Camera dei deputati Dossier AP0120

Camera dei deputati - XVII Legislatura - Dossier di documentazione (Versione per stampa)
Autore:	Servizio Studi - Dipartimento attività produttive
Titolo:	Le fonti rinnovabili e i meccanismi incentivanti per il settore: prospettive e obiettivi
Serie:	Documentazione e ricerche Numero: 284
Data:	27/02/2017
Organi della Camera:	X-Attività produttive, commercio e turismo

Gli obiettivi di consumo di energia da FER al 2020. La situazione nazionale secondo i criteri di contabilizzazione Eurostat

La Direttiva 2009/28/CE del Parlamento Europeo e del Consiglio del 23 aprile 2009 sulla promozione dell’uso dell’energia da fonti rinnovabili, recante modifica e successiva abrogazione delle direttive 2001/77/CE e 2003/30/CE, fissa per l’Italia per il 2020:

a) un obiettivo complessivo (Overall target) che consiste nel soddisfare con energia da FER il 17% dei consumi finali lordi di energia;

b) un obiettivo settoriale che consiste nel soddisfare con energia da FER il 10% dei consumi complessivi per i trasporti. La stessa Direttiva, per il calcolo degli obiettivi, introduce alcune definizioni e alcuni criteri di calcolo non previsti dalle statistiche ordinarie.

Ai sensi del D.Lgs. 28/2011, il grado di raggiungimento di tale obiettivo è monitorato annualmente dal GSE, secondo la metodologia approvata dal Decreto del Ministero dello Sviluppo Economico 14 gennaio 2012.

Il Piano d’Azione Nazionale per le energie rinnovabili (PAN), elaborato nel 2010, recepisce gli obiettivi definiti dalla direttiva 2009/28/CE (17% e 10% dei consumi finali lordi di energia coperti da fonti rinnovabili rispettivamente sui consumi energetici complessivi e sui consumi del settore Trasporti) e ne individua due ulteriori settoriali, per il settore Elettrico e per il settore Termico (rispettivamente 26,4% e 17,1% dei consumi coperti da FER).

Nel PAN sono inoltre indicate le traiettorie previste per il raggiungimento degli obiettivi e le principali politiche da attuare a tale fine[2].

Nell’ambito della ridefinizione delle priorità strategiche per l’intero sistema energetico nazionale, nel corso del 2012, l’Italia ha spontaneamente elaborato una Strategia Energetica Nazionale (SEN) – approvata con D.M 8 marzo 2013. In tale ambito, per quanto riguarda le energie rinnovabili, si è ritenuto di prevedere che al 2020 la quota di consumi finali coperti mediante le rinnovabili possa arrivare al valore del 19%-20%, fermo restando l’impegno vincolante del 17% assegnato in ambito europeo.

Il Governo ha annunciato che è in corso un processo di revisione della SEN in ragione della necessità di dotarsi di uno strumento programmatorio con un orizzonte temporale coerente con quello europeo, individuando obiettivi realisticamente perseguibili al 2030 e, come tendenza, al 2050, Vi sarà un primo documento pronto per la consultazione pubblica, in concomitanza con il G7 energia previsto nei primi giorni di aprile 2017. La consultazione sarà svolta mediante pubblicazione del documento sul sito del MISE (si veda la risposta del Governo all’interrogazione a risposta Immediata in Commissione n. 5-10250 di Giovedì 12 gennaio 2017).

Gli obiettivi europei al 2030: il nuovo pacchetto di proposte legislative per l’energia ed il clima

A cura dell’Ufficio rapporti con l’Unione Europea

In linea con il suo impegno a presentare una Relazione annuale sullo stato dell'Unione dell'energia, la Commissione europea ha pubblicato, il 1° febbraio 2017, la sua seconda relazione (COM(2017)53) con cui illustra i progressi compiuti successivamente alla pubblicazione della prima relazione sullo stato dell'Unione dell'energia nel novembre 2015 (COM(2015)572).

Entrambe le relazioni sono elementi centrali per il monitoraggio dei progressi compiuti a livello di Unione e di singoli Stati membri e per tracciare le azioni future, elaborando anche gli orientamenti destinati agli Stati membri per quanto concerne i piani nazionali per l’energia e il clima.

