energia elettrica prodotta ed importata non ha
beneficiato di regimi di sostegno del Paese Terzo dal quale
proviene, diversi da aiuti agli investimenti concessi per la
realizzazione degli impianti;
c) gli accordi sono stipulati e gestiti col fine di assicurare che
l'energia prodotta e importata contribuisca al raggiungimento
della quota complessiva di energia da fonti rinnovabili da
conseguire al 2030 rispettando in particolare le seguenti
condizioni:
1) una quantità di energia elettrica equivalente all'energia
elettrica contabilizzata è stata definitivamente attribuita
alla capacità di interconnessione assegnata da parte di tutti
i gestori del sistema di trasmissione responsabile nel paese
d'origine, nel paese di destinazione e, se del caso, in
ciascun paese terzo di transito;
2) una quantità di energia elettrica equivalente all'energia
elettrica contabilizzata è stata definitivamente registrata
nella tabella di programmazione da parte del gestore del
sistema di trasmissione responsabile nella parte dell'Unione
di un interconnettore;
3) la capacità nominata e la produzione di energia elettrica da
fonti rinnovabili da parte dell'impianto di cui al punto 4) si
riferiscono allo stesso periodo;
4) l'energia elettrica è prodotta in impianti entrati in
esercizio dopo il 25 giugno 2009 o da impianti che sono stati
ristrutturati, accrescendone la capacità, dopo tale data.
d) sono stabilite le misure necessarie ad assicurare il monitoraggio
dell'energia da fonti rinnovabili importata;
e) l'energia elettrica da fonti rinnovabili in un Paese terzo è
presa in considerazione se è stata prodotta nel pieno rispetto
del diritto internazionale in un paese terzo che risulta parte
della convenzione del Consiglio d'Europa per la salvaguardia dei
diritti dell'uomo e delle libertà fondamentali o di altri
trattati o convenzioni internazionali sui diritti umani;
f) la quota o la quantità di energia elettrica prodotta da qualsiasi
impianto nel territorio di un Paese terzo, computata ai fini della
quota di energia rinnovabile di uno o più Stati membri
nell'ambito della direttiva (UE) 2018/2001, è notificata alla
Commissione Europea. La quota o la quantità non è superiore alla
quota o alla quantità effettivamente esportata nell'Unione e ivi
consumata, corrisponde alla quantità di cui al comma 1, lettera
c), punti 1) e 2), ed è conforme alle condizioni di cui al comma
1, lettera c).
2. Con decreto del Presidente del Consiglio dei ministri, su proposta
del Ministro della transizione ecologica, di concerto con i Ministri
degli affari esteri e della cooperazione internazionale può essere
stabilito, salvaguardando gli accordi già stipulati, un valore
dell'incentivo diverso da quello di cui alla lettera a) del comma 1,
contemperando gli oneri economici conseguenti al riconoscimento
dell'incentivo stesso e gli effetti economici del mancato
raggiungimento degli obiettivi.
3. La notifica di cui al comma 1, lettera f), è trasmessa al Paese
terzo a favore del quale è effettuata la notifica e alla Commissione
europea.
4. Gli articoli 36 e 37 del decreto legislativo n. 28 del 2011 sono
abrogati.

ART. 18

(Principi e regimi generali di autorizzazione)

1. Il presente Capo apporta semplificazioni ai procedimenti
autorizzativi e amministrativi introdotti dal decreto legislativo 3
marzo 2011, n. 28, per gli impianti di produzione di energia da fonti
rinnovabili, nel rispetto dei principi di proporzionalità e
adeguatezza sulla base delle specifiche caratteristiche di ogni
singola applicazione.
2. All'articolo 4 del decreto legislativo 3 marzo 2011, n. 28, il
comma 2 è sostituito dal seguente:
«2. I regimi di autorizzazione per la costruzione e l'esercizio
degli impianti a fonti rinnovabili sono regolati dai seguenti
articoli, secondo un criterio di proporzionalita':
a) comunicazione relativa alle attività in edilizia libera di cui
all'articolo 6, comma 11;
b) dichiarazione di inizio lavori asseverata di cui all'articolo
6-bis;
c) procedura abilitativa semplificata di cui all'articolo 6;
d) autorizzazione unica di cui all'articolo 5.».
3. A seguito dell'entrata in vigore della disciplina statale e
regionale per l'individuazione di superfici e aree idonee ai sensi
dell'articolo 20, sono aggiornate le linee guida per l'autorizzazione
degli impianti a fonti rinnovabili di cui all'articolo 12, comma 10,
del decreto legislativo 29 dicembre 2003, n. 387.

ART. 19

(Piattaforma unica digitale per impianti a fonti rinnovabili)

1. Entro centottanta giorni dalla data di entrata in vigore del
presente decreto, con decreto del Ministro della transizione
ecologica, d'intesa con la Conferenza unificata di cui all'articolo 8
del decreto legislativo 28 agosto 1997, n. 281, è istituita una
piattaforma unica digitale per la presentazione delle istanze di cui
all'articolo 4, comma 2 del decreto legislativo 3 marzo 2011, n. 28,
realizzata e gestita dal GSE. In sede di prima applicazione, la
piattaforma è funzionale alla presentazione delle istanze per
l'autorizzazione unica di cui all'articolo 5 del decreto legislativo
3 marzo 2011, n. 28.
2. La piattaforma di cui al comma 1, fornisce guida e assistenza
lungo tutte le fasi della procedura amministrativa e garantisce
l'interoperabilità con gli strumenti informatici per la
presentazione delle istanze già operativi in ambito nazionale,
regionale, provinciale o comunale.
3. Entro centottanta giorni dalla data di entrata in vigore del
presente decreto, con decreto del Ministro della transizione
ecologica, d'intesa con la Conferenza unificata di cui all'articolo 8
del decreto legislativo 28 agosto 1997, n. 281, sono adottati modelli
unici per le procedure di autorizzazione di cui all'articolo 4, comma
2 del decreto legislativo 3 marzo 2011, n. 28.

ART. 20

(Disciplina per l'individuazione di superfici e aree idonee per
l'installazione di impianti a fonti rinnovabili)

1. Con uno o più decreti del Ministro della transizione ecologica
di concerto con il Ministro della cultura, e il Ministro delle
politiche agricole, alimentari e forestali, previa intesa in sede di
Conferenza unificata di cui all'articolo 8 del decreto legislativo 28
agosto 1997, n. 281, da adottare entro centottanta giorni dalla data
di entrata in vigore del presente decreto, sono stabiliti principi e
criteri omogenei per l'individuazione delle superfici e delle aree
idonee e non idonee all'installazione di impianti a fonti rinnovabili
aventi una potenza complessiva almeno pari a quella individuata come
necessaria dal PNIEC per il raggiungimento degli obiettivi di
sviluppo delle fonti rinnovabili. In via prioritaria, con i decreti
di cui al presente comma si provvede a:
a) dettare i criteri per l'individuazione delle aree idonee
all'installazione della potenza eolica e fotovoltaica indicata nel
PNIEC, stabilendo le modalità per minimizzare il relativo impatto
ambientale e la massima porzione di suolo occupabile dai suddetti
impianti per unità di superficie, nonchè dagli impianti a fonti
rinnovabili di produzione di energia elettrica già installati e le
superfici tecnicamente disponibili;
b) indicare le modalità per individuare superfici, aree
industriali dismesse e altre aree compromesse, aree abbandonate e
marginali idonee alla installazione di impianti a fonti rinnovabili.
2. Ai fini del concreto raggiungimento degli obiettivi di sviluppo
delle fonti rinnovabili previsti dal PNIEC, i decreti di cui al comma
1, stabiliscono altresì la ripartizione della potenza installata fra
Regioni e Province autonome, prevedendo sistemi di monitoraggio sul
corretto adempimento degli impegni assunti e criteri per il
trasferimento statistico fra le medesime Regioni e Province autonome,
da effettuare secondo le regole generali di cui all'Allegato I, fermo
restando che il trasferimento statistico non può pregiudicare il
conseguimento dell'obiettivo della Regione o della Provincia autonoma
che effettua il trasferimento.
3. Ai sensi dell'articolo 5, comma 1, lettere a) e b), della legge
22 aprile 2021, n. 53, nella definizione della disciplina inerente le
aree idonee, i decreti di cui al comma 1, tengono conto delle
esigenze di tutela del patrimonio culturale e del paesaggio, delle
aree agricole e forestali, della qualità dell'aria e dei corpi
idrici, privilegiando l'utilizzo di superfici di strutture edificate,
quali capannoni industriali e parcheggi, e verificando l'idoneità di
aree non utilizzabili per altri scopi, ivi incluse le superfici
agricole non utilizzabili, compatibilmente con le caratteristiche e
le disponibilità delle risorse rinnovabili, delle infrastrutture di
rete e della domanda elettrica, nonchè tenendo in considerazione la
dislocazione della domanda, gli eventuali vincoli di rete e il
potenziale di sviluppo della rete stessa.
4. Conformemente ai principi e criteri stabiliti dai decreti di cui
al comma 1, entro centottanta giorni dalla data di entrata in vigore
dei medesimi decreti, le Regioni individuano con legge le aree
idonee, anche con il supporto della piattaforma di cui all'articolo
21. Nel caso di mancata adozione della legge di cui al periodo
precedente, ovvero di mancata ottemperanza ai principi, ai criteri e
agli obiettivi stabiliti dai decreti di cui al comma 1, si applica
l'articolo 41 della legge 24 dicembre 2012, n. 234. Le Province
autonome provvedono al processo programmatorio di individuazione
delle aree idonee ai sensi dello Statuto speciale e delle relative
norme di attuazione.
5. In sede di individuazione delle superfici e delle aree idonee
per l'installazione di impianti a fonti rinnovabili sono rispettati i
principi della minimizzazione degli impatti sull'ambiente, sul
territorio, sul patrimonio culturale e sul paesaggio, fermo restando
il vincolo del raggiungimento degli obiettivi di decarbonizzazione al
2030 e tenendo conto della sostenibilità dei costi correlati al
raggiungimento di tale obiettivo.
6. Nelle more dell'individuazione delle aree idonee, non possono
essere disposte moratorie ovvero sospensioni dei termini dei
procedimenti di autorizzazione.
7. Le aree non incluse tra le aree idonee non possono essere
dichiarate non idonee all'installazione di impianti di produzione di
energia rinnovabile, in sede di pianificazione territoriale ovvero
nell'ambito di singoli procedimenti, in ragione della sola mancata
inclusione nel novero delle aree idonee.
8. Nelle more dell'individuazione delle aree idonee sulla base dei
criteri e delle modalità stabiliti dai decreti di cui al comma 1,
sono considerate aree idonee, ai fini di cui al comma 1 del presente
articolo:
a) i siti ove sono già installati impianti della stessa fonte e
in cui vengono realizzati interventi di modifica non sostanziale ai
sensi dell'articolo 5, commi 3 e seguenti, del decreto legislativo 3
marzo 2011 n. 28;
b) le aree dei siti oggetto di bonifica individuate ai sensi del
Titolo V, Parte quarta, del decreto legislativo 3 aprile 2006, n.
152;
c) le cave e miniere cessate, non recuperate o abbandonate o in
condizioni di degrado ambientale.

ART. 21

(Piattaforma digitale per le Aree idonee)

1. Per garantire un adeguato servizio di supporto alle Regioni e alle
Province autonome nel processo di individuazione delle aree idonee e
nelle attività di monitoraggio ad esso connesse, con decreto del
Ministero della transizione ecologica da emanarsi, previa intesa in
sede di Conferenza unificata di cui all'articolo 8 del decreto
legislativo 28 agosto 1997, n. 281, entro centottanta giorni dalla
data di entrata in vigore del presente decreto, sono regolamentate le
modalità di funzionamento di una piattaforma digitale realizzata
presso il GSE con la finalità di includere tutte le informazioni e
gli strumenti necessari alla Regioni e Province autonome per
connettere ed elaborare i dati per la caratterizzazione e
qualificazione del territorio, anche in relazione alle infrastrutture
già realizzate e presenti nonchè in relazione a quelle autorizzate
e in corso di autorizzazione, la stima del potenziale e la
classificazione delle superfici e delle aree. La predetta piattaforma
include i dati di monitoraggio di cui all'articolo 48. I dati sono
trattati per le finalità istituzionali connesse e strumentali al
servizio reso alle Regioni e Province autonome.

ART. 22

(Procedure autorizzative specifiche per le Aree Idonee)

1. La costruzione e l'esercizio di impianti di produzione di
energia da fonti rinnovabili nelle aree idonee sono disciplinati
secondo le seguenti disposizioni:
a) nei procedimenti di autorizzazione di impianti di produzione
di energia elettrica alimentati da fonti rinnovabili su aree idonee,
l'autorità competente in materia paesaggistica si esprime con parere
obbligatorio non vincolante. Decorso inutilmente il termine per
l'espressione del parere non vincolante, l'amministrazione competente
provvede comunque sulla domanda di autorizzazione;
b) i termini delle procedure di autorizzazione per impianti in
aree idonee sono ridotti di un terzo.

ART. 23

(Procedure autorizzative per impianti off-shore e individuazione aree
idonee)

1. L'articolo 12, comma 3, ultimo periodo, del decreto legislativo
29 dicembre 2003, n. 387, è sostituito dal seguente: «Per gli
impianti off-shore l'autorizzazione è rilasciata dal Ministero della
transizione ecologica di concerto il Ministero delle infrastrutture e
della mobilità sostenibili e sentito, per gli aspetti legati
all'attività di pesca marittima, il Ministero delle politiche
agricole, alimentari e forestali, nell'ambito del provvedimento
adottato a seguito del procedimento unico di cui al comma 4,
comprensivo del rilascio della concessione d'uso del demanio
marittimo.».
2. Nel rispetto delle esigenze di tutela dell'ecosistema marino e
costiero, dello svolgimento dell'attività di pesca, del patrimonio
culturale e del paesaggio, nell'ambito della completa individuazione
delle aree idonee per l'installazione di impianti di produzione di
energia rinnovabile off-shore, sono considerate tali le aree
individuate per la produzione di energie rinnovabili dal Piano di
gestione dello spazio marittimo produzione di energia da fonti
rinnovabili ai sensi dell'articolo 5, comma 1, lettera c), del
decreto legislativo 17 ottobre 2016 n. 201, e del decreto del
Presidente del Consiglio dei ministri 1 dicembre 2017, recante
"Approvazione delle linee guida contenenti gli indirizzi e i criteri
per la predisposizione dei piani di gestione dello spazio marittimo",
pubblicato nella Gazzetta Ufficiale n.19 del 24 gennaio 2018. Entro
centottanta giorni dalla data di entrata in vigore del presente
decreto si provvede all'adozione del piano di cui al periodo
precedente con le modalità di cui all'articolo 5, comma 5, del
decreto legislativo 17 ottobre 2016 n. 201.
3. Nelle more dell'adozione del piano di gestione dello spazio
marittimo di cui al comma 2, sono comunque considerate idonee:
a) fatto salvo quanto stabilito dal decreto del Ministro dello
sviluppo economico del 15 febbraio 2019 recante "Linee guida
nazionali per la dismissione mineraria delle piattaforme per la
coltivazione di idrocarburi in mare e delle infrastrutture connesse",
pubblicato nella Gazzetta Ufficiale n. 57 dell'8 marzo 2019, le
piattaforme petrolifere in disuso e l'area distante 2 miglia nautiche
da ciascuna piattaforma;
b) i porti, per impianti eolici fino a 100 MW di potenza
istallata, previa eventuale variante del Piano regolatore portuale,
ove necessaria, da adottarsi entro 6 mesi dalla presentazione della
richiesta.
4. Nei procedimenti di autorizzazione di impianti di produzione di
energia elettrica alimentati da fonti rinnovabili off-shore,
localizzati nelle aree individuate ai sensi dei commi 2 e 3:
a) l'autorità competente in materia paesaggistica si esprime con
parere obbligatorio non vincolante individuando, ove necessario,
prescrizioni specifiche finalizzate al migliore inserimento nel
paesaggio e alla tutela di beni di interesse archeologico;
b) i termini procedurali per il rilascio dell'autorizzazione sono
ridotti di un terzo.
5. Nelle more dell'individuazione delle aree idonee, non possono
essere disposte moratorie ovvero sospensioni dei termini dei
procedimenti di autorizzazione per le domande già presentate.
6. Entro novanta giorni dalla data di entrata in vigore del
presente decreto il Ministero della transizione ecologica, di
concerto con i Ministeri della cultura e delle infrastrutture e delle
mobilità sostenibili, adotta le linee guida per lo svolgimento dei
procedimenti di cui al presente articolo.

ART. 24

(Semplificazione del procedimento autorizzativo e delle opere
infrastrutturali funzionali alla produzione del biometano)

1. All'articolo 8-bis, del decreto legislativo 3 marzo 2011 n. 28,
sono apportate le seguenti modificazioni:
a) al comma 1, le parole: "le opere e le infrastrutture connesse»
sono sostituite dalle seguenti: «le opere connesse e le
infrastrutture necessarie alla costruzione e all'esercizio degli
impianti, inclusa l'immissione del biometano in rete".
b) al comma 1, la lettera a) è sostituita dalla seguente:
"a) la procedura abilitativa semplificata per i nuovi impianti di
capacità produttiva, come definita ai sensi dell'articolo 21,
comma 2, non superiore a 500 standard metri cubi/ora;";
c) al comma 1, dopo la lettera a), è aggiunta la seguente:
"a-bis) una comunicazione all'autorità competente per gli
interventi di parziale o completa riconversione alla produzione di
biometano di impianti di produzione di energia elettrica
alimentati a biogas, gas di discarica, gas residuati dai processi
di depurazione qualora le modifiche siano non sostanziali. In tal
caso, entro novanta giorni dal ricevimento della comunicazione,
l'autorità competente aggiorna l'autorizzazione rilasciata per
esplicitare la quantità in termini di peso e la tipologia di
materiale destinata esclusivamente alla produzione di biometano.";
d) al comma 1, lettera b), dopo le parole: "lettera a)" sono aggiunte
le parole "e a-bis)";
e) dopo il comma 1, è inserito il seguente:
"1-bis. Nei casi di cui al comma 1, lettera a-bis), le modifiche
si considerano non sostanziali se, rispetto alla situazione
esistente, non determinano un incremento delle emissioni in
atmosfera e se il sito interessato non è ampliato più del 25 per
cento in termini di superficie occupata. Nel caso di modifiche
sostanziali, l'interessato invia all'autorità competente la
domanda di autorizzazione ai sensi del comma 1 e i termini
procedimentali per il rilascio della nuova autorizzazione sono
ridotti della metà, fermo restando che il provvedimento finale
dovrà esplicitare la quantità in termini di peso e la tipologia
di materiale destinata esclusivamente alla produzione di
biometano.".
2. Il biometano, che rispetta le caratteristiche di cui all'articolo
3 del decreto del Ministro dello sviluppo economico 2 marzo 2018,
prodotto a partire da sostanze classificate come rifiuti ai sensi
dell'articolo 183, comma 1, lettera a), del decreto legislativo 3
aprile 2006, n. 152, cessa di essere qualificato come rifiuto ai
sensi e per gli effetti dell'articolo 184-ter del medesimo decreto
legislativo n. 152 del 2006.

ART. 25

(Semplificazioni per l'installazione di impianti a fonti rinnovabili
al servizio di edifici)

1. Al fine di promuovere l'installazione di impianti per la
produzione di energia rinnovabile per il riscaldamento e il
raffrescamento negli edifici, favorendo la semplificazione e
l'armonizzazione delle procedure autorizzative, si applicano le
disposizioni di cui all'Allegato II del presente decreto.
2. I procedimenti pendenti alla data di entrata in vigore delle
disposizioni di cui al presente articolo sono disciplinati dalla
previgente disciplina, ferma restando per il proponente la
possibilità di optare per la procedura semplificata di cui
all'Allegato II del presente decreto.
3. Decorsi centoventi giorni dalla data di entrata in vigore del
presente decreto:
a) con il modello unico semplificato di cui al decreto del
Ministro dello sviluppo economico 19 maggio 2015, recante
"Approvazione del modello unico per la realizzazione, la connessione
e l'esercizio di piccoli impianti fotovoltaici integrati sui tetti
degli edifici", pubblicato nella Gazzetta Ufficiale n. 121 del 27
maggio 2015, è possibile richiedere anche il ritiro dell'energia
elettrica da parte del GSE, ivi incluso il ritiro dedicato di cui
all'articolo 13, comma 3, del decreto legislativo 29 dicembre 2003,
n. 387;
b) il campo di applicazione del decreto di cui alla lettera a),
è esteso agli impianti fotovoltaici di potenza fino a 50kW.
4. Con il modello unico semplificato di cui al comma 3, lettera a),
è possibile richiedere al GSE l'accesso ai meccanismi di cui
all'articolo 8 e all'articolo 7, comma 1, lettera a), decorsi
sessanta giorni dalla data di entrata in vigore dei rispettivi
decreti attuativi.
5. Le istanze presentate mediante il modello unico semplificato di
cui al comma 3, lettera a), sono trasferite dai gestori di rete alla
piattaforma digitale di cui all'articolo 19, ovvero alle piattaforme
di cui all'articolo 19, comma 2, con modalità esclusivamente
informatizzate.
6. A decorrere dalla data di entrata in vigore del presente
decreto, l'articolo 7 del decreto legislativo 3 marzo 2011, n. 28, è
abrogato.

ART. 26

(Obbligo di utilizzo dell'energia rinnovabile per il miglioramento
della prestazione energetica degli edifici)

1. I progetti di edifici di nuova costruzione ed i progetti di
ristrutturazioni rilevanti degli edifici esistenti, per i quali la
richiesta del titolo edilizio è presentata decorsi centottanta
giorni dalla data di entrata in vigore del presente decreto,
prevedono l'utilizzo di fonti rinnovabili per la copertura dei
consumi di calore, di elettricità e per il raffrescamento secondo i
principi minimi di integrazione di cui all'Allegato III del presente
decreto.
2. Ferma restando l'acquisizione dei relativi atti di assenso,
comunque denominati, le disposizioni di cui al comma 1, si applicano
agli edifici di cui alla Parte seconda e all'articolo 136, comma 1,
lettere b) e c), del codice dei beni culturali e del paesaggio, di
cui al decreto legislativo 22 gennaio 2004, n. 42, e a quelli
specificamente individuati come tali negli strumenti urbanistici,
solo ove non incompatibili con i suddetti vincoli. Qualora, a seguito
dell'acquisizione del parere dell'autorità competente sui predetti
vincoli, il progettista evidenzi che il rispetto delle prescrizioni
implica un'alterazione incompatibile con il loro carattere o aspetto,
con particolare riferimento ai caratteri storici e artistici e
paesaggistici, si applicano le disposizioni previste al comma 9.
3. Le disposizioni di cui al comma 1, non si applicano agli edifici
destinati a soddisfare esigenze meramente temporanee, e comunque da
rimuovere entro il termine di 24 mesi dalla data della fine lavori di
costruzione. A tal fine, l'indicazione di temporaneità dell'edificio
e i termini per la rimozione devono essere espressamente contenuti
nel pertinente titolo abilitativo alla costruzione.
4. L'inosservanza dell'obbligo di cui al comma 1, comporta il diniego
del rilascio del titolo edilizio.
5. Il progettista inserisce i calcoli e le verifiche previste
dall'Allegato III nella relazione di cui all'articolo 8, comma 1, del
decreto legislativo 4 agosto 2005, n. 192, o provvedimento
equivalente di Regione o Provincia autonoma. Una copia della
relazione suddetta è trasmessa al GSE ai fini del monitoraggio del
conseguimento degli obiettivi in materia di fonti rinnovabili di
energia e al fine di alimentare il Portale per l'efficienza
energetica degli edifici di cui all'articolo 4-quater del decreto
legislativo 19 agosto 2005, n. 192.
6. Gli impianti alimentati da fonti rinnovabili realizzati ai fini
dell'assolvimento degli obblighi di cui al comma 1, a eccezione di
quelli realizzati a servizio di edifici di nuova costruzione,
accedono agli incentivi statali previsti per la promozione delle
fonti rinnovabili, ivi inclusi fondi di garanzia e fondi di rotazione
per l'erogazione di prestiti a tasso agevolato, fermo restando il
rispetto dei criteri e delle condizioni di accesso e cumulabilità
stabilite da ciascun meccanismo.
7. Le Regioni e le Province autonome possono stabilire incrementi dei
valori di cui all'Allegato III e prevedere che il rispetto
dell'obbligo di cui al comma 1, debba essere assicurato, in tutto o
in parte, ricorrendo ad impieghi delle fonti rinnovabili diversi
dalla combustione delle biomasse, qualora ciò risulti necessario per
assicurare il processo di raggiungimento e mantenimento dei valori di
qualità dell'aria.
8. Gli obblighi previsti da atti normativi regionali o comunali in
materia di obbligo di integrazione delle fonti rinnovabili negli
edifici sono adeguati alle disposizioni del presente articolo entro
centottanta giorni dalla data di entrata in vigore del presente
decreto. Decorso inutilmente il predetto termine, si applicano le
disposizioni di cui al presente articolo.
9. L'impossibilità tecnica di ottemperare, in tutto o in parte, agli
obblighi di integrazione di cui al comma 1, è evidenziata dal
progettista nella relazione di cui all'articolo 8, comma 1, del
decreto legislativo 19 agosto 2005, n. 192, e dettagliata esaminando
la non fattibilità di tutte le diverse opzioni tecnologiche
disponibili. In tali casi il valore di energia primaria non
rinnovabile dell'edificio è ridotto secondo quanto previsto
all'Allegato III, paragrafo 4.
10. Gli obblighi di cui al comma 1, del presente articolo non si
applicano agli edifici pubblici posti nella disponibilità di corpi
armati, nel caso in cui l'adempimento degli stessi risulti
incompatibile con la loro natura e con la loro destinazione ovvero
qualora vengano in rilievo materiali utilizzati unicamente a fini
militari.
11. Decorsi centottanta giorni dalla data di entrata in vigore del
presente decreto, sono abrogati l'articolo 11 e l'Allegato 3 al
decreto legislativo 3 marzo 2011, n. 28.

ART. 27

(Obbligo di incremento dell'energia rinnovabile termica nelle
forniture di energia)

1. A decorrere dal 1° gennaio 2024, le società che effettuano
vendita di energia termica sotto forma di calore per il riscaldamento
e il raffrescamento a soggetti terzi per quantità superiori a 500
TEP annui provvedono affinchè una quota dell'energia venduta sia
rinnovabile.
2. Con decreto del Ministro della transizione ecologica da adottarsi
entro il 31 dicembre 2022 sono definite le modalita':
a) di attuazione dell'obbligo di cui al comma 1, secondo traiettorie
annuali coerenti con gli obiettivi generali di cui all'articolo 3,
comma 2;
b) di verifica del rispetto dell'obbligo di cui al comma 1;
c) con cui può essere ridotta la soglia di cui al comma 1, tenendo
conto dell'evoluzione del grado di raggiungimento degli obiettivi
di cui all'articolo 3, e della sostenibilità economica degli
investimenti;
d) con cui i soggetti obbligati che non rispettano l'obbligo di cui
al comma 1 provvedono al versamento di un contributo compensativo
in un fondo appositamente costituito presso la Cassa per i servizi
energetici e ambientali finalizzato alla realizzazione di
interventi con effetto equivalente ai fini del raggiungimento
degli obiettivi di cui all'articolo 3;
e) per l'utilizzo delle risorse confluite nel fondo di cui alla
lettera d), secondo criteri di massima efficienza e riduzione dei
costi nell'individuazione dei contributi compensativi per i
soggetti obbligati al versamento.

ART. 28

(Accordi di compravendita di energia elettrica da fonti rinnovabili a
lungo termine)

1. Entro centottanta giorni dalla data di entrata in vigore del
presente decreto, il Gestore dei Mercati Energetici - GME S.p.A. (di
seguito: GME), al fine di assicurare un avvio graduale delle
contrattazioni di lungo termine di energia rinnovabile, realizza una
bacheca informatica con lo scopo di promuovere l'incontro tra le
parti potenzialmente interessate alla stipula di tali contratti. La
bacheca, nel rispetto della normativa in materia di protezione dei
dati personali, prevede l'obbligo di registrazione dei dati dei
contratti che risultano necessari a garantire la massima diffusione
degli esiti e il monitoraggio, anche ai fini della realizzazione del
mercato organizzato di cui al comma 2.
2. Tenuto conto dell'evoluzione del mercato dei contratti di lungo
termine, della liquidità della domanda e dell'offerta, nonchè di
specifici rapporti di monitoraggio forniti dal GME, il Ministero
della transizione ecologica può fornire indirizzi al GME stesso,
affinchè sia sviluppata una piattaforma di mercato organizzato, a
partecipazione volontaria, per la negoziazione di lungo termine di
energia da fonti rinnovabili. La disciplina della piattaforma di
mercato è approvata con decreto del Ministro della transizione
ecologica, sentita l'ARERA, ai sensi dell'articolo 5, comma 1, del
decreto legislativo 16 marzo 199, n. 79.
3. L'articolo 18 del decreto del Ministro dello sviluppo economico 4
luglio 2019, pubblicato nella Gazzetta Ufficiale della Repubblica
italiana n. 186 del 9 agosto 2019, è abrogato.
4. Entro centottanta giorni dalla data di entrata in vigore del
presente decreto, la Concessionaria Servizi Informativi Pubblici -
Consip S.p.A. (di seguito: Consip) definisce, con il supporto del
GSE, uno o più strumenti di gara per la fornitura di energia da
fonti rinnovabili alla Pubblica amministrazione attraverso schemi di
accordo per la compravendita di energia elettrica di lungo termine.
L'utilizzo degli strumenti di gara di cui al primo periodo si
aggiunge alle procedure di acquisto per forniture di energia
elettrica da fonti rinnovabili definite da Consip, nell'ambito del
piano d'azione nazionale sugli acquisti verdi della pubblica
amministrazione, al fine di consentire a quest'ultima di acquistare
prevalentemente energia da fonti rinnovabili.
5. Al fine di garantire l'aggregazione di più clienti finali e la
partecipazione attiva dei consumatori, domestici e non domestici,
connessi in bassa e media tensione, nell'acquisto di energia
elettrica a lungo termine prodotta da impianti a fonti rinnovabili,
l'ARERA, entro centottanta giorni dalla data di entrata in vigore del
presente decreto, integra le linee guida in materia di gruppi di
acquisto di cui alla legge 4 agosto 2017, n. 124, in modo da
promuovere, fra le diverse modalità, anche l'approvvigionamento
mediante contratti di lungo termine, anche per il tramite degli
aggregatori indipendenti e prevedendo che i consumatori interessati
ricevano adeguata assistenza informativa per l'adesione alla
piattaforma di cui al comma 1.

ART. 29

(Requisiti e specifiche tecniche)

1. Decorsi centottanta giorni dalla data di entrata in vigore del
presente decreto, gli impianti di produzione di energia termica da
fonti rinnovabili che richiedono incentivi, comunque denominati,
rispettano i requisiti minimi di cui all'Allegato IV.
2. A decorrere dalla data di cui al comma 1, sono abrogati l'articolo
10 e l'Allegato 2 al decreto legislativo 3 marzo 2011, n. 28.

ART. 30

(Autoconsumatori di energia rinnovabile)

1. Un cliente finale che diviene autoconsumatore di energia
rinnovabile:
a) produce e accumula energia elettrica rinnovabile per il
proprio consumo:
1) realizzando un impianto di produzione a fonti rinnovabili
direttamente interconnesso all'utenza del cliente finale. In tal
caso, l'impianto dell'autoconsumatore di energia rinnovabile può
essere di proprietà di un terzo o gestito da un terzo in relazione
all'installazione, all'esercizio, compresa la gestione dei contatori,
e alla manutenzione, purchè il terzo resti soggetto alle istruzioni
dell'autoconsumatore di energia rinnovabile. Il terzo non è di per
sè considerato un autoconsumatore di energia rinnovabile;
2) con uno o più impianti di produzione da fonti rinnovabili
ubicati presso edifici o in siti diversi da quelli presso il quale
l'autoconsumatore opera, fermo restando che tali edifici o siti
devono essere nella disponibilità dell'autoconsumatore stesso. In
tal caso, l'autoconsumatore può utilizzare la rete di distribuzione
esistente per condividere l'energia prodotta dagli impianti a fonti
rinnovabili e consumarla nei punti di prelievo nella titolarità
dello stesso autoconsumatore;
b) vende l'energia elettrica rinnovabile autoprodotta e può
offrire servizi ancillari e di flessibilità, eventualmente per il
tramite di un aggregatore;
c) nel caso in cui operi con le modalità di cui alla lettera a),
può accedere agli strumenti di incentivazione di cui all'articolo 8,
e alle compensazioni di cui all'articolo 32, comma 3, lettera a).
2. Nel caso in cui più clienti finali si associno per divenire
autoconsumatori di energia rinnovabile che agiscono collettivamente:
a) gli autoconsumatori devono trovarsi nello stesso edificio o
condominio;
b) ciascun autoconsumatore può produrre e accumulare energia
elettrica rinnovabile con le modalità di cui al comma 1, ovvero
possono essere realizzati impianti comuni;
c) si utilizza la rete di distribuzione per condividere l'energia
prodotta dagli impianti a fonti rinnovabili, anche ricorrendo a
impianti di stoccaggio, con le medesime modalità stabilite per le
comunità energetiche dei cittadini;
d) l'energia autoprodotta è utilizzata prioritariamente per i
fabbisogni degli autoconsumatori e l'energia eccedentaria può essere
accumulata e venduta anche tramite accordi di compravendita di
energia elettrica rinnovabile, direttamente o mediante aggregazione;
e) la partecipazione al gruppo di autoconsumatori di energia
rinnovabile che agiscono collettivamente non può costituire
l'attività commerciale e industriale principale delle imprese
private.

ART. 31

(Comunità energetiche rinnovabili)

1. I clienti finali, ivi inclusi i clienti domestici, hanno il
diritto di organizzarsi in comunità energetiche rinnovabili, purchè
siano rispettati i seguenti requisiti:
a) l'obiettivo principale della comunità è quello di fornire
benefici ambientali, economici o sociali a livello di comunità ai
suoi soci o membri o alle aree locali in cui opera la comunità e non
quello di realizzare profitti finanziari;
b) la comunità è un soggetto di diritto autonomo e l'esercizio
dei poteri di controllo fa capo esclusivamente a persone fisiche,
PMI, enti territoriali e autorità locali, ivi incluse le
amministrazioni comunali, gli enti di ricerca e formazione, gli enti
religiosi, quelli del terzo settore e di protezione ambientale
nonchè le amministrazioni locali contenute nell'elenco delle
amministrazioni pubbliche divulgato dall'Istituto Nazionale di
Statistica (di seguito: ISTAT) secondo quanto previsto all'articolo
1, comma 3, della legge 31 dicembre 2009, n. 196, che sono situate
nel territorio degli stessi Comuni in cui sono ubicati gli impianti
per la condivisione di cui al comma 2, lettera a);
c) per quanto riguarda le imprese, la partecipazione alla
comunità di energia rinnovabile non può costituire l'attività
commerciale e industriale principale;
d) la partecipazione alle comunità energetiche rinnovabili è
aperta a tutti i consumatori, compresi quelli appartenenti a famiglie
a basso reddito o vulnerabili, fermo restando che l'esercizio dei
poteri di controllo è detenuto dai soggetti aventi le
caratteristiche di cui alla lettera b).
2. Le comunità energetiche rinnovabili di cui al comma 1 operano
nel rispetto delle seguenti condizioni:
a) fermo restando che ciascun consumatore che partecipa a una
comunità può detenere impianti a fonti rinnovabili realizzati con
le modalità di cui all'articolo 30, comma 1, lettera a), punto 1, ai
fini dell'energia condivisa rileva solo la produzione di energia
rinnovabile degli impianti che risultano nella disponibilità e sotto
il controllo della comunità;
b) l'energia autoprodotta è utilizzata prioritariamente per
l'autoconsumo istantaneo in sito ovvero per la condivisione con i
membri della comunità secondo le modalità di cui alla lettera c),
mentre l'energia eventualmente eccedentaria può essere accumulata e
venduta anche tramite accordi di compravendita di energia elettrica
rinnovabile, direttamente o mediante aggregazione;
c) i membri della comunità utilizzano la rete di distribuzione
per condividere l'energia prodotta, anche ricorrendo a impianti di
stoccaggio, con le medesime modalità stabilite per le comunità
energetiche dei cittadini. L'energia può essere condivisa
nell'ambito della stessa zona di mercato, ferma restando la
sussistenza del requisito di connessione alla medesima cabina
primaria per l'accesso agli incentivi di cui all'articolo 8, e alle
restituzioni di cui all'articolo 32, comma 3, lettera a), secondo le
modalità e alle condizioni ivi stabilite;
d) gli impianti a fonti rinnovabili per la produzione di energia
elettrica realizzati dalla comunità sono entrati in esercizio dopo
la data di entrata in vigore del presente decreto legislativo, fermo
restando la possibilità di adesione per impianti esistenti, sempre
di produzione di energia elettrica rinnovabile, per una misura
comunque non superiore al 30 per cento della potenza complessiva che
fa capo alla comunità;
e) i membri delle comunità possono accedere agli incentivi di
cui al Titolo II alle condizioni e con le modalità ivi stabilite;
f) nel rispetto delle finalità di cui al comma 1, lettera a), la
comunità può produrre altre forme di energia da fonti rinnovabili
finalizzate all'utilizzo da parte dei membri, può promuovere
interventi integrati di domotica, interventi di efficienza
energetica, nonchè offrire servizi di ricarica dei veicoli elettrici
ai propri membri e assumere il ruolo di società di vendita al
dettaglio e può offrire servizi ancillari e di flessibilità.