L'UE nel suo insieme ha continuato a compiere buoni progressi verso la realizzazione degli obiettivi dell'Unione dell'energia, in particolare quelli in materia di clima ed energia per il 2020. L'UE, infatti, ha già raggiunto l'obiettivo fissato al 2020 per quanto riguarda il consumo di energia finale. Lo stesso vale per le emissioni di gas a effetto serra: nel 2015, erano del 22% inferiori ai livelli del 1990. L'UE è sulla buona strada anche nel settore delle energie rinnovabili, dove, in base ai dati del 2014, la quota di energie rinnovabili ha raggiunto il 16% del consumo unionale lordo di energia finale.

Per quanto riguarda l'Italia, la Commissione europea ha certificato il raggiungimento nel 2014 dell’obiettivo – previsto da raggiungere entro il 2020 - del 17% di energia da fonti rinnovabili; nel 2014, infatti, l’Italia ha raggiunto una quota di energia da fonti rinnovabili del 17,1%. La Commissione europea ha richiamato anche i risultati positivi conseguiti dall’Italia per quanto concerne l'efficienza energetica e la riduzione delle emissioni di gas a effetto serra. In particolare, sotto il profilo dell’efficienza energetica, la Commissione ha rilevato che, considerato il livello di consumo di energia primaria, si rendono necessari sforzi per mantenere il trend al ribasso. Sulla base dei dati Eurostat, infatti, l’Italia ha registrato una domanda di energia primaria nel 2014 pari a 143,8 Mtep, mentre i consumi finali di energia sono stati pari a 113,4 Mtep (esclusi gli usi non energetici). Circa la riduzione delle emissioni di gas a effetto serra, l’Italia, sempre in base ai dati Eurostat, mostra un trend positivo dal 2005 al 2014.

Tuttavia, nonostante i suddetti progressi, l'Italia, a giudizio della Commissione, dovrà impegnarsi ancora al fine di migliorare la capacità di interconnessione (l’Italia, infatti, è ancora insufficientemente collegata con il mercato dell'energia elettrica dell'UE e non ha ancora raggiunto l'obiettivo di interconnessione di energia elettrica 2020 del 10%) e di ridurre i prezzi dell'energia elettrica che, in generale, sono sopra la media UE.

Il 30 novembre 2016 la Commissione europea ha presentato il pacchetto legislativo "Energia pulita per tutti gli europei" , a completamento delle iniziative legislative previste nell'ambito della Strategia dell''Unione dell'energia”. Le proposte legislative del pacchetto riguardano l'efficienza energetica, le energie rinnovabili, l'assetto del mercato dell'energia elettrica, la sicurezza dell'approvvigionamento elettrico e le norme sulla governance per l'Unione dell'energia e intendono fornire un quadro di riferimento più appropriato per conseguire gli obiettivi europei al 2030 che il Consiglio europeo ha fissato nell'ottobre 2014 :

• ridurre le emissioni di gas a effetto serra del 40% (rispetto ai livelli del 1990);

• raggiungere la quota del 27% di energia da fonti rinnovabili (dei consumi finali complessivi);

• aumentare l'efficienza energetica del 27% rispetto alle proiezioni di consumo basate sui criteri vigenti.

Al riguardo, la proposta di direttiva COM(2016)761 propone di modificare la direttiva 2012/27/UE al fine di introdurre un obiettivo unionale vincolante di miglioramento dell'efficienza energetica del 30% per il 2030.

Gli Stati membri presteranno ciascuno il proprio contributo (obiettivi nazionali specifici) nei piani nazionali per l’energia e il clima. Per quanto concerne l’Italia, il Ministro Calenda ha recentemente annunciato che nel corso del 2017 l’Italia provvederà ad aggiornare la Strategia energetica nazionale (SEN) risalente al 2013.

Inoltre, nell'ambito del suddetto pacchetto "Energia pulita per tutti gli europei", la Commissione ha presentato una proposta di regolamento (COM(2016)759) sulla governance dell'energia, la quale stabilisce che, entro il 1° gennaio 2019, gli Stati membri dovranno presentare un piano energetico e climatico integrato per il periodo 2021-2030 e per i decenni successivi, sulla base di un modello predisposto dalla Commissione europea.

Nei piani energetici, gli Stati membri dovranno indicare le misure nazionali relative alle cinque dimensioni dell'Unione dell'energia e una valutazione degli impatti di tali misure per il primo decennio, almeno fino al 2030.

La situazione nazionale

Come risulta dal Bilancio energetico nazionale (BEN), le Fonti energetiche rinnovabili (FER), hanno consolidato negli ultimi anni un ruolo di primo piano nell’ambito del sistema energetico italiano, trainate da meccanismi di sostegno pubblico.