ART. 32

(Modalità di interazione con il sistema energetico)

1. I clienti finali organizzati in una delle configurazioni di cui
agli articoli 30 e 31:
a) mantengono i loro diritti di cliente finale, compreso quello di
scegliere il proprio venditore;
b) possono recedere in ogni momento dalla configurazione di
autoconsumo, fermi restando eventuali corrispettivi concordati in
caso di recesso anticipato per la compartecipazione agli
investimenti sostenuti, che devono comunque risultare equi e
proporzionati;
c) regolano i rapporti tramite un contratto di diritto privato che
tiene conto di quanto disposto alle lettere a) e b), e che
individua univocamente un soggetto, responsabile del riparto
dell'energia condivisa. I clienti finali partecipanti possono,
inoltre, demandare a tale soggetto la gestione delle partite di
pagamento e di incasso verso i venditori e il GSE.
2. Resta fermo che sull'energia prelevata dalla rete pubblica dai
clienti finali, compresa quella condivisa, si applicano gli oneri
generali di sistema ai sensi dell'articolo 6, comma 9, secondo
periodo, del decreto-legge 30 dicembre 2016, n. 244, convertito, con
modificazioni, dalla legge 27 febbraio 2017, n. 19.
3. Entro novanta giorni dalla data di entrata in vigore del presente
decreto, l'ARERA adotta i provvedimenti necessari a garantire
l'attuazione delle disposizioni del presente Capo. La medesima
Autorità, in particolare:
a) nei casi in cui gli impianti di produzione e i punti di prelievo
sono connessi alla porzione di rete di distribuzione sottesa alla
stessa cabina primaria, individua, anche in via forfettaria, il
valore delle componenti tariffarie disciplinate in via regolata,
nonchè di quelle connesse al costo della materia prima energia,
che non risultano tecnicamente applicabili all'energia condivisa,
in quanto energia istantaneamente autoconsumata sulla stessa
porzione di rete;
b) prevede modalità con le quali il rispetto del requisito di cui
alla lettera a) sia verificato anche attraverso modalità veloci e
semplificate, anche ai fini dell'accesso agli incentivi di cui
all'articolo 8. A tal fine, prevede che i distributori rendano
pubblici i perimetri delle cabine primarie, anche in via
semplificata o forfettaria;
c) individua le modalità con le quali i clienti domestici possono
richiedere alle rispettive società di vendita, in via opzionale,
lo scorporo in bolletta della quota di energia condivisa;
d) adotta le disposizioni necessarie affinchè i clienti finali che
partecipano a una comunità energetica rinnovabile mantengono i
diritti e gli obblighi derivanti dalla loro qualificazione come
clienti finali ovvero come clienti domestici e non possono essere
sottoposti, per il semplice fatto della partecipazione a una
comunità, a procedure o condizioni ingiustificate e
discriminatorie;
e) adotta le disposizioni necessarie affinchè per le isole minori
non interconnesse non si applichi il limite della cabina primaria
ai fini dell'accesso al meccanismo di cui alla lettera a) nonchè
agli incentivi di cui all'articolo 8.
4. Fino all'adozione dei provvedimenti di cui al comma 3, continuano
ad applicarsi le disposizioni adottate in attuazione dell'articolo
42-bis, comma 8, del decreto-legge 30 dicembre 2019, n. 162,
convertito, con modificazioni, dalla legge 28 febbraio 2020, n. 8.

ART. 33

(Monitoraggio e analisi di sistema)

1. Ai fini di garantire un sistema di monitoraggio delle
configurazioni realizzate in attuazione del presente Capo, anche in
continuità con le attività avviate in attuazione dell'articolo
42-bis del decreto-legge 30 dicembre 2019, n. 162 convertito, con
modificazioni, dalla legge 28 febbraio 2020, n. 8:
a) il GSE provvede a monitorare l'evoluzione dell'energia soggetta al
pagamento degli oneri generali di sistema e delle diverse
componenti tariffarie tenendo conto delle possibili traiettorie di
crescita delle configurazioni di autoconsumo e dell'evoluzione del
fabbisogno complessivo delle diverse componenti;
b) la Società Ricerca sul sistema energetico - RSE S.p.A. (di
seguito: RSE), anche in esito alle campagne di misura e
monitoraggio già attivate in attuazione dell'articolo 42-bis del
decreto-legge 30 dicembre 2019, n. 162, avvia una verifica degli
effetti tecnici ed economici delle configurazioni e delle loro
interazioni anche prospettiche con il sistema elettrico,
individuando anche gli eventuali effetti sui costi di
dispacciamento e sui criteri di allocazione dei servizi di rete.
2. Gli esiti delle attività di monitoraggio di cui al comma 1 sono
trasmessi e resi disponibili per via informatica con cadenza annuale
al Ministero della transizione ecologica e all'ARERA per l'adozione
degli atti e dei provvedimenti di rispettiva competenza, nonchè alla
Regione e ai Comuni territorialmente competenti per migliorare il
livello di conoscenza dello stato di realizzazione delle
configurazioni realizzate in attuazione del presente Capo.

ART. 34

(Sistemi di teleriscaldamento e teleraffrescamento)

1. Entro il 30 giugno di ogni anno il GSE qualifica i sistemi di
teleriscaldamento e teleraffrescamento efficienti che rispettano i
requisiti di cui all'articolo 2, comma 2, lettera tt) del decreto
legislativo 4 luglio 2014, n. 102, con riferimento all'anno solare
precedente. A tal fine, i gestori del servizio di teleriscaldamento o
teleraffrescamento, su base volontaria, presentano apposita
richiesta, nei tempi e nei modi resi disponibili dal GSE entro
sessanta giorni dalla data di entrata in vigore del presente decreto.
2. Nell'ambito delle disposizioni per la regolazione del servizio di
fornitura di energia tramite sistemi di teleriscaldamento e
teleraffrescamento, l'ARERA prevede una disciplina semplificata, da
raccordare con quella adottata in attuazione dell'articolo 10, comma
17, lettera c), del decreto legislativo n. 102 del 2014, che agevoli
il distacco da sistemi di teleriscaldamento e teleraffrescamento non
efficienti, qualora il soddisfacimento del fabbisogno energetico
dell'utenza possa essere coperto con impianti che garantiscono un
maggior risparmio di energia primaria non rinnovabile. Analoga
possibilità è prevista nei meccanismi di promozione dell'efficienza
energetica e del miglioramento della prestazione energetica degli
edifici.
3. Le informazioni relative alla fatturazione per il servizio di
teleriscaldamento e teleraffrescamento di cui all'Allegato 9,
paragrafo 3, lettera b) del decreto legislativo 4 luglio 2014, n.
102, riportano in maniera esplicita la quota di energia rinnovabile
che caratterizza la fornitura di energia oggetto della comunicazione,
certificata tramite garanzie di origine. Il gestore del sistema di
teleriscaldamento e teleraffrescamento rende altresì pubblica, sul
proprio sito web, la quota di energia rinnovabile media annua
sull'energia complessivamente distribuita dal suddetto sistema.

ART. 35

(Accelerazione nello sviluppo della rete elettrica)

1. A decorrere dalla data di entrata in vigore del presente decreto,
al fine di garantire un'accelerazione nel potenziamento della rete
elettrica per accogliere le quote di produzione crescenti da fonti
rinnovabili necessarie per il raggiungimento degli obiettivi di cui
all'articolo 3:
a) i gestori di rete nella programmazione dello sviluppo di rete
adottano criteri e modalità predittive della crescita attesa
della produzione da fonti rinnovabili sul medio e lungo termine,
in modo da programmare e avviare in tempi congrui gli interventi
necessari;
b) i gestori di rete in attuazione del criterio di cui alla lettera
a), nell'ambito degli aggiornamenti dei rispettivi piani di
sviluppo adottano le opportune misure per dotare le aree idonee
all'installazione di impianti di produzione di energia rinnovabile
delle infrastrutture necessarie per la connessione degli impianti
e per l'utilizzo dell'energia prodotta, anche anticipando le
richieste di connessione su tali aree;
c) i gestori di rete in un'apposita sezione dei propri piani di
sviluppo elaborano una pianificazione integrata secondo le logiche
di cui alla lettera a) individuando gli interventi atti a
garantire lo sviluppo delle infrastrutture di ricarica per i
veicoli elettrici necessarie per il raggiungimento degli obiettivi
di cui all'articolo 3. A tal fine, i gestori di rete accedono alla
Piattaforma unica nazionale di cui all'articolo l'articolo 4,
comma 7-bis, del decreto legge 18 aprile 2019, n. 32;
d) Terna S.p.A., tenuto conto di quanto previsto alla lettera a),
nonchè dei procedimenti di autorizzazione alla costruzione e
all'esercizio degli impianti in corso, elabora una specifica
pianificazione di opere di rete urgenti, finalizzata al
raggiungimento degli obiettivi del Piano nazionale di ripresa e
resilienza al 2025 nonchè di quelli aggiuntivi derivanti
dall'innalzamento degli obiettivi europei al 2030, anche con
riguardo alla tecnologia off-shore.
2. L'ARERA provvede, ove necessario, ad aggiornare i propri
provvedimenti in materia per dare attuazione a quanto disposto dal
comma 1, prevedendo in particolare, per gli impianti di cui alla
lettera d) di dimensioni superiori a 300 MW, la possibilità di
realizzazione della connessione per sezioni e quote di potenza, ferma
restando il rilascio, nei tempi stabiliti, della soluzione di
connessione per l'intera potenza.

ART. 36

(Regolamentazione del sistema di misura dell'energia elettrica da
fonti rinnovabili per l'attribuzione degli incentivi)

1. Al fine di fornire maggiore certezza nella determinazione dei
flussi economici correlati ai regimi di sostegno nel settore
elettrico con uno o più provvedimenti dell'ARERA, sono individuate
le modalità con le quali il GSE eroga gli incentivi nel settore
elettrico, prevedendo in particolare:
a) per i nuovi impianti, le modalità e le tempistiche con cui i
gestori di rete, responsabili delle operazioni di gestione dei dati
di misura dell'energia elettrica prodotta ed immessa in rete,
trasmettono al GSE, attraverso la piattaforma di cui alla lettera g)
del presente comma, i dati di misura effettivamente rilevati sugli
impianti di produzione, funzionali allo stesso GSE per l'erogazione
degli incentivi nel settore elettrico, stabilendo, ai soli fini della
determinazione e del pagamento degli incentivi, un tempo massimo
comunque non superiore a due anni rispetto a quello di effettiva
produzione dell'impianto per la trasmissione e per l'eventuale
rettifica;
b) per gli impianti in esercizio, le modalità con le quali i
gestori di rete possono rettificare le informazioni precedentemente
trasmesse riferite a un periodo storico pari al massimo a cinque anni
rispetto a quello di effettiva produzione dell'impianto di
produzione, coerentemente con la determinazione delle partite
economiche del dispacciamento;
c) le modalità con le quali, anche attraverso algoritmi
standardizzati, sono chiuse le partite pendenti riferite a misure
mancanti, con particolare riguardo ai casi in cui il periodo sia
superiore a quello indicato alla lettera b);
d) i casi, le modalità e le condizioni al ricorrere dei quali,
in alternativa ai dati di cui alla lettera a), i gestori di rete
possono trasmettere, in via transitoria, la miglior stima disponibile
di tali dati segnalando il carattere temporaneo delle informazioni e
completando l'invio dei dati tempestivamente;
e) le modalità con le quali il GSE effettua verifiche di
congruità sui dati trasmessi dai gestori di rete rispetto alla
producibilità attesa e alla potenza massima erogabile e segnala ai
medesimi gestori tali incongruità per eventuali rettifiche, da
effettuare entro un termine massimo, decorso il quale il GSE procede
comunque all'erogazione degli incentivi sulla base dei dati
trasmessi, che si intendono confermati sotto la responsabilità del
distributore;
f) disposizioni per la verifica del rispetto delle tempistiche
per l'invio, da parte dei gestori di rete, dei dati di misura
necessari per la corretta gestione degli incentivi nel settore
elettrico. Per tale scopo, il GSE, entro il 30 settembre di ogni
anno, trasmette all'ARERA e al Ministero della transizione ecologica
un rapporto contenente informazioni e analisi sulla rilevazione e
trasmissione dei dati da parte dei gestori di rete, con particolare
riguardo alla tempistica e al livello di qualità;
g) le modalità con le quali i dati delle misure di produzione e
immissione degli impianti fornite dai gestori di rete per le
finalità di cui al presente articolo confluiscono all'interno del
Sistema informativo Integrato di cui all'articolo 1-bis del decreto
legge 8 luglio 2010, n. 105, convertito, con modificazioni, dalla
legge 13 agosto 2010, n. 129. A tal fine, l'ARERA stabilisce le
modalità con le quali ciascun consumatore, in qualità di
consumatore attivo o autoconsumatore di energia da fonti rinnovabili,
nonchè i produttori e i soggetti abilitati, possono accedere,
tramite un'unica interfaccia, ai dati di consumo e produzione, anche
con riferimento all'energia condivisa all'interno di configurazioni
di cui al Capo I del presente decreto;
2. Il Ministro della transizione ecologica stabilisce, con uno o
più decreti, entro dodici mesi dalla data di entrata in vigore del
presente decreto, le modalità con le quali sono disciplinati i
rapporti fra Acquirente Unico S.p.A. e GSE e le modalità di accesso
all'infrastruttura informatica, affinchè sia garantito un incremento
dei livelli di qualità del servizio, nonchè una più rapida
risposta nell'erogazione degli incentivi.
3. Nelle more dell'adozione degli atti e dei provvedimenti di cui
al comma 1 del presente articolo, il GSE continua a erogare gli
incentivi nel settore elettrico secondo la disciplina previgente.

ART. 37

(Ottimizzazione interconnessioni alla rete gas)

1. Il decreto del Ministro dello sviluppo economico 27 febbraio 2013,
recante "Regolamento, di cui all'articolo 16, comma 1 del decreto
legislativo 1° giugno 2011, n. 93, per la redazione del Piano
decennale di sviluppo delle reti di trasporto di gas naturale",
pubblicato nella Gazzetta Ufficiale n. 134 del 10 giugno 2013, è
integrato per quanto riguarda le produzioni stimate relative agli
impianti di biometano. Entro trenta giorni dalla data di entrata in
vigore del presente decreto, l'ARERA definisce i criteri in base ai
quali l'impresa maggiore di trasporto formula una procedura per
l'integrazione delle informazioni e delle soluzioni atte a
ottimizzare le connessioni di detti impianti di biometano sulla rete
del gas compresa le reti di distribuzione.
2. L'ARERA semplifica e aggiorna le proprie disposizioni inerenti le
modalità e le condizioni per le connessioni di impianti di biometano
alle reti del gas, includendo anche altre tipologie di gas
rinnovabili ivi compreso l'idrogeno, anche in miscela.

ART. 38

(Semplificazioni per la costruzione ed esercizio di elettrolizzatori)

1. La realizzazione di elettrolizzatori per la produzione di
idrogeno è autorizzata secondo le procedure seguenti:
a) la realizzazione di elettrolizzatori con potenza inferiore o
uguale alla soglia di 10 MW, ovunque ubicati anche qualora connessi a
impianti alimentati da fonti rinnovabili esistenti, autorizzati o in
corso di autorizzazione, costituisce attività in edilizia libera e
non richiede il rilascio di uno specifico titolo abilitativo, fatta
salva l'acquisizione degli atti di assenso, dei pareri, delle
autorizzazioni o nulla osta da parte degli enti territorialmente
competenti in materia paesaggistica, ambientale, di sicurezza e di
prevenzione degli incendi e del nulla osta alla connessione da parte
del gestore della rete elettrica ovvero del gestore della rete del
gas naturale;
b) gli elettrolizzatori e le infrastrutture connesse ubicati
all'interno di aree industriali ovvero di aree ove sono situati
impianti industriali anche per la produzione di energia da fonti
rinnovabili, ancorchè non più operativi o in corso di dismissione,
la cui realizzazione non comporti occupazione in estensione delle
aree stesse, nè aumento degli ingombri in altezza rispetto alla
situazione esistente e che non richiedano una variante agli strumenti
urbanistici adottati, sono autorizzati mediante la procedura
abilitativa semplificata di cui all'articolo 6 del decreto
legislativo 3 marzo 2011, n. 28;
c) gli elettrolizzatori stand-alone e le infrastrutture connesse
non ricadenti nelle tipologie di cui alle lettere a) e b) sono
autorizzati tramite un'autorizzazione unica rilasciata:
1) dal Ministero della transizione ecologica tramite il
procedimento unico ambientale di cui all'articolo 27 del decreto
legislativo 3 aprile 2006, n.152, qualora tali progetti siano
sottoposti a valutazione di impatto ambientale di competenza statale
sulla base delle soglie individuate dall'Allegato II alla parte
seconda del medesimo decreto legislativo;
2) dalla Regione o Provincia Autonoma territorialmente
competente nei casi diversi da quelli di cui al numero 1);
d) gli elettrolizzatori e le infrastrutture connesse da
realizzare in connessione a impianti di produzione di energia
elettrica alimentati da fonti rinnovabili sono autorizzati
nell'ambito dell'autorizzazione unica di cui all'articolo 12 del
decreto legislativo 29 dicembre 2003, n. 387, rilasciata:
1) dal Ministero della transizione ecologica qualora funzionali
a impianti di potenza superiore ai 300 MW termici o ad impianti di
produzione di energia elettrica off-shore;
2) dalla Regione o Provincia Autonoma territorialmente
competente nei casi diversi da quelli di cui al punto 1).