Applicando ai dati sulla produzione effettiva di energia i criteri di contabilizzazione previsti dalla Direttiva 2009/28/CE ai fini del monitoraggio degli obiettivi di consumo di FER al 2020 (si tratta di criteri differenti rispetto alle contabilizzazioni del BEN)[3], i consumi complessivi di energia da fonti rinnovabili sono risultati pari nel 2013 a 20,7 Mtep, con un’incidenza sui consumi finali lordi di energia pari al 16,7%, di poco inferiore al target del 17% fissato per l’Italia al 2020.

Mentre, per il 2014, i consumi complessivi di energia da FER si attestano intorno ai 20,2 Mtep[4], con un’incidenza sui consumi finali lordi di energia pari al 17,07%.

In termini assoluti, la flessione nel 2014 di circa 0,5 Mtep rispetto al 2013 (-2,4%) ha interessato il settore Termico (principalmente per il clima più caldo registrato nel 2014 che ha fatto diminuire l’utilizzo della biomassa) e il settore Trasporti (principalmente come conseguenza del trend di contrazione dei consumi di carburanti).

In termini percentuali (consumi complessivi di energia da FER su consumi finali lordi di energia), nel 2014 è stato raggiunto in anticipo e superato dall’Italia il target del 17% fissato in sede europea per il 2020 (cfr. Tabelle).

Si osservi comunque che l’obiettivo del 17% è un criterio dinamico che dipende dai consumi finali lordi di energia. Tale target è stato raggiunto nell’anno 2014 in una situazione di riduzione dei consumi complessivi di energia, dovuta dunque non solo agli interventi di maggiore efficientamento energetico avutisi negli ultimi anni, ma anche ed in modo sensibile alla crisi economica, che ha determinato una riduzione dei consumi energetici.

Pertanto, come rileva il GSE la possibilità di mantenere la quota dei consumi finali coperta da rinnovabili su questi livelli dipenderà, oltre che dal trend di diffusione delle FER stesse nei prossimi anni (e dagli interventi di efficienza energetica), anche dall’andamento dei consumi energetici complessivi del Paese nella fase post-crisi.

Fonte: MISE-GSE “Terza relazione dell’Italia sui progressi compiuti nell’attuazione della Direttiva 2009/28/CE” (cd. Progress Report) di dicembre 2015, inviato alle Istituzioni europee[5].

Il raggiungimento in anticipo ed il superamento da parte dell’Italia degli obiettivi 2020 nell’anno 2014 è stato attestato - oltre che a novembre scorso dalla Commissione Europea - da Eurostat nel comunicato stampa del 10 febbraio 2016.

L’Istituto statistico europeo osserva che, tra i 28 Stati membri, un terzo di essi ha già raggiunto i propri obiettivi nazionali 2020: Bulgaria, Repubblica Ceca, Estonia, Croazia, Italia, Lituania, Romania, Finlandia e Svezia. Inoltre, Danimarca ed Austria sono sotto di un punto percentuale rispetto al loro target 2020. All’opposto, la Francia (sotto di 8,7 punti percentuali dal raggiungimento del suo obiettivo 2020), i Paesi Bassi (sotto di 8,5 punti), il Regno unito (sotto di 8,0 punti) e l’Irlanda (sotto di 7,4 punti) sono i più lontani dai loro obiettivi.

Infine, appare opportuno menzionare il “Monitoraggio statistico degli obiettivi nazionali e regionali sulle fonti rinnovabili di energia”, pubblicato a dicembre 2016 dal GSE ai sensi del D.M. 11 maggio 2015 (art. 7).

Con riferimento all’obiettivo complessivo (overall target, che prevede una quota FER sui consumi totali pari al 17%) fissato dalla Direttiva 2009/28, il Decreto 15 marzo 2012 del Ministero dello Sviluppo Economico (c.d. decreto burden sharing) fissa il contributo che le diverse regioni e province autonome italiane sono tenute a fornire ai fini del raggiungimento del target nazionale, attribuendo a ciascuna di esse specifici obiettivi regionali di impiego di FER al 2020. In questo contesto normativo, il Decreto 11 maggio 2015 del Ministero dello Sviluppo Economico, che approva la metodologia da applicare per misurare il grado di raggiungimento degli obiettivi regionali, prevede – all’articolo 7 – la pubblicazione annuale di “[…] un rapporto statistico relativo al monitoraggio del grado di raggiungimento dell’obiettivo nazionale e degli obiettivi regionali in termini di quota dei consumi finali lordi di energia da fonti rinnovabili, a livello complessivo e con riferimento ai settori elettrico, termico e dei trasporti”. A dicembre 2016, il GSE ha pubblicato il primo rapporto del DM, presentando i dati di monitoraggio degli obiettivi nazionali e regionali sulle FER aggiornati all’anno 2014.