ART. 39

(Utilizzo dell'energia da fonti rinnovabili nel settore dei
trasporti)

1. Al fine di promuovere la produzione di energia da fonti
rinnovabili nel settore dei trasporti, conformemente alla traiettoria
indicata nel PNIEC, i singoli fornitori di benzina, diesel e metano
sono obbligati a conseguire entro il 2030 una quota almeno pari al 16
per cento di fonti rinnovabili sul totale di carburanti immessi in
consumo nell'anno di riferimento e calcolata sulla base del contenuto
energetico. La predetta quota è calcolata, tenendo conto delle
disposizioni specifiche dei successivi commi, come rapporto
percentuale fra le seguenti grandezze:
a) al denominatore: benzina, diesel, metano, biocarburanti e
biometano ovvero biogas per trasporti immessi in consumo per il
trasporto stradale e ferroviario;
b) al numeratore: biocarburanti e biometano ovvero biogas per
trasporti, carburanti liquidi e gassosi da fonti rinnovabili di
origine non biologica, anche quando utilizzati come prodotti
intermedi per la produzione di carburanti convenzionali, e carburanti
da carbonio riciclato, tutti considerati indipendentemente dal
settore di trasporto in cui sono immessi.
2. Per il calcolo del numeratore e del denominatore sono utilizzati
i valori relativi al contenuto energetico dei carburanti per il
trasporto di cui all'Allegato V del presente decreto. Per i
carburanti non inclusi in tale Allegato V si applicano le pertinenti
norme ESO per calcolare il potere calorifico dei carburanti o,
laddove non siano state adottate pertinenti norme ESO, le norme ISO.
3. La quota di cui al comma 1 è raggiunta nel rispetto dei
seguenti vincoli:
a) la quota di biocarburanti avanzati e biometano ovvero biogas
avanzati è pari almeno al 2,5 per cento dal 2022 e almeno all'8 per
cento nel 2030;
b) il contributo dei biocarburanti e del biometano ovvero del
biogas prodotti a partire da materie prime elencate nell'Allegato
VIII, parte B, non può superare la quota del 2,5 per cento del
contenuto energetico dei carburanti per il trasporto senza tener
conto del fattore moltiplicativo di cui al comma 6, lettera a);
c) è rispettato quanto previsto all'articolo 40;
d) a partire dal 2023, la quota di biocarburanti miscelati alla
benzina è almeno pari allo 0,5 per cento e a partire dal 2025 è
almeno pari al 3 per cento sul totale della benzina immessa in
consumo.
4. Fatto salvo quanto disciplinato dal decreto del Ministero dello
sviluppo economico del 30 dicembre 2020, pubblicato nella Gazzetta
Ufficiale, Serie generale, del 5 gennaio 2021, n. 3, e dall'articolo
21, comma 2, del decreto legislativo 3 marzo 2011, n. 28, gli
obiettivi di cui ai commi 1 e 3 sono raggiunti, tramite il ricorso a
un sistema di certificati di immissione in consumo, nel rispetto di
obblighi annuali, nonchè secondo le condizioni, i criteri e le
modalità di attuazione disciplinati con uno o più decreti del
Ministro della transizione ecologica, da emanarsi entro centottanta
giorni dalla data di entrata in vigore del presente decreto. Con i
medesimi decreti si provvede all'eventuale aggiornamento degli
obiettivi di cui ai commi 1 e 3, nonchè all'eventuale integrazione
degli elenchi di cui al comma 1 lettere a) e b), tenuto conto di
quanto disposto dall'articolo 11, comma 2, e in attuazione
dell'articolo 14, comma 1, lettera b).
5. Ai fini di cui al comma 1, sono considerati nel numeratore di
cui al comma 1, lettera b), soltanto i carburanti o i biocarburanti
che rispettano le seguenti condizioni:
a) i biocarburanti e il biometano ovvero il biogas per il
trasporto ottemperano ai criteri di cui all'articolo 42;
b) i carburanti liquidi e gassosi da fonti rinnovabili di origine
non biologica per il trasporto che presentano una riduzione di
emissioni gas serra lungo il ciclo di vita pari almeno al 70 per
cento, calcolata con la metodologia stabilita con atto delegato di
cui all'articolo 28, paragrafo 5 della direttiva (UE) 2018/2001. Fino
all'adozione degli atti delegati tali carburanti sono in ogni caso
conteggiati secondo quanto previsto al comma 6;
c) i carburanti derivanti da carbonio riciclato presentano una
riduzione di emissioni gas serra lungo il ciclo di vita pari almeno
alla soglia indicata con atto delegato della Commissione di cui
all'articolo 25, paragrafo 2 della direttiva (UE) 2018/2001 e
calcolata con la metodologia stabilita con atto delegato di cui
all'articolo 28, paragrafo 5 della direttiva (UE) 2018/2001. Fino
all'adozione degli atti delegati tali carburanti non sono
conteggiati.
6. Ai fini di cui al comma 1, per i carburanti liquidi e gassosi da
fonti rinnovabili di origine non biologica per il trasporto, prodotti
utilizzando energia elettrica, la quota rinnovabile è conteggiata
qualora l'energia elettrica sia ottenuta da un collegamento diretto a
uno o più impianti a fonti rinnovabili; in tal caso la quota
rinnovabile conteggiabile è pari all'intero a condizione che detti
impianti:
1. siano entrati in funzione contestualmente o successivamente
all'impianto che produce i carburanti liquidi e gassosi da fonti
rinnovabili di origine non biologica per il trasporto; e
2. non siano collegati alla rete ovvero siano collegati alla rete
ma si possa dimostrare che l'energia elettrica in questione è stata
fornita senza prelevare energia elettrica dalla rete.
7. Ai fini di cui al comma 1, si applicano i seguenti fattori
moltiplicativi:
a) il contributo dei biocarburanti e del biometano ovvero del
biogas per il trasporto prodotti dalle materie prime elencate nell'
Allegato VIII è pari al doppio del loro contenuto energetico, tenuto
conto di quanto previsto dal comma 12;
b) ad eccezione dei combustibili prodotti a partire da colture
alimentari e foraggere, il contributo dei carburanti forniti nel
settore dell'aviazione e del trasporto marittimo è pari a 1,2 volte
il loro contenuto energetico.
8. Fermo restando quanto previsto ai commi da 1 a 7 del presente
articolo e dall'Allegato I, ai fini del calcolo dell'obiettivo
complessivo di energia da fonti rinnovabili nel settore dei trasporti
previsto dal PNIEC, l'elettricità fornita nel trasporto stradale e
ferroviario è conteggiata nel rispetto dei criteri di cui al comma 9
e delle modalità di cui al comma 10.
9. La quota di energia elettrica rinnovabile rispetto all'energia
elettrica complessiva fornita ai veicoli stradali e ferroviari è
conteggiata come segue:
a) qualora l'energia elettrica sia prelevata dalla rete, la quota
rinnovabile conteggiabile è pari alla quota annuale totale di
energia elettrica da fonti rinnovabili sui consumi totali nazionali
due anni prima dell'anno in questione;
b) qualora sia ottenuta da un collegamento diretto a un impianto
di generazione di energia elettrica rinnovabile è conteggiata
interamente come rinnovabile.
10. Il contributo dell'energia elettrica da fonte rinnovabile
rispetto all'energia elettrica complessiva è pari a:
a) 4 volte il suo contenuto energetico se fornita a veicoli
stradali;
b) 1,5 volte il suo contenuto energetico se fornita al trasporto
ferroviario.
11. A decorrere dalla data di entrata in vigore del presente
decreto, il Comitato tecnico consultivo di cui all'articolo 33, comma
5-sexies del decreto legislativo 3 marzo 2011, n. 28, opera presso il
Ministero della transizione ecologica nella composizione e con le
competenze di cui al medesimo comma 5-sexies, ivi incluse quelle in
materia di combustibili e carburanti da biomassa, bioliquidi e
carburanti rinnovabili liquidi e gassosi di origine non biologica,
come definiti dall'articolo 2. I componenti del comitato di cui al
primo periodo sono nominati dal Ministro della transizione ecologica.
12. A decorrere dalla data di entrata in vigore del presente
decreto, l'articolo 33 del decreto legislativo 3 marzo 2011, n. 28,
ad eccezione del comma 5-sexies, è abrogato.

ART. 40

(Norme specifiche per i biocarburanti, i bioliquidi e i combustibili
da biomassa ottenuti da colture alimentari e foraggere)

1. Ai fini del raggiungimento dell'obiettivo di cui all'articolo 3
e dell'articolo 39, comma 1:
a) la quota di biocarburanti, bioliquidi e combustibili da
biomassa consumati nei trasporti, quando prodotti a partire da
colture alimentari o foraggere, non deve superare più di un punto
percentuale la quota di tali carburanti nel consumo finale di energia
nei settori stradali e ferroviario nel 2020;
b) fermo restando quanto previsto alla lettera c), la quota dei
biocarburanti, bioliquidi e combustibili da biomassa, tutti prodotti
a partire da colture alimentari o foraggere, che sono qualificati a
elevato rischio di cambiamento indiretto della destinazione d'uso dei
terreni con atto delegato della Commissione europea, e per i quali si
osserva una considerevole espansione della zona di produzione verso
terreni che presentano elevate scorte di carbonio, non deve superare
il livello di consumo di tali carburanti registrato nel 2019. Con
decreto del Ministero della transizione ecologica, da emanarsi entro
centottanta giorni dall'adozione dei predetti atti delegati, viene
individuata la traiettoria di decrescita lineare di tale limite fino
ad azzerarsi entro il 31 dicembre 2030. Il limite non si applica con
riferimento ai biocarburanti, bioliquidi e combustibili da biomassa
certificati a basso rischio di cambiamento indiretto della
destinazione d'uso dei terreni in conformità al relativo atto
delegato della Commissione europea;
c) dal 2023 non è conteggiata la quota di biocarburanti e
bioliquidi, nonchè di combustibili da biomassa, prodotti a partire
da olio di palma, fasci di frutti di olio di palma vuoti e acidi
grassi derivanti dal trattamento dei frutti di palma da olio (PFAD),
salvo che gli stessi siano certificati come biocarburanti, bioliquidi
o combustibili da biomassa a basso rischio di cambiamento indiretto
della destinazione d'uso dei terreni, nel rispetto dei criteri
dettati dall'articolo 4 del Regolamento delegato (UE) 2019/807 della
Commissione europea.
2. Tutti i combustibili di cui alla lettera c) del comma 1 non
possono beneficiare di alcuna misura di sostegno, fatta eccezione per
i combustibili certificati ai sensi del medesimo comma 1, lettera c).

ART. 41

(Altre disposizioni nel settore del trasporto)

1. Con decreto del Ministero della transizione ecologica, emanato,
entro centottanta giorni dall'istituzione della banca dati
dell'Unione europea per la tracciabilità di carburanti liquidi e
gassosi per il trasporto di cui all'articolo 28, paragrafo 2, della
direttiva (UE) 2018/2001, sono stabilitele modalità di
partecipazione alla stessa banca dati da parte delle istituzioni
nazionali e dei soggetti interessati. In particolare, sono previste
adeguate forme e procedure di controllo della veridicità delle
informazioni inserite nella banca dati dai soggetti privati, nonchè
adeguati strumenti di segnalazione delle irregolarità e dei dati non
corrispondenti al vero.
2. I decreti di cui al comma 1 impongono agli operatori economici
interessati di inserire in tale banca dati le informazioni sulle
transazioni effettuate e sulle caratteristiche di sostenibilità di
tali biocarburanti ammissibili, compresi i gas a effetto serra emessi
durante il loro ciclo di vita, a partire dal loro luogo di produzione
fino al fornitore di carburante che immette il carburante sul
mercato. Ai fornitori di carburante è imposto l'inserimento in banca
dati di tutte le informazioni necessarie per verificare il rispetto
delle soglie percentuali di cui ai commi 1 e 2 dell'articolo 39.
3. Il Ministero della transizione ecologica, anche su indicazione del
Comitato di cui all'articolo 39, comma 11 segnala alle autorità
competenti di altri Stati membri dell'Unione europea eventuali
comportamenti fraudolenti con riferimento al rispetto degli obblighi
di cui all'articolo 39 e dei criteri di cui all'articolo 42.

ART. 42

(Criteri di sostenibilità e di riduzione delle emissioni di gas a
effetto serra per i biocarburanti, i bioliquidi e i combustibili da
biomassa)

1. Al fine di fornire maggiore certezza nella determinazione dei
flussi economici correlati ai regimi di sostegno nel settore
elettrico con uno o più provvedimenti dell'ARERA, sono individuate
le modalità con le quali il GSE eroga gli incentivi nel settore
elettrico, prevedendo in particolare:
a) i criteri di sostenibilità di cui ai commi da 5 a 10;
b) i criteri di riduzione delle emissioni di gas a effetto serra
di cui al comma 11;
c) i criteri di efficienza energetica di cui ai commi 13 e 14.
2. I criteri di cui al comma 1, lettere a), b), c) non si applicano
con riferimento ad impianti di produzione di energia elettrica, di
riscaldamento e di raffrescamento o di carburanti:
a) di potenza termica nominale totale inferiore a 20 MW che
impiegano combustibili solidi da biomassa;
b) di potenza termica nominale totale inferiore a 2 MW che
impiegano combustibili gassosi da biomassa.
3. In ogni caso, l'accesso a nuovi regimi di sostegno da parte
degli impianti di cui al comma 2, lettere a) e b) è condizionato al
rispetto di criteri tecnici che assicurano una riduzione delle
emissioni comparabile a quella prevista dal comma 12. Tali criteri
sono stabiliti dai decreti istitutivi dei meccanismi di
incentivazione.
4. I criteri di cui al comma 1, lettere a) e c) non si applicano
con riferimento a:
a) biocarburanti, bioliquidi e combustibili da biomassa prodotti
a partire da rifiuti e residui diversi dai residui dell'agricoltura,
dell'acquacoltura, della pesca e della silvicoltura;
b) rifiuti e residui che sono stati trasformati in un prodotto
prima di essere trattati per ottenere biocarburante, bioliquido o
combustibile da biomassa.
5. I criteri di riduzione delle emissioni di gas a effetto serra di
cui alla lettera b) del comma 1 non si applicano con riferimento
all'energia elettrica, il riscaldamento e il raffrescamento prodotti
a partire da rifiuti solidi urbani.
6. Nel caso di biocarburanti, bioliquidi e combustibili da biomassa
prodotti a partire da rifiuti e residui provenienti da terreni
agricoli, gli operatori economici che li producono dispongono di
piani di monitoraggio o di gestione dell'impatto sulla qualità del
suolo e sul carbonio nel suolo, redatti in base a linee guida
adottate con decreto non regolamentare del Ministero della
transizione ecologica entro novanta giorni dalla data di
pubblicazione del presente decreto, su proposta dell' Istituto
Superiore per la Protezione e la Ricerca Ambientale (di seguito:
ISPRA). Le informazioni relative al rispetto di tali piani di
monitoraggio e di gestione sono comunicate a ISPRA.
7. I biocarburanti, i bioliquidi e i combustibili da biomassa
provenienti dall'agricoltura non devono essere prodotti a partire da
materie prime ottenute su terreni che presentano un elevato valore in
termini di biodiversità, ossia terreni che nel gennaio 2008, ovvero
successivamente, si trovavano in una delle situazioni di seguito
indicate, indipendentemente dal fatto che abbiano o meno conservato
dette situazioni:
a) foreste primarie e altri terreni boschivi, vale a dire foreste
e altri terreni boschivi di specie native, ove non vi sia alcun segno
chiaramente visibile di attività umana e nei quali i processi
ecologici non siano stati perturbati in modo significativo;
b) foreste a elevata biodiversità e altri terreni boschivi
ricchi di specie e non degradati o la cui elevata biodiversità sia
stata riconosciuta dall'autorità competente del Paese in cui le
materie prime sono state coltivate, a meno che non sia dimostrato che
la produzione delle predette materie prime non ha interferito con
quelle finalità di protezione della natura;
c) aree designate, a meno che non sia dimostrato che la
produzione delle predette materie prime e le normali attività di
gestione non hanno interferito con la finalità di protezione della
natura:
1) per scopi di protezione della natura a norma delle leggi o
dall'autorità competente del Paese in cui le materie prime sono
state coltivate; nel caso di materie prime coltivate in Italia, si
tratta delle aree protette individuate ai sensi della legge 6
dicembre 1991, n. 394, delle aree marine protette di cui alla legge
del 31 dicembre 1982, n. 979, e dei siti della rete Natura 2000, di
cui al decreto del Presidente della Repubblica dell'8 settembre 1997,
n. 357;
2) per la protezione di ecosistemi o specie rari, minacciati o
in pericolo di estinzione riconosciuti da accordi internazionali o
inclusi in elenchi compilati da organizzazioni intergovernative o
dall'Unione internazionale per la conservazione della natura, previo
il loro riconoscimento da parte della Commissione europea;
d) fermi restando eventuali nuovi criteri adottati dalla
Commissione europea, terreni erbosi naturali ad elevata biodiversità
aventi un'estensione superiore a un ettaro, ossia:
1) terreni erbosi che rimarrebbero tali in assenza di
interventi umani e che mantengono la composizione naturale delle
specie nonchè le caratteristiche e i processi ecologici; o
2) terreni erbosi non naturali, ossia terreni erbosi che
cesserebbero di essere tali in assenza di interventi umani e che sono
ricchi di specie e non degradati e la cui elevata biodiversità è
stata riconosciuta dall'autorità competente del paese in cui la
materia prima è stata coltivata a meno che non sia dimostrato che il
raccolto delle materie prime è necessario per preservarne lo status
di terreni erbosi ad elevata biodiversità.
8. I biocarburanti, i bioliquidi e i combustibili da biomassa
provenienti dall'agricoltura non devono essere prodotti a partire da
materie prime ottenute su terreni che presentano elevate scorte di
carbonio, ossia terreni che nel gennaio 2008 possedevano uno degli
status seguenti, nel frattempo persi:
a) zone umide, ossia terreni coperti o saturi di acqua in modo
permanente o per una parte significativa dell'anno;
b) zone boschive continue, ossia terreni aventi un'estensione
superiore ad un ettaro caratterizzati dalla presenza di alberi di
altezza superiore a cinque metri e da una copertura della volta
superiore al 30 per cento o di alberi che possono raggiungere tali
soglie in situ;
c) terreni aventi un'estensione superiore a un ettaro
caratterizzati dalla presenza di alberi di altezza superiore a cinque
metri e da una copertura della volta compresa tra il 10 per cento e
il 30 per cento o di alberi che possono raggiungere queste soglie in
situ, a meno che non siano fornite prove del fatto che le scorte
stock di carbonio della superficie in questione prima e dopo la
conversione sono tali che, quando è applicata la metodologia di cui
all'Allegato VI, parte C, sono soddisfatte le condizioni di cui al
comma 12.
9. I biocarburanti, i bioliquidi e i combustibili da biomassa
provenienti dall'agricoltura non devono essere prodotti a partire da
materie prime ottenute su terreni che erano torbiere nel gennaio
2008, a meno che non siano fornite prove del fatto che la
coltivazione e la raccolta di tali materie prime non comportano
drenaggio di terreno precedentemente non drenato.
10. A decorrere dall'adozione di appositi atti di esecuzione della
Commissione europea, i biocarburanti, i bioliquidi e i combustibili
da biomassa ottenuti da biomassa forestale devono soddisfare i
seguenti criteri, per ridurre al minimo il rischio di utilizzare
biomassa forestale derivante da una produzione non sostenibile:
a) il Paese in cui è stata raccolta la biomassa forestale ha
introdotto e attua leggi nazionali o locali applicabili nell'ambito
della raccolta, ovvero sistemi di monitoraggio e di applicazione che
garantiscono:
1) la legalità delle operazioni di raccolta;
2) la rigenerazione forestale delle superfici oggetto di
raccolta;
3) la protezione delle aree designate, ai sensi di leggi
internazionali o nazionali o dall'autorità competente, per scopi di
protezione della natura, comprese le zone umide e le torbiere;
4) la realizzazione della raccolta tenendo conto del
mantenimento della qualità del suolo e della biodiversità con
l'obiettivo di ridurre al minimo gli impatti negativi; e
5) che la raccolta mantenga o migliori la capacità produttiva
a lungo termine delle foreste;
b) se non vi è evidenza rispetto a quanto previsto alla lettera
a), sono attuati sistemi di gestione a livello di zona di
approvvigionamento forestale che garantiscono le stesse condizioni
elencate alla lettera a).
11. A decorrere dall'adozione di appositi atti di esecuzione della
Commissione europea, i biocarburanti, i bioliquidi e i combustibili
da biomassa ottenuti da biomassa forestale devono rispettare i
seguenti criteri relativi alla destinazione dei suoli, al cambiamento
della destinazione dei suoli e alla silvicoltura (land-use, land-use
change and forestry - LULUCF):
a) il paese o l'organizzazione regionale di integrazione
economica in cui ha avuto origine la biomassa forestale è parte
dell'accordo di Parigi del 12 dicembre 2015 e
1) ha presentato, nell'ambito della Convenzione quadro delle
Nazioni Unite sui cambiamenti climatici, un contributo determinato a
livello nazionale (nationally determined contribution -NDC) ,
relativo alle emissioni e agli assorbimenti risultanti
dall'agricoltura, dalla silvicoltura e dall'uso del suolo, che
garantisce che le variazioni di scorte di carbonio associate alla
raccolta della biomassa sono contabilizzate in vista dell'impegno del
paese di ridurre o limitare le emissioni di gas serra, come
specificato nell'NDC; oppure
2) dispone di leggi nazionali o subnazionali, in conformità
dell'articolo 5 dell'accordo di Parigi del 12 dicembre 2015,
applicabili alla zona di raccolta, per conservare e migliorare le
scorte e i pozzi di assorbimento di carbonio, che forniscono le prove
che le emissioni registrate relativamente al settore LULUCF non
superano gli assorbimenti;
b) se non vi è evidenza rispetto a quanto previsto alla lettera
a) devono essere in vigore sistemi di gestione a livello di zona di
approvvigionamento forestale per garantire che i livelli di scorte e
di pozzi di assorbimento di carbonio nella foresta siano mantenuti o
rafforzati a lungo termine.
12. L'uso di biocarburanti, bioliquidi e combustibili da biomassa
assicura una riduzione delle emissioni di gas a effetto serra,
calcolata in conformità all'articolo 44, pari almeno:
a) al 50 per cento per i biocarburanti, il biometano ovvero i
biogas consumati nel settore del trasporto e i bioliquidi prodotti
negli impianti in esercizio al 5 ottobre 2015 o prima di tale data;
b) al 60 per cento per i biocarburanti, il biometano ovvero i
biogas consumati nel settore del trasporto e i bioliquidi prodotti
negli impianti entrati esercizio dal 6 ottobre 2015 al 31 dicembre
2020;
c) al 65 per cento per i biocarburanti, il biometano ovvero i
biogas consumati nel settore del trasporto e i bioliquidi prodotti
negli impianti entrati in esercizio dal 1° gennaio 2021;
d) al 70 per cento per l'energia elettrica, il riscaldamento e il
raffrescamento da combustibili da biomassa usati negli impianti
entrati in esercizio dal 1° gennaio 2021 al 31 dicembre 2025 e all'80
per cento per gli impianti entrati in esercizio dal 1° gennaio 2026.
13. Ai fini di cui al comma 12 del presente articolo, un impianto
è considerato in esercizio quando sono state avviate la produzione
fisica dei biocarburanti, del biometano ovvero dei biogas consumati
nel settore del trasporto e dei bioliquidi e la produzione fisica del
riscaldamento e del raffrescamento e dell'energia elettrica da
combustibili da biomassa.
14. Gli impianti di produzione di energia elettrica da combustibili
da biomassa che sono entrati in esercizio o che sono stati convertiti
per l'utilizzo di combustibili da biomassa dopo il 25 dicembre 2021
concorrono al raggiungimento degli obiettivi di cui all'articolo 3,
solo se rispettano i seguenti requisiti, la soddisfazione dei quali
non costituisce condizione per accedere a eventuali regimi di
sostegno approvati entro il 25 dicembre 2021:
a) l'energia elettrica è prodotta in impianti con una potenza
termica nominale totale inferiore a 50 MW;
b) l'energia elettrica è prodotta da impianti con una potenza
termica nominale totale da 50 a 100 MW che applicano una tecnologia
di cogenerazione ad alto rendimento, oppure è prodotta da impianti
per la produzione di sola energia elettrica che sono conformi ai
livelli netti di efficienza energetica associati alle migliori
tecniche disponibili (BAT-AEEL) così come definiti nella decisione
di esecuzione (UE) 2017/1442 della Commissione;
c) l'energia elettrica è prodotta da impianti con una potenza
termica nominale totale superiore a 100 MW applicando una tecnologia
di cogenerazione ad alto rendimento o da impianti che producono solo
energia elettrica e che raggiungono un'efficienza energetica netta
almeno pari al 36%;
d) l'energia elettrica è prodotta applicando la cattura e lo
stoccaggio del CO2 da biomassa.
15. Fermo restando quanto previsto al comma 14, gli impianti per la
produzione di sola energia elettrica che sono entrati in esercizio o
che sono stati convertiti per l'utilizzo di combustibili da biomassa
dopo il 25 dicembre 2021 sono presi in considerazione ai fini
dell'obiettivo di cui all'articolo 3 solo se dalla valutazione
effettuata ai sensi dell'articolo 10, comma 7, del decreto
legislativo 4 luglio 2014, n. 102, emerge che non utilizzano
combustibili fossili quale combustibile principale e non vi è un
potenziale economicamente vantaggioso nell'applicare la tecnologia di
cogenerazione ad alto rendimento.
16. Entro centottanta giorni dalla data di entrata in vigore del
presente decreto è aggiornato il decreto ministeriale 14 novembre
2019. Nelle more dell'aggiornamento continua ad applicarsi il
predetto decreto, limitatamente alle disposizioni non contrastanti
con il presente decreto.
17. Le disposizioni del presente articolo, laddove applicabili,
derogano alle previsioni di cui agli articoli 7-ter e 7-quinquies del
decreto legislativo 21 marzo 2005, n. 66.
18. L'articolo 38 del decreto legislativo 3 marzo 2011, n. 28 è
abrogato dalla data di entrata in vigore del presente decreto.