Nel Rapporto è esposta una Tabella riepilogativa dei consumi finali lordi di energia da fonti rinnovabili attribuibili a ciascuna regione.

Sulla base di quanto risulta dalla Tabella, quasi tutte le regioni e le province autonome registrano, sia nel 2012 che nel 2014, una quota di consumi finali lordi di energia coperta da fonti rinnovabili superiore alle previsioni del D.M. burden sharing.

Per quanto riguarda l’anno 2015, i dati preliminari diffusi dal GSE il 29 febbraio 2016 evidenziano consumi di energia da FER nel 2015 pari a 21,1 Mtep, con un’incidenza sui consumi finali lordi intorno al 17,3%, dunque un valore - sia in termini assoluti che in termini percentuali - superiore rispetto agli impieghi del 2014. L’incremento degli impieghi di FER (circa 900 ktep) è per oltre il 70% imputabile all’utilizzo delle biomasse nel settore termico.

Conclusioni

Secondo la contabilizzazione Eurostat, nel 2014, i consumi finali lordi (CFL) di energia in Italia si sono attestati intorno a 118,6 Mtep, valore più basso degli ultimi 10 anni e inferiore di oltre 5 Mtep rispetto all’anno precedente (-4,3%)[6]. La quota di tali consumi coperta da fonti rinnovabili (FER)è stata pari al 17,07 %, un valore superiore al target assegnato all’Italia dalla Direttiva 2009/28/CE per il 2020 (17%) e non distante dall’obiettivo individuato dalla Strategia Energetica Nazionale (19-20%).

Nel 2015, i consumi finali lordi (CFL) di energia in Italia si sono attestati (stime GSE[7]) intorno a 122,2 Mtep, registrando dunque una ripresa rispetto al 2014 (+ 3,0 %).

La quota di tali consumi coperta da FER sarebbe stata pari a 21,1 Mtep, con un’incidenza sui consumi finali lordi intorno al 17,3%, un valore dunque - sia in termini assoluti che in termini percentuali - superiore rispetto agli impieghi del 2014.

Rimane, anche in questo caso, l’osservazione del GSE secondo la quale la possibilità di mantenere la quota dei consumi finali coperta da rinnovabili su questi livelli dovrà essere testata anche sulla base del futuro andamento dei consumi energetici complessivi del Paese nella fase post-crisi.

La tabella seguente, tratta dalla pubblicazione del GSE “Energia da fonti rinnovabili in Italia – Dati preliminari 2015” del 29 febbraio 2016, fornisce il quadro completo delle grandezze considerate per il monitoraggio dell’obiettivo 2020: esse comprendono gli impieghi di FER in Italia nei settori elettrico, termico e trasporti, nonché le macro-voci che compongono i Consumi Finali Lordi di energia del Paese. I dati sono stati richiamati dal MISE nella “Relazione sulla situazione energetica nazionale 2015” di giugno 2016.

Dalla Tabella precedente, si evince che le FER trovano impiego diffuso, in primis, per la produzione di calore: nel 2015 il settore Termico, concentra infatti circa il 50,1% dei consumi complessivi di energia da FER (dopo la lieve flessione registrata nel 2014 principalmente per il clima più caldo che aveva fatto diminuire l’utilizzo della biomassa); nonché, per la produzione di energia elettrica: il settore Elettrico assorbe nel 2015 il 44,3% dei consumi da FER; infine come biocarburanti per l’autotrazione: il settore Trasporti assorbe il 5,6%, in lieve aumento rispetto al 2014 (anno in cui si è registrato un valore di consumi inferiore ascrivibile al trend di contrazione dei consumi di carburanti)[8].