ART. 43

(Verifica della conformità con i criteri di sostenibilità e di
riduzione delle emissioni di gas a effetto serra)

1. Per garantire il rispetto di quanto previsto agli articoli 39 e
42, è certificata ogni partita di biocarburanti, bioliquidi,
combustibili da biomassa, carburanti liquidi o gassosi di origine non
biologica, carburanti derivanti da carbonio riciclato. A tal fine,
tutti gli operatori economici appartenenti alla filiera di produzione
aderiscono al Sistema nazionale di certificazione della
sostenibilità ovvero a un sistema volontario di certificazione.
2. Il Sistema nazionale di certificazione della sostenibilità
garantisce:
a) che tutti gli operatori economici appartenenti alla filiera di
produzione forniscano le informazioni che concorrono alla
dimostrazione del rispetto dei criteri di sostenibilità e del
criterio delle riduzioni delle emissioni, nonchè tutte le
informazioni previste dal decreto che disciplina il Sistema
nazionale di certificazione di cui all'articolo 42, comma 15;
b) un livello adeguato di verifica indipendente da parte terza delle
informazioni presentate per:
1) accertare che i sistemi utilizzati dagli operatori economici
siano precisi, affidabili e a prova di frode, valutando anche la
frequenza e il metodo di campionamento usati e la solidità dei
dati;
2) verificare che i materiali non siano stati intenzionalmente
modificati o scartati in modo che la partita o parte di essa
potesse diventare un rifiuto o residuo.
3. Nel caso delle biomasse forestali, relativamente alla
dimostrazione di quanto richiesto all'articolo 42, commi 9, lettera
a), e 10, lettera a), il livello di verifica indipendente da parte
terza deve essere garantito a partire dal primo punto di raccolta
delle stesse.
4. Al fine di dimostrare che i criteri di cui al comma 1 lettere a) e
b) dell'articolo 42 siano mantenuti lungo tutta la catena di consegna
dei combustibili di cui al comma 1, dalla materia prima al prodotto
finito, gli operatori economici e i fornitori utilizzano un sistema
di equilibrio di massa che:
a) consenta che partite di materie prime, di prodotti intermedi, di
prodotti finiti con caratteristiche diverse in termini di
sostenibilità e di riduzione delle emissioni di gas a effetto
serra siano mescolate, all'interno di un unico luogo geografico
precisamente delimitato, come un serbatoio, un'infrastruttura, un
sito di trasmissione e distribuzione o un impianto logistico o di
trattamento, la cui responsabilità o gestione sia riferibile ad
un unico soggetto; nel caso in cui non si verifichi la
miscelazione fisica tra due o più partite, la miscelazione è
comunque ammissibile purchè le partite in questione siano
miscelabili da un punto di vista chimico-fisico;
b) imponga che le informazioni sulle caratteristiche di
sostenibilità, sulla riduzione delle emissioni di gas a effetto
serra e sul volume delle partite di cui alla lettera a) restino
associate alla miscela;
c) preveda che la somma di tutte le partite prelevate dalla miscela
sia descritta come avente le stesse caratteristiche di
sostenibilità, nelle stesse quantità, della somma di tutte le
partite aggiunte alla miscela in un arco di tempo predefinito;
d) includa informazioni in merito al tipo di sostegno eventualmente
erogato per la produzione della partita;
e) consenta che partite di materie prime aventi un diverso contenuto
energetico siano mescolate a fini di ulteriore trattamento, a
condizione che il volume delle partite sia adeguato in base al
loro contenuto energetico.
5. Se una partita è trasformata, le informazioni sulle
caratteristiche di sostenibilità e di riduzione delle emissioni di
gas a effetto serra della partita sono adeguate e riferite al
prodotto finale conformemente alle regole seguenti:
a) quando dal trattamento di una partita di materie prime si ottiene
un unico prodotto destinato alla produzione dei combustibili di
cui al comma 1, il volume della partita e le relative quantità in
termini di sostenibilità e di riduzione di emissioni di gas a
effetto serra sono adeguati applicando un fattore di conversione
pari al rapporto tra la massa del prodotto destinato a tale
produzione e la massa delle materie prime che entrano nel
processo;
b) quando dal trattamento di una partita di materie prime si
ottengono più prodotti destinati alla produzione dei combustibili
di cui al comma 1, per ciascun prodotto è applicato un distinto
fattore di conversione e utilizzato un distinto bilancio di massa.
6. Il Ministero della transizione ecologica, anche avvalendosi del
Comitato di cui all'articolo 39, comma 10, controlla il funzionamento
degli organismi di certificazione che effettuano verifiche
indipendenti nell'ambito di un sistema volontario. Gli organismi di
certificazione trasmettono, su richiesta del Ministero della
transizione ecologica, tutte le informazioni pertinenti necessarie
per controllare il funzionamento, compresa la data esatta, l'ora e il
luogo dei controlli. Qualora siano accertati casi di mancata
conformità, il Ministero della transizione ecologica informa senza
ritardo il sistema volontario.
7. Ai fini del riconoscimento delle maggiorazioni del contributo
energetico previste all'articolo 39, comma 6, gli operatori economici
forniscono le informazioni che concorrono alla dimostrazione del
rispetto dei criteri di sostenibilità e di risparmio delle emissioni
di gas a effetto serra, rispettando i seguenti criteri:
a) aderiscono al Sistema nazionale di certificazione di cui al comma
1;
b) nel processo di produzione del biocarburante che matura il
riconoscimento alla maggiorazione, le materie prime e il
biocarburante al termine del processo produttivo devono essere
effettivamente impiegati come carburanti;
c) non è ammessa la miscelazione tra materie prime finalizzate alla
produzione di biocarburanti che possono beneficiare della
maggiorazione con materie prime finalizzate alla produzione di
biocarburanti che non possono beneficiare di tale maggiorazione in
tutte le fasi della filiera di produzione di biocarburanti
precedenti al perimetro individuato dal processo di trasformazione
finale di tali materie in biocarburanti.
8. Le informazioni sull'origine geografica e sul tipo di materie
prime dei biocarburanti, bioliquidi e combustibili da biomassa per
fornitore di combustibile sono pubblicate sul sito web del GSE su
base annuale.
9. Le certificazioni di cui al comma 1 primo periodo, rilasciate
prima della data di entrata in vigore del presente decreto, restano
valide purchè le partite a cui si riferiscono vengano immesse in
consumo o utilizzate entro dodici mesi dalla data di entrata in
vigore del presente decreto. Le certificazioni di cui al comma 1
primo periodo, rilasciate prima dell'entrata in vigore del presente
decreto e successivamente all'entrata in vigore della direttiva (UE)
2001/2018 che utilizzano i parametri ivi contemplati, restano valide
senza la predetta limitazione temporale.
10. L'articolo 39 del decreto legislativo 3 marzo 2011, n. 28, è
abrogato dalla data di entrata in vigore del presente decreto.

ART. 44

(Calcolo dell'impatto dei gas a effetto serra dei biocarburanti, dei
bioliquidi e dei combustibili da biomassa)

1. La riduzione delle emissioni di gas a effetto serra derivanti
dall'uso di biocarburanti, di bioliquidi e di combustibili da
biomassa ai fini dell'articolo 42, comma 11, è calcolata in uno dei
modi seguenti:
a) se l'Allegato VI, parte A o B, per quanto riguarda i biocarburanti
e i bioliquidi, e l'Allegato VII, parte A per i combustibili da
biomassa, fissano un valore standard per la riduzione delle
emissioni di gas a effetto serra associate alla filiera di
produzione e se il valore per questi biocarburanti o bioliquidi
calcolato secondo l'Allegato VI, parte C, punto 7, e per i
combustibili da biomassa calcolato secondo l'Allegato VII, parte
B, punto 7, è uguale o inferiore a zero, si utilizza detto valore
standard;
b) si utilizza il valore reale calcolato secondo la metodologia
definita nell'Allegato VI, parte C, per quanto riguarda i
biocarburanti e i bioliquidi, e nell'Allegato VII, parte B per i
combustibili da biomassa;
c) si utilizza un valore risultante dalla somma dei fattori delle
formule di cui all'Allegato VI, parte C, punto 1, ove i valori
standard disaggregati di cui all'Allegato VI, parte D o E, possono
essere utilizzati per alcuni fattori e i valori reali calcolati
secondo la metodologia definita nell'Allegato VI, parte C, sono
utilizzati per tutti gli altri fattori;
d) si utilizza un valore risultante dalla somma dei fattori delle
formule di cui all'Allegato VII, parte B, punto 1, ove i valori
standard disaggregati di cui all'Allegato VII, parte C, possono
essere utilizzati per alcuni fattori e i valori reali calcolati
secondo la metodologia definita nell'Allegato VII, parte B, sono
utilizzati per tutti gli altri fattori.
2. Il Ministero della transizione ecologica può presentare alla
Commissione europea una o più relazioni comprendenti informazioni
sulle emissioni tipiche di gas a effetto serra derivanti dalla
coltivazione delle materie prime agricole delle zone nel loro
territorio classificate al livello 2 della nomenclatura delle unità
territoriali per la statistica (NUTS) o a un livello NUTS più
disaggregato conformemente al regolamento (CE) n. 1059/2003 del
Parlamento europeo e del Consiglio, del 26 maggio 2003. Tali
relazioni sono corredate dalla descrizione del metodo e dei dati
utilizzati per calcolare il livello di emissioni che prenda in
considerazione le caratteristiche del suolo, il clima e il rendimento
atteso delle materie prime. I valori delle emissioni di gas a effetto
serra così calcolati per ciascuna area NUTS e derivanti dalla
coltivazione di materie prime agricole possono essere utilizzati in
alternativa a quelli di cui al comma 1, purchè siano approvati dalla
Commissione europea mediante atti di esecuzione.

ART. 45

(Semplificazioni in materia di autorizzazione delle infrastrutture di
ricarica)

1. Al fine di promuovere l'installazione di punti di ricarica dei
veicoli elettrici, favorendo la semplificazione delle procedure
autorizzative, all'articolo 57 del decreto-legge 16 luglio 2020, n.
76, convertito, con modificazioni, dalla legge 11 settembre 2020, n.
120 sono apportate le seguenti modificazioni:
a) il comma 1 è sostituito dal seguente:
"1. Ai fini del presente articolo, per infrastruttura di
ricarica di veicoli elettrici si intende quella di cui all'articolo
2, comma 1, lettera e-ter), del decreto legislativo 16 dicembre 2016,
n. 257.";
b) il comma 3 è sostituito dal seguente:
"3. La realizzazione di infrastrutture di ricarica è
effettuata secondo le modalità di cui al comma 14-bis, fermo
restando il rispetto della normativa vigente in materia di sicurezza,
la conformità alle disposizioni del codice della strada di cui al
decreto legislativo 30 aprile 1992, n. 285, e del relativo
regolamento di esecuzione e di attuazione di cui al decreto del
Presidente della Repubblica 16 dicembre 1992, n. 495, in relazione al
dimensionamento degli stalli di sosta ed alla segnaletica orizzontale
e verticale. Resta fermo, in ogni caso, il rispetto delle norme per
la realizzazione degli impianti elettrici, con particolare
riferimento all'obbligo di dichiarazione di conformità e di progetto
elettrico, ove necessario, in base alle leggi vigenti.";
c) i commi 6, 7 e 8 sono sostituiti dai seguenti: "6. I soggetti
che acquistano o posseggono un veicolo elettrico, anche tramite
meccanismi di noleggio a lungo termine, possono inserirne i dati
sulla Piattaforma Unica Nazionale di cui all'articolo 4, comma 7-bis
del decreto-legge 18 aprile 2019, n. 32, convertito, con
modificazioni, dalla legge 14 giugno 2019, n. 55, ai fini della
richiesta di cui al comma 7, con particolare riguardo alla zona e
all'indirizzo di residenza e di parcheggio abituale e all'eventuale
disponibilità, in tali ambiti, di punti ricarica su suolo privato.
7. Con propri provvedimenti, adottati in conformità ai
rispettivi ordinamenti, i comuni disciplinano la programmazione
dell'installazione, della realizzazione e della gestione delle
infrastrutture di ricarica a pubblico accesso, tenendo conto delle
richieste di cui al comma 6. In tale ambito, i comuni o aggregazione
di comuni, possono prevedere, ove tecnicamente possibile,
l'installazione di almeno un punto di ricarica ogni sei veicoli
elettrici immatricolati in relazione ai quali non risultino presenti
punti di ricarica disponibili nella zona indicata con la
comunicazione di cui al comma 6 e nel caso in cui il proprietario
abbia dichiarato di non disporre di accesso a punti di ricarica in
ambito privato. Per le finalità programmatorie di cui al primo
periodo, i comuni accedono alle informazioni presenti sulla
Piattaforma unica nazionale, ivi inclusi i dati di cui all'articolo
35, comma 1, lettera c).
8. Per le finalità di cui al comma 7, i comuni possono
consentire, anche a titolo non oneroso, la realizzazione e gestione
di infrastrutture di ricarica a soggetti pubblici e privati, anche
prevedendo una eventuale suddivisione in lotti, da assegnare mediante
procedure competitive, trasparenti e non discriminatorie. Resta fermo
che un soggetto pubblico o privato può comunque richiedere al comune
con le modalità di cui al comma 3-bis l'autorizzazione per la
realizzazione e l'eventuale gestione delle infrastrutture di
ricarica, anche solo per una strada o un'area o un insieme di esse.";
d) al comma 9 le parole "canone di occupazione di suolo pubblico
e della tassa per l'occupazione di spazi e aree pubbliche" sono
sostituite, ovunque ricorrano, dalle seguenti: "canone di cui
all'articolo 1, comma 816, della legge 27 dicembre 2019 n. 160";
e) il comma 12 è sostituito dal seguente:
"12. L'ARERA, entro 180 giorni dalla data di entrata in vigore
della presente disposizione, definisce misure tariffarie applicabili
a punti di prelievo di energia elettrica che alimentano
infrastrutture di ricarica dei veicoli elettrici in luoghi
accessibili al pubblico, tenuto conto dell'obbligo di cui al comma
12-ter, nonchè al fine di favorire la diffusione di veicoli
alimentati ad energia elettrica assicurando lo sviluppo razionale ed
efficiente delle reti elettriche e definendo, ove necessario, le
modalità di misura dell'energia elettrica destinata alla ricarica.";
f) dopo il comma 12, sono inseriti i seguenti:
"12-bis. Qualora le misure tariffarie di cui al comma 12
includano interventi che comportano uno sconto sulle componenti
tariffarie da applicare a copertura degli oneri generali di sistema
applicabili all'energia destinata alla ricarica, tali interventi sono
efficaci qualora compatibili con la disciplina comunitaria in materia
di aiuti di stato e hanno natura transitoria per il periodo
strettamente necessario alla diffusione dei veicoli elettrici,
definito con decreto del Ministero della transizione ecologica,
sentita l'ARERA; con il medesimo decreto sono altresì valutate le
eventuali modalità di copertura in caso di ammanco di gettito di
oneri generali.
12-ter. Gli operatori dei punti di ricarica in luoghi
accessibili al pubblico, di cui all'articolo 4 comma 9 del decreto
legislativo 16 dicembre 2016, n. 257, che scelgono di avvalersi delle
misure tariffarie di cui al comma 12 del presente articolo sono
tenuti a trasferire il beneficio agli utilizzatori finali del
servizio di ricarica, anche nei casi in cui ciò non sia già
previsto da condizioni fissate dall'ente locale competente.".
2. All'articolo 2, comma 1, del decreto legislativo 16 dicembre
2016, n. 257, dopo la lettera e) sono aggiunte le seguenti:
"e-bis): dispositivo di ricarica: dispositivo in grado di erogare
il servizio di ricarica mediante uno o più punti di ricarica,
comunemente denominato "colonnina di ricarica", o, in ambito
domestico, "wallbox".
e-ter): infrastruttura di ricarica: insieme di strutture, opere e
impianti necessari alla realizzazione di aree di sosta dotate di uno
o più punti di ricarica per veicoli elettrici. In particolare,
l'infrastruttura di ricarica è composta da uno o più dispositivi di
ricarica e dalle relative interconnessioni elettriche.
e-quater): stazione di ricarica: area adibita al servizio di
ricarica di veicoli elettrici composta dagli stalli di sosta, dalle
relative infrastrutture di ricarica nonchè dagli elementi
architettonici e edilizi funzionali al servizio di ricarica. Laddove
realizzata su area pubblica o aperta al pubblico, garantisce un
accesso non discriminatorio a tutti gli utenti; una stazione di
ricarica è connessa alla rete di distribuzione di energia elettrica
tramite un punto di connessione (POD) dotato di smart meter per la
misura dell'energia elettrica complessivamente prelevata, inclusa
quella eventualmente utilizzata per altri usi diversi dalla ricarica,
e di quella eventualmente immessa.".
3. Con decreto da adottarsi entro novanta giorni dalla data di
entrata in vigore del presente decreto, il Ministro della transizione
ecologica provvede a dare piena operatività alla Piattaforma unica
nazionale, anche avvalendosi del supporto tecnico-operativo di GSE e
RSE. La Piattaforma di cui al primo periodo, per la cui realizzazione
sono utilizzate le risorse di cui all'articolo 4, comma 7-bis del
decreto-legge 18 aprile 2019, n. 32, convertito, con modificazioni,
dalla legge 14 giugno 2019, n. 55, garantisce le funzionalità
necessarie all'attuazione delle disposizioni di cui al presente
articolo.

ART. 46

(Garanzie di origine)

1. La garanzia di origine ha il solo scopo di dimostrare ai clienti
finali la quantità di energia da fonti rinnovabili nel mix
energetico di un fornitore di energia nonchè quella fornita ai
consumatori in base a contratti di energia prodotta da fonti
rinnovabili.
2. Per le finalità di cui al comma 1, il GSE provvede
all'emissione, alla gestione del registro, al trasferimento e
all'annullamento elettronico delle garanzie di origine e assicura che
le stesse siano precise, affidabili, a prova di frode e conformi alla
norma CEN - EN 16325. Ogni garanzia di origine corrisponde ad una
quantità standard di 1 MWh prodotto da fonti rinnovabili e indica
almeno:
a) se riguarda:
1) l'energia elettrica;
2) il gas, incluso il biometano;
3) l'idrogeno;
4) i prodotti usati per il riscaldamento o il raffrescamento;
b) la fonte energetica utilizzata per produrre l'energia;
c) la data di inizio e di fine della produzione;
d) la denominazione, l'ubicazione, il tipo e la potenza
dell'impianto di produzione;
e) se l'impianto ha beneficiato di regimi di sostegno
all'investimento e se l'unità energetica ha beneficiato di regimi di
sostegno;
f) la data di entrata in esercizio dell'impianto;
g) la data di rilascio.
3. Per le garanzie d'origine provenienti da impianti di potenza
inferiore a 50 kW possono essere indicate informazioni semplificate.
Le garanzie di origine contengono altresì l'informazione rispetto
all'impiego della produzione di energia da fonti rinnovabili e, più
in particolare, se la stessa è immessa in una rete, ivi incluse le
reti di teleriscaldamento, o se contestualmente autoconsumata.
4. Per ogni unità di energia prodotta non può essere rilasciata
più di una garanzia di origine e la stessa unità di energia da
fonti rinnovabili è tenuta in considerazione una sola volta. Le
garanzie di origine sono valide per dodici mesi dalla produzione
della relativa unità energetica e, se non annullate, scadono al più
tardi decorsi diciotto mesi. In tal caso, le garanzie di origine
scadute sono conteggiate nell'ambito della determinazione del mix
energetico residuale nazionale.
5. La garanzia di origine è rilasciata al produttore di energia da
fonti rinnovabili, ad eccezione dei casi in cui tale produttore
riceve un sostegno economico nell'ambito di un meccanismo di
incentivazione che non tiene conto del valore di mercato della
garanzia di origine. In ogni caso la garanzia di origine è
riconosciuta al produttore quando:
a) il sostegno economico è concesso mediante una procedura di
gara o un sistema di titoli negoziabili; o
b) il valore di mercato delle garanzie di origine è preso in
considerazione nella determinazione del livello di sostegno economico
nell'ambito dei meccanismi di incentivazione.
6. In attuazione del principio di cui al comma 5:
a) nei casi in cui il produttore riceva un sostegno economico
nell'ambito di un meccanismo di incentivazione che prevede il ritiro
dell'energia elettrica da parte del GSE e, conseguentemente, che
l'energia elettrica prodotta non sia più nella disponibilità del
medesimo produttore, 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;
b) in relazione alle disposizioni relative all'integrazione della
produzione di biometano nella rete del gas in attuazione delle misure
previsti dal Piano Nazionale di Ripresa e Resilienza, il GSE rilascia
le garanzie di origine al produttore, ovvero le valorizza per suo
conto nel caso in cui il produttore opti per il ritiro
onnicomprensivo del biometano immesso in rete;
c) con riferimento, agli impianti di produzione di biometano
incentivati ai sensi decreto del Ministero dello sviluppo economico 2
marzo 2018, pubblicato nella Gazzetta Ufficiale, Serie generale, del
19 marzo 2018, n. 65, le garanzie di origine sono emesse al
produttore e contestualmente trasferite a titolo gratuito al GSE e
vengono considerate nella disponibilità di quest'ultimo che provvede
ad assegnarle mediante procedure concorrenziali definite in analogia
alle disposizioni vigenti per il settore elettrico;
d) in relazione alla produzione di energia da fonti rinnovabili
per il riscaldamento o il raffrescamento il GSE rilascia le garanzie
di origine al produttore in coerenza con le disposizioni di cui comma
5, anche in relazione alla produzione da fonti rinnovabili realizzata
da interventi che beneficiano dei certificati bianchi. Per gli
impianti riconosciuti come operanti in cogenerazione ad alto
rendimento che beneficiano del riconoscimento dei premi stabiliti
all'articolo 8, comma 8, del decreto del Ministro dello sviluppo
economico 6 luglio 2012, recante "Attuazione dell'articolo 24 del
decreto legislativo 3 marzo 2011, n. 28, recante incentivazione della
produzione di energia elettrica da impianti a fonti rinnovabili
diversi dai fotovoltaici", pubblicato nella Gazzetta Ufficiale n. 159
del 10 luglio 2012, le garanzie di origine sono emesse al produttore
e contestualmente trasferite a titolo gratuito al GSE e vengono
considerate nella disponibilità di quest'ultimo che provvede ad
assegnarle mediante procedure concorrenziali definite in analogia
alle disposizioni vigenti per il settore elettrico. Nell'ambito del
provvedimento di cui all'articolo 10 possono essere stabilite
dimensioni di impianto e condizioni per il rilascio della garanzia di
origine al produttore.
7. I produttori possono valorizzare economicamente le garanzie di
origine all'interno della piattaforma di scambio organizzata e
gestita dal GME di cui all'articolo 5 del decreto legislativo 16
marzo 1999, n. 79.
8. In relazione alla produzione di energia elettrica da fonti
rinnovabili, la garanzia di origine può essere rilasciata, su
indicazione del produttore, direttamente all'acquirente che acquista
l'energia nell'ambito di accordi di compravendita di energia
elettrica da fonti rinnovabili di lungo termine. Se l'acquirente
coincide con un consumatore finale di energia elettrica, la garanzia
di origine è immediatamente annullata a seguito del rilascio.
&gt;9. In conformità alle previsioni di cui ai precedenti commi,
secondo modalità definite con decreto del Ministro della transizione
ecologica, su proposta dell'ARERA, entro centoventi giorni dalla data
di entrata in vigore del presente decreto, sono:
a) definite le modalità di attuazione del presente articolo e
aggiornate le modalità di rilascio, riconoscimento e annullamento
della garanzia di origine da fonti rinnovabili nonchè le loro
modalità di utilizzo da parte dei fornitori di energia nell'ambito
dell'energia fornita ai consumatori in base a contratti conclusi con
riferimento al consumo di energia prodotta da fonti rinnovabili;
b) definite modalità per l'utilizzo dei proventi derivanti dalla
vendita, da parte del GSE, delle garanzie di origine nella propria
disponibilità, anche prevedendo un versamento alla Cassa per i
servizi energetici e ambientali ai fini di una riduzione delle
componenti tariffarie che alimentano i rispettivi meccanismi di
incentivazione;
c) definite le modalità con le quali è verificata la
precisione, affidabilità o autenticità delle garanzie di origine
rilasciate da altri Stati Membri, prevedendo che, in caso di rifiuto
nel riconoscimento, tale rifiuto sia tempestivamente notificato alla
Commissione europea.
10. A decorrere dalla data di entrata in vigore del provvedimento
di cui al comma 1 è abrogato l'articolo 34 del decreto legislativo
n. 28 del 2011.

ART. 47

(Sistemi di qualificazione degli installatori e soggetti abilitati
all'attestazione della prestazione energetica degli edifici)

1. All'articolo 15 del decreto legislativo 3 marzo 2011 n. 28, il
comma 1 è sostituito dai seguenti:
"1. La qualifica professionale per l'attività di installazione e
di manutenzione straordinaria di caldaie, caminetti e stufe a
biomassa, di sistemi solari fotovoltaici e termici sugli edifici,
di sistemi geotermici a bassa entalpia e di pompe di calore, è
conseguita automaticamente con il possesso dei requisiti tecnico
professionali di cui, alternativamente, alle lettere a), a-bis),
b), o d) dell'articolo 4, comma 1, del decreto del Ministro dello
sviluppo economico 22 gennaio 2008, n. 37, recante "Regolamento
concernente l'attuazione dell'articolo 11-quaterdecies, comma 13,
lettera a), della legge n. 248 del 2 dicembre 2005, recante
riordino delle disposizioni in materia di attività di
installazione degli impianti all'interno degli edifici",
pubblicato nella Gazzetta Ufficiale n. 61 del 12 marzo 2008.
1-bis. A decorrere dal 4 agosto 2013, il requisito
tecnico-professionale del possesso di un titolo o attestato
conseguito ai sensi della legislazione vigente in materia di
formazione professionale, di cui all'articolo 4, comma 1, lettera
c), del decreto del Ministro dello sviluppo economico 22 gennaio
2008, n. 37, si intende rispettato quando il titolo o l'attestato
di formazione professionale sono rilasciati nel rispetto delle
modalità di cui al presente articolo e dei criteri di cui
all'Allegato 4. Ai fini della presente disposizione, il previo
periodo di formazione alle dirette dipendenze di una impresa del
settore è individuato in due anni.".

ART. 48

(Monitoraggio PNIEC, Sistema Statistico Nazionale, Relazioni)

1. Il GSE, tenuto conto delle norme stabilite in ambito SISTAN e
EUROSTAT, aggiorna e integra la produzione statistica in materia di
energia nell'ambito del Sistema Statistico Nazionale, perseguendo le
seguenti finalita':
a) assicurare il monitoraggio del raggiungimento degli obiettivi,
intermedi e al 2030, in materia di quote dei consumi finali lordi
complessivi e settoriali coperti da fonti energetiche rinnovabili,
secondo i criteri di cui al Regolamento (CE) n. 1099/2008 del
Parlamento europeo e del Consiglio, del 22 ottobre 2008 relativo
alle statistiche dell'energia, e successive modificazioni, tenendo
conto anche dei trasferimenti statistici tra Stati membri;
b) assicurare il monitoraggio del raggiungimento degli obiettivi,
intermedi e al 2030, in materia di quote dei consumi finali per
riscaldamento e raffrescamento coperti da fonti energetiche
rinnovabili e calore di scarto, nonchè il raggiungimento
complessivo degli obblighi in materia di incorporazione delle
rinnovabili nei trasporti;
c) assicurare che il monitoraggio di cui alla lettera a) consenta di
stimare, per ciascuna regione e provincia autonoma, i medesimi
parametri di quote dei consumi energetici coperti da fonti
energetiche rinnovabili, garantendone uniformità e coerenza con
il dato nazionale;
d) assicurare la produzione e l'informazione statistica sui consumi
finali di energia attraverso la loro disaggregazione territoriale,
settoriale e funzionale, in coerenza con le linee del sistema
statistico europeo, anche al fine di monitorare i fenomeni della
mobilità sostenibile e della povertà energetica
e) assicurare il monitoraggio degli interventi oggetto d'obbligo di
incorporazione di fonti di energia rinnovabile in edifici nuovi o
ristrutturati.
2. Anche ai fini dello svolgimento delle attività di monitoraggio di
cui al comma 1, le società del gruppo GSE, ISPRA e l'Agenzia
nazionale per le nuove tecnologie, l'energia e lo sviluppo economico
sostenibile (di seguito anche: ENEA), individuano modalità per la
condivisione delle informazioni riferibili a dati o meccanismi da
essi gestiti.
3. Su proposta del GSE, il Ministero della transizione ecologica
approva l'aggiornamento della metodologia statistica applicata per lo
svolgimento delle attività di cui al comma 1, assicurando
continuità con le analoghe metodologie approvate con il decreto del
Ministro dello sviluppo economico 14 gennaio 2012, pubblicato nella
Gazzetta Ufficiale della Repubblica italiana n. 37 del 14 febbraio
2012, e con il decreto del Ministro dello sviluppo economico e delle
infrastrutture e dei trasporti 11 maggio 2015, pubblicato nella
Gazzetta Ufficiale della Repubblica italiana n. 162 del 15 luglio
2015.
4. Il GSE aggiorna e potenzia il sistema nazionale di monitoraggio,
anche attraverso interfacce informatiche, al fine di:
a) monitorare gli impianti a fonti rinnovabili realizzati sul
territorio e i progetti di investimento che hanno richiesto
l'autorizzazione, nonchè i tempi dei procedimenti;
b) monitorare gli investimenti, le ricadute industriali, economiche,
sociali, occupazionali, dello sviluppo del sistema energetico
secondo una logica di progressiva decarbonizzazione;
c) rilevare i costi attuali delle tecnologie e i costi di produzione
dei vettori energetici, da condividere con RSE, ENEA ed ISPRA per
le rispettive attività di ricerca e scenariali;
d) valutare con continuità i costi, l'efficacia, l'efficienza delle
misure di sostegno e il loro impatto sui consumatori, confrontato
con quello di altri Paesi europei;
e) stimare i risultati connessi alla diffusione delle fonti
rinnovabili e dell'efficienza energetica in termini di valutazione
delle emissioni evitate di gas a effetto serra e fornire elementi
di input per il piano di monitoraggio ambientale del PNIEC e per
gli adempimenti in capo a ISPRA;
f) elaborare le informazioni necessarie per la predisposizione delle
relazioni periodiche di monitoraggio, ivi incluse quelle
rientranti nel campo di applicazione del regolamento (UE)
2018/1999.
5. Per le finalità di cui ai punti precedenti il GSE realizza
un'unica piattaforma informatica in cui confluiscono i dati di
monitoraggio di cui ai precedenti commi, nonchè i dati necessari per
attuare quanto disposto all'articolo 21.
6. Per il monitoraggio del raggiungimento degli obiettivi del PNIEC
di riduzione dei consumi e di miglioramento dell'efficienza
energetica dei settori industriali e terziario, l'ISTAT effettua
negli anni 2023 e 2028 una rilevazione statistica campionaria dei
consumi energetici finali delle diverse fonti energetiche nei settori
di utilizzo industriali e terziario, in coerenza al regolamento (CE)
n. 1099/2008 del Parlamento europeo e del Consiglio, del 22 ottobre
2008 relativo alle statistiche dell'energia, assicurandone la
rappresentatività statistica a livello regionale ed utilizzando
anche i dati disponibili nel Sistema Informativo Integrato in accordo
con Acquirente Unico S.p.A..
7. Al fine di migliorare la qualità delle statistiche di base
necessarie alla elaborazione del bilancio energetico nazionale, a
partire dal 2022 ed entro il 30 aprile di ciascun anno, Acquirente
Unico S.p.A., sulla base dei dati disponibili nel Sistema Informativo
Integrato (SII) di cui all'articolo 1-bis del decreto legge 8 luglio
2010, n. 105, convertito, con modificazioni, dalla legge 13 agosto
2010, n. 129, fornisce al Ministero della transizione ecologica i
consumi annuali di energia elettrica e gas naturale relativi all'anno
precedente per ciascuna tipologia di cliente e codice ATECO, nonchè
le informazioni rilevanti ai fini dell'attività di governo che si
rendano di volta in volta necessari. Acquirente Unico S.p.A.
pubblica, sul proprio sito internet, dati aggregati di consumo di gas
ed elettricità di interesse generale, nel rispetto dei principi di
riservatezza statistica disciplinati dal Sistema Statistico
Nazionale, con modalità e tempistiche definite in accordo con ARERA.
8. Al fine di fornire strumenti di analisi predittiva sul grado di
raggiungimento prospettico degli obiettivi di cui al presente decreto
legislativo, RSE elabora e aggiorna con continuità scenari
tendenziali e con politiche di sviluppo del sistema energetico
nazionale, coordinandone i risultati con le evidenze risultanti
dall'attività svolta dal GSE ai sensi del comma 1. Gli esiti
dell'attività sono periodicamente trasmessi al Ministero della
transizione ecologica e al GSE anche ai fini della redazione delle
relazioni di cui al comma 4, lettera f).
9. Anche sulla base dell'attività di cui al comma 8, il GSE elabora
con continuità scenari di lungo termine sul fabbisogno di
incentivazione degli impianti a fonti rinnovabili, con particolare
riguardo alla componente degli oneri generali afferenti al sistema
elettrico di cui all'articolo 3, comma 11 del decreto legislativo 16
marzo 1999, n. 79, destinata al sostegno delle rinnovabili. I
predetti scenari sono resi disponibili sul sito web del GSE e sulla
piattaforma di cui al comma 5.
10. A decorrere dalla data di entrata in vigore del presente decreto,
l'articolo 40 del decreto legislativo 3 marzo 2011, n. 28, è
abrogato.

ART. 49

(Disposizioni specifiche per le Regioni a statuto speciale e per le
Province autonome di Trento e Bolzano)

1. Sono fatte salve le competenze delle Regioni a statuto speciale e
delle Province autonome di Trento e di Bolzano, che provvedono alle
finalità del presente decreto ai sensi dei rispettivi statuti
speciali e delle relative norme di attuazione.

ART. 50

(Disposizioni finali e clausola di invarianza finanziaria)

1. L'allegato VIII, che costituisce parte integrante del presente
decreto, è modificato per il recepimento degli aggiornamenti
all'allegato IX della direttiva (UE) 2018/2001 con decreto del
Ministro della transizione ecologica. I restanti allegati sono
aggiornati con le modalità ordinarie di cui all'articolo 36, comma
1, della legge 24 dicembre 2012, n. 234.
2. Dall'attuazione delle disposizioni del presente decreto non devono
derivare nuovi o maggiori oneri a carico della finanza pubblica. Le
amministrazioni interessate provvedono ai relativi adempimenti
nell'ambito delle risorse umane, strumentali e finanziarie
disponibili a legislazione vigente.
Il presente decreto, munito del sigillo dello Stato, sarà inserito
nella Raccolta ufficiale degli atti normativi della Repubblica
italiana. È fatto obbligo a chiunque spetti di osservarlo e di farlo
osservare.

Dato a Roma, addì 8 novembre 2021

MATTARELLA

Draghi, Presidente del Consiglio
dei ministri

Cingolani, Ministro della
transizione ecologica

Di Maio, Ministro degli affari
esteri e della cooperazione
internazionale

Cartabia, Ministro della giustizia

Franco, Ministro dell'economia e
delle finanze

Giorgetti, Ministro dello sviluppo
economico

Franceschini, Ministro della
cultura

Patuanelli, Ministro delle
politiche agricole alimentari e
forestali

Brunetta, Ministro per la pubblica
amministrazione

Visto, Il Guardasigilli: Cartabia

INDICE ALLEGATI

ALLEGATO I - Procedure di calcolo degli obiettivi (articolo 3, comma
4)

ALLEGATO II Disposizioni per la semplificazione delle procedure per
l'installazione di impianti per le fonti rinnovabili e l'efficienza
energetica negli edifici (articolo 25)

ALLEGATO III Obblighi per i nuovi edifici, per gli edifici esistenti
e per gli edifici sottoposti a ristrutturazioni rilevanti (articolo
26)

ALLEGATO IV Requisiti minimi per gli impianti a fonti rinnovabili per
il riscaldamento e il raffrescamento (articolo 29)

ALLEGATO V Contenuto energetico dei combustibili (articolo 39)

ALLEGATO VI Calcolo GHG per biocarburanti e bioliquidi (articolo 2)

ALLEGATO VII Calcolo GHG per combustibili da biomassa (articolo 2)

ALLEGATO VIII Materie prime double counting (articolo 2)

Allegati

ALLEGATO I - Procedure di calcolo degli obiettivi

1. Calcolo della quota di energia da fonti rinnovabili

1. Ai fini del raggiungimento dell'obiettivo di cui all'articolo 3,
comma 1, il consumo finale lordo di energia da fonti rinnovabili è
calcolato come la somma:
a) del consumo finale lordo di elettricità da fonti energetiche
rinnovabili;
b) del consumo finale lordo di energia da fonti rinnovabili per il
riscaldamento e il raffreddamento;
c) del consumo finale di energia da fonti energetiche rinnovabili nei
trasporti.
per il calcolo della quota di energia da fonti rinnovabili sul
consumo finale lordo, il gas, l'energia elettrica e l'idrogeno
prodotti da fonti rinnovabili sono presi in considerazione una sola
volta.
2. Non sono presi in considerazione i biocarburanti, i bioliquidi e i
combustibili da biomassa che non soddisfino i criteri di
sostenibilità e di riduzione delle emissioni di gas a effetto serra,
con le modalità, i limiti e le decorrenze fissate dal presente
decreto.
3. Ai fini del comma 1, lettera a) del presente paragrafo, il consumo
finale lordo di elettricità da fonti energetiche rinnovabili è
calcolato come quantità di elettricità prodotta a livello nazionale
da fonti energetiche rinnovabili, compresa l'energia elettrica
prodotta da autoconsumatori di energia rinnovabile e da comunità di
energia rinnovabile, al netto della produzione di energia elettrica
in centrali di pompaggio con il ricorso all'acqua precedentemente
pompata a monte.
4. Negli impianti multicombustibile (centrali ibride) che utilizzano
fonti rinnovabili e convenzionali, si tiene conto unicamente della
parte di elettricità prodotta da fonti rinnovabili. Ai fini del
calcolo, il contributo di ogni fonte di energia è calcolato sulla
base del suo contenuto energetico.
5. L'elettricità da energia idraulica ed energia eolica è presa in
considerazione conformemente alla formula di normalizzazione definita
al paragrafo 3.
6. Ai fini del comma 1, lettera b), del presente paragrafo, il
consumo finale lordo di energia da fonti rinnovabili per il
riscaldamento e il raffreddamento è calcolato come quantità di
teleriscaldamento e teleraffrescamento prodotti a livello nazionale
da fonti rinnovabili più il consumo di altre energie da fonti
rinnovabili nell'industria, nelle famiglie, nei servizi, in
agricoltura, in silvicoltura e nella pesca per il riscaldamento, il
raffreddamento e i processi di lavorazione.
7. Negli impianti multicombustibile che utilizzano fonti rinnovabili
e convenzionali, si tiene conto unicamente della parte di calore e di
freddo prodotta a partire da fonti rinnovabili. Ai fini del calcolo,
il contributo di ogni fonte di energia è calcolato sulla base del
suo contenuto energetico.
8. Si tiene conto dell'energia dell'ambiente e geotermica utilizzata
per il riscaldamento e il raffrescamento mediante pompe di calore e
sistemi di teleraffrescamento ai fini del comma 1, lettera b) del
presente paragrafo, a condizione che l'energia finale fornita ecceda
in maniera significativa l'apporto energetico primario necessario per
far funzionare le pompe di calore. La quantità di calore o di freddo
da considerare quale energia da fonti rinnovabili ai fini del
presente decreto è calcolata secondo la metodologia indicata di cui
al paragrafo 4 e tiene conto dell'uso di energia in tutti i settori
di utilizzo finale. Tale metodologia è aggiornata per tenere conto
degli atti delegati emanati dalla Commissione europea ai sensi
dell'articolo 7, comma 3, quinto capoverso della direttiva (UE)
2018/2001.
9. Ai fini del comma 1, lettera b) del presente paragrafo, non si
tiene conto dell'energia termica generata da sistemi energetici
passivi, che consentono di diminuire il consumo di energia in modo
passivo tramite la progettazione degli edifici o il calore generato
da energia prodotta da fonti non rinnovabili.
10. Ai fini del comma 1, lettera c) del presente paragrafo, si
applicano i requisiti seguenti:
a) il consumo finale di energia da fonti rinnovabili nel settore dei
trasporti è calcolato come la somma di tutti i biocarburanti,
combustibili da biomassa e combustibili liquidi e gassosi da fonti
rinnovabili di origine non biologica per il trasporto utilizzati
nel settore dei trasporti. Tuttavia, i carburanti liquidi e
gassosi da fonti rinnovabili di origine non biologica per il
trasporto che sono prodotti da energia elettrica rinnovabile sono
presi in considerazione solo ai fini del calcolo di cui al comma
1, lettera a), per contabilizzare la quantità di energia
elettrica prodotta in uno Stato membro a partire da fonti
rinnovabili;
b) per il calcolo del consumo finale di energia nel settore dei
trasporti sono utilizzati i valori relativi al contenuto
energetico dei carburanti per il trasporto di cui all'Allegato V.
Per determinare il contenuto energetico dei carburanti per il
trasporto non inclusi nell'Allegato V, si applicano le pertinenti
norme dell'Organizzazione europea di normazione (European
Standards Organisation - ESO) per determinare il potere calorifico
dei carburanti. Se non sono state adottate norme ESO a tal fine,
gli Stati membri si avvalgono delle pertinenti norme
dell'Organizzazione internazionale per la standardizzazione
(International Organisation for Standardisation - ISO).
11. La quota di energia da fonti rinnovabili è calcolata dividendo
il consumo finale lordo di energia da fonti energetiche rinnovabili
per il consumo finale lordo di energia da tutte le fonti energetiche,
espressa in percentuale.
12. La somma di cui al comma 1 è adeguata in considerazione
dell'eventuale ricorso a trasferimenti statistici, a progetti comuni
con altri Stati membri, a progetti comuni con Paesi terzi oppure a
regimi di sostegno comuni.
a) In caso di trasferimento statistico o progetto comune tra Stati
membri, la quantità trasferita:
i. a uno Stato membro, è dedotta dalla quantità di energia
rinnovabile presa in considerazione ai fini del raggiungimento
dell'obiettivo di cui all'articolo 3;
ii. da uno Stato membro, è aggiunta alla quantità di energia
rinnovabile presa in considerazione ai fini del raggiungimento
dell'obiettivo di cui all'articolo 3.
b) In caso di progetto comune con Paesi terzi, l'energia elettrica
importata è aggiunta alla quantità di energia rinnovabile presa
in considerazione ai fini del raggiungimento dell'obiettivo di cui
all'articolo 3, comma 1.
c) In caso di un regime di sostegno comune tra Stati membri,
l'energia prodotta viene ridistribuita tra gli Stati membri
interessati in conformità della norma di distribuzione,
notificata alla Commissione entro tre mesi dalla fine del primo
anno in cui prende effetto.
13. Nel calcolo del consumo finale lordo di energia nell'ambito della
valutazione del conseguimento degli obiettivi e della traiettoria
indicativa, la quantità di energia consumata nel settore
dell'aviazione è considerata, come quota del consumo finale lordo di
energia, non superiore al 6,18%.
14. La metodologia e le definizioni utilizzate per il calcolo della
quota di energia prodotta da fonti rinnovabili sono quelle fissate
dal regolamento (CE) n. 1099/2008 del Parlamento europeo e del
Consiglio, del 22 ottobre 2008, relativo alle statistiche
dell'energia e successive modificazioni. Deve essere garantita la
coerenza tra le informazioni statistiche utilizzate per il calcolo di
tale quota e le informazioni statistiche trasmesse alla Commissione
ai sensi di tale regolamento.
15. Ai fini del calcolo di cui al comma 1, la quota di biocarburanti
e bioliquidi, nonchè di carburanti da biomassa consumati nei
trasporti, se prodotti a partire da colture alimentari o foraggere,
non supera più di un punto percentuale la quota di tali carburanti
nel consumo finale lordo di energia nei settori del trasporto
stradale e ferroviario del 2020, con un valore massimo del 7 %.

2. Calcolo della quota di energia da fonti rinnovabili nel settore
del riscaldamento e del raffrescamento

1. Ai fini del raggiungimento dell'obiettivo di cui all'articolo 3,
comma 2, partendo dalla quota di energia rinnovabile destinata al
riscaldamento e al raffrescamento nel 2020, si applicano i criteri di
calcolo descritti al paragrafo 1, fatto salvo quanto previsto dal
comma 2 del presente paragrafo.
2. Ai fini del comma 1 del presente paragrafo, è possibile:
a) conteggiare il calore e il freddo di scarto, subordinatamente a un
limite del 40% dell'aumento medio annuo;
b) qualora la quota di energia rinnovabile nel settore del
riscaldamento e raffrescamento sia superiore al 60 %, considerare
la quota in questione come realizzazione dell'aumento medio annuo;
c) qualora la quota di energia rinnovabile nel settore del
riscaldamento e raffrescamento sia oltre il 50 % e fino al 60 %,
considerare la quota in questione come realizzazione della metà
dell'aumento medio annuo.

3. Formula di normalizzazione per il computo dell'elettricità da
energia idraulica e da energia eolica

Parte di provvedimento in formato grafico

4. Computo dell'energia prodotta dalle pompe di calore

Parte di provvedimento in formato grafico

ALLEGATO II - Disposizioni per la semplificazione delle procedure per
l'installazione di impianti per le fonti rinnovabili e l'efficienza
energetica negli edifici

1. Ambito di intervento

Finalità
Le presenti disposizioni disciplinano le procedure inerenti
all'installazione di impianti o dispositivi tecnologici per
l'efficienza energetica e per lo sfruttamento delle fonti rinnovabili
e si applicano su tutto il territorio nazionale.
In particolare:
- stabiliscono procedure semplificate volte a facilitare
l'installazione, in ambito residenziale e terziario, di impianti o
dispositivi tecnologici per l'efficienza energetica e per lo
sfruttamento delle fonti rinnovabili;
- assicurano l'attuazione omogenea e coordinata sul territorio
nazionale delle suddette procedure;
- prevedono l'eventuale adeguamento dei modelli di comunicazione al
fine di perseguire la semplificazione amministrativa.

Campo di applicazione
Le disposizioni di cui al presente Allegato si applicano ai casi di
nuova installazione e/o sostituzione di impianti tecnologici
destinati ai servizi di climatizzazione invernale e/o estiva e/o
produzione di acqua calda sanitaria, indipendentemente dal vettore
energetico utilizzato, in funzione anche delle tipologie di lavori
individuate dal decreto interministeriale del 26 giugno 2015
concernente "Schema e modalità di riferimento per la compilazione
della relazione tecnica di progetto energetiche e definizione delle
prescrizione e dei requisiti minimi di prestazione energetica negli
edifici".
In particolare, sono definite le procedure per la realizzazione degli
interventi di installazione di impianti a fonti rinnovabili per il
riscaldamento e il raffrescamento in edifici o unità immobiliari del
settore residenziale adibiti a residenza e assimilabili o terziario
secondo la classificazione prevista dall'articolo 3 del decreto del
Presidente della Repubblica 26 agosto 1993, n. 412.
Di seguito, per brevità, al posto di "edificio o unità immobiliare"
può essere indicato solamente "edificio" o "immobile".
Ogni riferimento alla Comunicazione Inizio Lavori Asseverata (CILA),
deve intendersi al modello unificato per edilizia e attività
commerciali di cui all'accordo, siglato nella Conferenza Unificata
del 4 maggio 2017, tra Governo, Regioni ed enti locali, pubblicato
sulla Gazzetta ufficiale n. 128 del 5 giugno 2017 - Supplemento
Ordinario n. 26.

2. Regime giuridico degli interventi

- Il presente Capitolo disciplina il regime giuridico per gli
interventi elencati nel seguito, suddivisi per tipologia di impianto,
fatto salvo quanto disposto dal decreto legislativo 22 gennaio 2004,
n. 42.

Pompe di calore
Gli interventi di installazione e sostituzione di pompe di calore:
a) sono considerati attività di edilizia libera e sono eseguiti
senza comunicazione da parte dell'interessato all'amministrazione
comunale nè titolo abilitativo quando:
i) riguardano pompe di calore con potenza termica utile nominale
inferiore a 40 kW;
ii) sono ascrivibili al novero di interventi di manutenzione
ordinaria di cui al decreto del Presidente della Repubblica 6
giugno 2001, n. 380;
b) sono eseguiti previa comunicazione, anche per via telematica,
dell'inizio dei lavori da parte dell'interessato
all'amministrazione comunale, asseverata da un tecnico abilitato
ai sensi dell'articolo 6-bis, comma 2, del D.P.R. 380 del 2001,
nei casi diversi da quelli di cui alla lettera a). Per tale
comunicazione si utilizza il modulo di Comunicazione Inizio Lavori
Asseverata (CILA), comprensiva dell'attestazione concernente
l'autorizzazione paesaggistica e culturale ove richieste.
L'installazione di pompe di calore da parte di installatori
qualificati, destinate unicamente alla produzione di acqua calda e di
aria negli edifici esistenti e negli spazi liberi privati annessi, è
considerata estensione dell'impianto idrico-sanitario già in opera.
Ove l'intervento ricada su un immobile sottoposto a vincoli culturali
e paesaggistici, resta ferma la disciplina autorizzatoria prevista
dal codice dei beni culturali e del paesaggio e dal decreto del
Presidente della Repubblica 13 febbraio 2017, n. 31. Per quanto
riguarda la disciplina autorizzatoria paesaggistica, gli interventi
suddetti potranno essere ricondotti alle voci A 5 o B 7 di cui agli
Allegati "A" e "B" del D.P.R. 31 del 2017, alle condizioni e nei
limiti ivi stabiliti.

Generatori di calore
Gli interventi di installazione e sostituzione di generatori di
calore:
a) sono considerati attività di edilizia libera e sono eseguiti
senza comunicazione da parte dell'interessato all'amministrazione
comunale nè titolo abilitativo quando sono ascrivibili al novero
di interventi di manutenzione ordinaria di cui al D.P.R. 380
del2001;
b) sono eseguiti previa comunicazione, anche per via telematica,
dell'inizio dei lavori da parte dell'interessato
all'amministrazione comunale, asseverata da un tecnico abilitato
ai sensi dell'articolo 6-bis, comma 2, del DPR 380 del 2001, nei
casi diversi da quelli di cui alla lettera a). Per tale
comunicazione si utilizza il modulo di Comunicazione Inizio Lavori
Asseverata (CILA), comprensiva dell'attestazione concernente
l'autorizzazione paesaggistica e culturale ove richieste.
Ove l'intervento ricada su un immobile sottoposto a vincoli culturali
e paesaggistici, resta ferma la disciplina autorizzatoria prevista
dal codice dei beni culturali e del paesaggio e dal decreto del
Presidente della Repubblica 13 febbraio 2017, n. 31. Per quanto
riguarda la disciplina autorizzatoria paesaggistica, gli interventi
suddetti, potranno essere ricondotti alle voci A 5 o B 7 di cui agli
Allegati "A" e "B" del D.P.R. 31 del 2017, alle condizioni e nei
limiti ivi stabiliti.

Collettori solari termici
Gli interventi di installazione di impianti solari:
a) sono eseguiti senza comunicazione da parte dell'interessato
all'amministrazione comunale nè titolo abilitativo quando
ascrivibili, ai sensi dell'articolo 11, comma 3, del decreto
legislativo 30 maggio 2008, n. 115, a interventi di manutenzione
ordinaria nel caso in cui l'impianto è aderente o integrato nei
tetti degli edifici esistenti con la stessa inclinazione e lo
stesso orientamento dei tetti stessi. Nel caso di tetti a falda,
l'impianto è aderente o integrato nei tetti con la stessa
inclinazione e lo stesso orientamento della falda. I componenti
dell'impianto non modificano la sagoma degli edifici stessi e la
superficie dell'impianto non è superiore a quella del tetto su
cui viene realizzato;
b) sono eseguiti previa comunicazione, anche per via telematica,
dell'inizio dei lavori da parte dell'interessato
all'amministrazione comunale, asseverata da un tecnico abilitato
ai sensi dell'articolo 6-bis, comma 2, del D.P.R. 380 del 2001,
nei casi diversi da quelli di cui alla lettera a). Per tale
comunicazione si utilizza il modulo di Comunicazione Inizio Lavori
Asseverata (CILA), comprensiva dell'attestazione concernente
l'autorizzazione paesaggistica e culturale ove richieste.
Ove l'intervento ricada su un immobile sottoposto a vincoli culturali
e paesaggistici resta ferma la disciplina autorizzatoria prevista dal
Codice dei beni culturali e del paesaggio e dal decreto del
Presidente della Repubblica n. 31 del 2017. Per quanto riguarda la
disciplina autorizzatoria paesaggistica, gli interventi di cui alle
voci a) e b), potranno essere ricondotti alle voci A 6 o B 8 di cui
agli Allegati "A" e "B" del D.P.R. 31 del 2017 alle condizioni e nei
limiti ivi stabiliti.

Generatori ibridi
Gli interventi di installazione di generatori ibridi, composti almeno
da una caldaia a condensazione a gas e da una pompa di calore e
dotati di specifica certificazione di prodotto devono rispettare le
prescrizioni contenute nel paragrafo relativo ai generatori di
calore.

3. Modulistica

Al fine di minimizzare gli oneri a carico dei cittadini e delle
imprese, per la realizzazione e l'esercizio degli impianti di cui al
Capitolo 2 del presente Allegato, le amministrazioni competenti si
adeguano alle disposizioni e adottano i modelli per la comunicazione
di inizio lavori asseverata (CILA) ivi prevista.
Fatti salvi i casi di edilizia libera, ove non è necessaria
comunicazione, hanno titolo a presentare i predetti modelli:
a) i proprietari o nudi proprietari;
b) i titolari di un diritto reale di godimento (usufrutto, uso
abitazione);
c) i delegati e/o procuratori dei soggetti di cui alle lettere a) e
b). A titolo esemplificativo e non esaustivo:
i) i locatari o comodatari, con apposita delega di un soggetto di
cui alla lettera a);
ii) i familiari conviventi del possessore o detentore di altri
diritti reali o personali di godimento sull'immobile oggetto
dell'intervento, con apposita delega di un soggetto di cui
alla lettera a).

4. Monitoraggio

Al fine di monitorare lo stato di conseguimento degli obiettivi in
materia di fonti rinnovabili, nel caso di installazione di impianti
di cui al Capitolo 2 del presente Allegato, entro 60 giorni
dall'installazione è trasmesso per via telematica al GSE dal
progettista incaricato un modulo contenente le informazioni relative
all'impianto installato e all'edificio o unità immobiliare oggetto
di installazione.
Ove non sia prevista la presentazione della CILA, entro 60 giorni
dall'installazione è trasmesso per via telematica al GSE dal
progettista incaricato un modulo semplificato di comunicazione
contenente le informazioni relative all'impianto installato e
all'edificio o unità immobiliare oggetto di installazione. Tale
modulo è reso disponibile dal GSE entro 60 giorni dall'entrata in
vigore del presente decreto.

ALLEGATO III - Obblighi per i nuovi edifici, per gli edifici
esistenti e per gli edifici sottoposti a ristrutturazioni rilevanti


1. Campo di applicazione

1. Il presente Allegato si applica agli edifici nuovi o sottoposti a
ristrutturazioni rilevanti ai sensi del decreto legislativo 3 marzo
2011, n. 28, che rientrino nell'ambito di applicazione del decreto
del Ministro dello sviluppo economico 26 giugno 2015 concernente
adeguamento linee guida nazionali per la certificazione energetica
degli edifici, e per i quali la richiesta del titolo edilizio è
presentata decorsi centottanta giorni dall'entrata in vigore del
presente decreto.

2. Obblighi di utilizzo di impianti a fonti rinnovabili

1. Gli edifici di cui al paragrafo 1, punto 1, sono progettati e
realizzati in modo da garantire, tramite il ricorso ad impianti
alimentati da fonti rinnovabili, il contemporaneo rispetto della
copertura del 60% dei consumi previsti per la produzione di acqua
calda sanitaria e del 60% della somma dei consumi previsti per la
produzione di acqua calda sanitaria, la climatizzazione invernale e
la climatizzazione estiva.
2. Gli obblighi di cui al punto 1 non possono essere assolti tramite
impianti da fonti rinnovabili che producano esclusivamente energia
elettrica la quale alimenti, a sua volta, dispositivi per la
produzione di calore con effetto Joule.
3. La potenza elettrica degli impianti alimentati da fonti
rinnovabili che devono essere obbligatoriamente installati sopra o
all'interno dell'edificio o nelle relative pertinenze, misurata in
kW, è calcolata secondo la seguente formula:

P=k · S

Dove:
• k è uguale a 0,025 per gli edifici esistenti e 0,05 per gli
edifici di nuova costruzione;
• S è la superficie in pianta dell'edificio al livello del
terreno ovvero la proiezione al suolo della sagoma
dell'edificio, misurata in m². Nel calcolo della superficie in
pianta non si tengono in considerazione le pertinenze, sulle
quali tuttavia è consentita l'installazione degli impianti.
4. L'obbligo di cui al punto 1 non si applica qualora l'edificio sia
allacciato a una rete di teleriscaldamento e/o teleraffrescamento
efficiente, così come definito dell'articolo 2, comma 2, lettera tt)
del decreto legislativo 4 luglio 2014, n. 102, purchè il
teleriscaldamento copra l'intero fabbisogno di energia termica per il
riscaldamento e/o il teleraffrescamento copra l'intero fabbisogno
energia termica per raffrescamento.
5. Per gli edifici pubblici, gli obblighi percentuali di cui al punto
1 sono elevati al 65% e gli obblighi di cui al punto 3 sono
incrementati del 10%.
6. A decorrere dal 1° gennaio 2024, gli obblighi di cui al presente
paragrafo sono rideterminati con cadenza almeno quinquennale, tenendo
conto dell'evoluzione tecnologica. In occasione della suddetta
revisione degli obblighi, è valutata l'estensione degli stessi agli
edifici sottoposti a una ristrutturazione importante di primo
livello, nonchè alle categorie di edifici appartenenti alle
categorie E2 , E3 ed E5 di cui all'articolo 3 del decreto del
Presidente della Repubblica 26 agosto 1993, n. 412, con superficie
utile superiore a 10.000 metri quadri, anche se non sottoposti a
ristrutturazione

3. Caratteristiche e specifiche tecniche degli impianti

1. Il rispetto dell'obbligo di cui al presente Allegato è assolto
dagli impianti che rispettano i requisiti e le specifiche tecniche di
cui all'Allegato II.
2 Fatti salvi i casi di alimentazione tramite le reti di
teleriscaldamento e teleraffrescamento, gli impianti a fonti
rinnovabili installati per adempiere agli obblighi di cui al presente
Allegato sono realizzati all'interno o sugli edifici ovvero nelle
loro pertinenze. Per pertinenza si intende la superficie comprendente
l'impronta a terra dei fabbricati e un'area con essi confinante
comunque non eccedente il triplo della superficie di impronta. Gli
impianti fotovoltaici installati a terra non concorrono al rispetto
dell'obbligo.
3. Nel caso di utilizzo di pannelli solari termici o fotovoltaici
disposti su tetti a falda, i predetti componenti devono essere
aderenti o integrati nei tetti medesimi, con la stessa inclinazione e
lo stesso orientamento della falda. Nel caso di tetti piani, la quota
massima, riferita all'asse mediano dei moduli o dei collettori, deve
risultare non superiore all'altezza minima della balaustra
perimetrale. Qualora non sia presente una balaustra perimetrale,
l'altezza massima dei moduli o dei collettori rispetto al piano non
deve superare i 30 cm.

4. Entro sessanta giorni dalla pubblicazione del presente decreto, il
Comitato Termotecnico Italiano CTI predispone linee guida volte ad
agevolare l'applicazione del presente Allegato, contenenti esempi e
calcoli numerici.

4. Casi di impossibilità tecnica di ottemperare all'obbligo
1. L'impossibilità tecnica di ottemperare agli obblighi di
integrazione di cui al presente Allegato è evidenziata dal
progettista nella relazione di cui all'articolo 8, comma 1 del
decreto legislativo 4 agosto 2005, n. 192, e dettagliata esaminando
la non fattibilità di tutte le diverse opzioni tecnologiche
disponibili.
2. Nei casi di cui al punto 1, è fatto obbligo di ottenere un valore
di energia primaria non rinnovabile, calcolato per la somma dei
servizi di climatizzazione invernale, climatizzazione estiva e
produzione di acqua calda sanitaria (EPH,C,W,nren), inferiore al
valore di energia primaria non rinnovabile limite
(EPH,C,W,nren,limite) calcolato secondo quanto previsto dal punto 3
in relazione ai servizi effettivamente presenti nell'edificio di
progetto.
3. Ai fini della determinazione del valore di EPH,C,W,nren,limite di
cui al punto 2 si determina il valore di EPH,C,W,nren,rif,standard
(2019/21), per l'edificio di riferimento secondo quanto previsto
dall'Allegato 1, Capitolo 3 del decreto del Ministro dello sviluppo
economico 26 giugno 2015 concernente applicazione delle metodologie
di calcolo delle prestazioni energetiche e definizione delle
prescrizioni e dei requisiti minimi degli edifici, dotandolo delle
tecnologie e delle efficienze medie dei sottosistemi di utilizzazione
fornite nella Tabella 7 di quest'ultimo e di efficienze medie
stagionali sull'utilizzo dell'energia primaria non rinnovabile dei
sottosistemi di generazione di cui alla seguente Tabella 1 del
presente Allegato, in corrispondenza dei parametri vigenti per gli
anni 2019/2021.

Tabella 1 - Efficienza sull'utilizzo dell'energia primaria non
rinnovabile dei sottosistemi di generazione


+-------------------------------------------------------+----------+
|Servizio |Efficienza|
+-------------------------------------------------------+----------+
|Climatizzazione invernale |1,54 |
+-------------------------------------------------------+----------+
|Climatizzazione estiva |1,28 |
+-------------------------------------------------------+----------+
|Produzione di acqua calda sanitaria |1,28 |
+-------------------------------------------------------+----------+



+------------------------------------------------------------------+
|Nota: i valori delle efficienze per i servizi di climatizzazione |
|invernale, climatizzazione estiva e per la produzione di ACS |
|tengono già conto del fattore di conversione dell'energia |
|primaria non rinnovabile. |
+------------------------------------------------------------------+


5. Modalità di verifica

1. Il progettista inserisce i calcoli e le verifiche previste dal
presente Allegato nella relazione di cui all'articolo 8, comma 1 del
decreto legislativo 4 agosto 2005, n. 192. Una copia della relazione
suddetta è trasmessa al GSE ai fini del monitoraggio del
conseguimento degli obiettivi in materia di fonti rinnovabili di
energia.
2. La verifica del rispetto dell'obbligo di integrazione delle fonti
rinnovabili è effettuata dai Comuni attraverso la relazione di cui
al punto 1.
3. Fermo restando il punto 2, le dichiarazioni e i dati riportati
nella relazione di cui al punto 1 possono essere oggetto di controlli
da parte dei Comuni nonchè di ulteriori controlli stabiliti nei
provvedimenti adottati dalle Regioni ai sensi dell'articolo 26, comma
7, del presente decreto.

ALLEGATO IV - Requisiti minimi per gli impianti a fonti rinnovabili
per il riscaldamento e il raffrescamento

1. Requisiti minimi per gli impianti che non accedono ad incentivi

1. Gli impianti a fonti rinnovabili per il riscaldamento e il
raffrescamento che non accedono a incentivi pubblici rispettano i
requisiti minimi di cui al decreto del Ministro dello sviluppo
economico 26 giugno 2015 concernente applicazione delle metodologie
di calcolo delle prestazioni energetiche e definizione delle
prescrizioni e dei requisiti minimi degli edifici.

2. Requisiti minimi per gli impianti che accedono ad incentivi

Parte di provvedimento in formato grafico

ALLEGATO V - CONTENUTO ENERGETICO DEI COMBUSTIBILI

Parte di provvedimento in formato grafico

ALLEGATO VI - REGOLE PER IL CALCOLO DELL'IMPATTO DEI GAS A EFFETTO
SERRA DEI BIOCARBURANTI, DEI BIOLIQUIDI E DEI CARBURANTI FOSSILI DI
RIFERIMENTO

A. Valori tipici e standard dei biocarburanti se prodotti senza
emissioni nette di carbonio a seguito della modifica della
destinazione d'uso dei terreni

Parte di provvedimento in formato grafico

B. Stima dei valori tipici e standard dei futuri biocarburanti non
presenti sul mercato o presenti solo in quantità trascurabili al
2016 se prodotti senza emissioni nette di carbonio a seguito della
modifica della destinazione d'uso dei terreni

Parte di provvedimento in formato grafico

C. Metodologia di calcolo delle emissioni di gas ad effetto serra

Parte di provvedimento in formato grafico

D. Valori standard disaggregati per i biocarburanti e i bioliquidi

Parte di provvedimento in formato grafico

E. Stima dei valori standard disaggregati per i futuri biocarburanti
e bioliquidi non presenti sul mercato o presenti sul mercato solo in
quantità trascurabili al 2016

Parte di provvedimento in formato grafico

ALLEGATO VII - REGOLE PER IL CALCOLO DELL'IMPATTO DEI GAS A EFFETTO
SERRA DEI COMBUSTIBILI DA BIOMASSA E I RELATIVI COMBUSTIBILI FOSSILI
DI RIFERIMENTO

A. Valori tipici e standard delle riduzioni dei gas a effetto serra
per i combustibili da biomassa se prodotti senza emissioni nette di
carbonio a seguito della modifica della destinazione d'uso dei
terreni

Parte di provvedimento in formato grafico

B. Metodologia di calcolo delle emissioni di gas ad effetto serra

Parte di provvedimento in formato grafico

C. Valori standard disaggregati per i combustibili da biomassa

Parte di provvedimento in formato grafico

D. Totale dei valori tipici e standard per le filiere del
combustibile da biomassa

Parte di provvedimento in formato grafico

ALLEGATO VIII Materie prime double counting

Parte A. Materie prime per la produzione di biogas per il trasporto e
biocarburanti avanzati, il cui contributo per il conseguimento delle
quote di cui all'articolo 39, commi 1 e 2, è considerato il doppio
del loro contenuto energetico ai sensi del comma 6, lettera a).
a) Alghe, se coltivate su terra in stagni o fotobioreattori;
b) Frazione di biomassa corrispondente ai rifiuti urbani non
differenziati, ma non ai rifiuti domestici non separati soggetti
agli obiettivi di riciclaggio di cui all'articolo 205 del decreto
legislativo 3 aprile 2006, n. 152;
c) Rifiuto organico come definito all'articolo 183, comma 1, lettera
d) del decreto legislativo 3 aprile 2006, n. 152, proveniente
dalla raccolta domestica e soggetto alla raccolta differenziata di
cui all'articolo 20 del decreto legislativo 3 aprile 2006, n. 152;
d) Frazione della biomassa corrispondente ai rifiuti industriali non
idonei all'uso nella catena alimentare umana o animale, incluso
materiale proveniente dal commercio al dettaglio e all'ingrosso e
dall'industria agroalimentare, della pesca e dell'acquacoltura, ed
escluse le materie prime elencate nella parte B del presente
Allegato;
e) Paglia;
f) Concime animale e fanghi di depurazione;
g) Effluente da oleifici che trattano olio di palma e fasci di frutti
di palma vuoti;
h) Pece di tallolio;
i) Glicerina grezza;
j) Bagasse;
k) Vinacce e fecce di vino;
l) Gusci;
m) Pule;
n) Tutoli ripuliti dei grani di mais;
o) Frazione della biomassa corrispondente ai rifiuti e ai residui
dell'attività e dell'industria forestale, vale a dire corteccia,
rami, prodotti di diradamenti precommerciali, foglie, aghi,
chiome, segatura, schegge, liscivio nero, liquame marrone, fanghi
di fibre, lignina e tallolio;
p) Altre materie cellulosiche di origine non alimentare;
q) Altre materie ligno-cellulosiche, eccetto tronchi per sega e per
impiallacciatura.
Parte B. Materie prime per la produzione di biogas per il trasporto e
biocarburanti, il cui contributo per il conseguimento delle quote di
cui all'articolo 39, comma 1, è limitato ai sensi del comma 2
lettera b) e può essere considerato il doppio del loro contenuto
energetico ai sensi del comma 6, lettera a).
a) Olio da cucina usato;
b) Grassi animali classificati di categorie 1 e 2 in conformità del
regolamento (CE) n. 1069/2009.