Confronto tra consumi energetici rilevati nel 2014 e traiettorie PAN

Osservando in dettaglio i grafici relativi ai tre settori, elaborati dal GSE nell’ultimo Rapporto statistico (dicembre 2015[9]) si nota che:

§ nel 2014 il dato relativo ai consumi di FER nel settore Trasporti (Grafico C) risulta inferiore sia alle previsioni del PAN (circa 600 ktep in meno) sia al dato relativo al 2013, principalmente come conseguenza della contrazione generale dei consumi di carburanti in Italia;

§ il dato di consumo nel settore Elettrico (grafico D) risulta superiore, nel 2014, non solo al dato previsto dal PAN per lo stesso anno, ma anche al valore previsto per il 2020;

§ i consumi rilevati di FER nel settore Termico (grafico E) risultano sempre ampiamente superiori rispetto alle previsioni PAN.

Approfondimento: i consumi e la produzione di energia da fonti rinnovabili in Italia nel 2014 e 2015 suddivisi per settore

Come già detto, applicando i criteri di contabilizzazione previsti dalla Direttiva 2009/28/CE, nel 2014 i consumi complessivi di energia da FER in Italia risultano pari a 20,2 Mtep. La flessione di circa 0,5 Mtep rispetto al 2013 (-2,4%) ha interessato il settore Termico (principalmente per il clima più caldo registrato nel 2014 che ha fatto diminuire l’utilizzo della biomassa) e il settore Trasporti (principalmente a causa del trend di contrazione dei consumi di carburanti).

Per quanto riguarda l’anno 2015, i le stime diffuse dal GSE evidenziano consumi di energia da FER pari a 21,1 Mtep, circa il 17,3% dei consumi finali di energia, dunque un valore - sia in termini assoluti che in termini percentuali - superiore rispetto agli impieghi del 2014. L’incremento degli impieghi di FER è per oltre il 70% imputabile all’utilizzo delle biomasse nel settore termico.

Per quanto riguarda la produzione in Italia di elettricità da FER, i circa 656.000 impianti alimentati da fonti rinnovabili installati sul territorio nazionale (per una potenza complessiva di 50.594 MW) hanno prodotto, nel 2014, circa 120,7 TWh di energia elettrica (+7,8% rispetto al 2013), che si riducono a 107,6 TWh applicando le regole di calcolo previste dalla Direttiva 2009/28/CE ai fini del monitoraggio degli obiettivi.

La fonte rinnovabile che ha fornito il contributo più importante nel settore Elettrico è, nel 2014 quella idraulica (48% della produzione elettrica da FER), seguita dalla fonte solare (19%), dalle bioenergie (15%), dalla fonte eolica (13%) e da quella geotermica (5%). Nell’anno 2015, la produzione di energia elettrica da FER si è ridotta, passando da circa 120,7 TWh a circa 106,8 TWh, ma rimane sostanzialmente invariato, in termini percentuali, il contributo delle fonti predette.

Per quanto riguarda invece il settore Termico, nel 2014 sono stati prodotti circa 9,9 Mtep di energia termica da fonti rinnovabili (416.000 TJ), di cui poco meno di 9 Mtep in modo diretto (attraverso stufe, camini, pannelli solari, pompe di calore, impianti di sfruttamento del calore geotermico) e circa 1 Mtep come consumi di calore derivato (principalmente attraverso sistemi di teleriscaldamento alimentati da biomasse). La fonte di gran lunga più importante è la biomassa solida (6,7 Mtep), utilizzata soprattutto nel settore domestico. Assumono grande rilievo anche le pompe di calore (2,6 Mtep), mentre sono ancora limitati i contributi della fonte geotermica e di quella solare. Nel 2015, sono stati prodotti 10,6 Mtep di energia termica da FER, in aumento rispetto all’anno 2014.

Per quanto riguarda infine il settore Trasporti, nel 2014 sono stati immessi in consumo circa 1,06 Mtep di biocarburanti (oltre 1,2 milioni di tonnellate), e nel 2015 sono stati immessi in consumo 1,15 Mtep, in larghissima parte costituiti da biodiesel.

Gli incentivi per le fonti rinnovabili e le recenti politiche legislative

Gli incentivi alla produzione rinnovabile elettrica in Italia sono storicamente i più elevati d’Europa, con un forte impatto sul costo dell’energia: circa il 20% circa della bolletta elettrica italiana è destinato a incentivi alla produzione tramite fonti rinnovabili (componente A3 della bolletta[10]. Si veda infra il box Andamento del fabbisogno economico e del gettito della componente A3 della bolletta elettrica).

Negli ultimi anni, comunque, in coerenza con la Strategia energetica nazionale, sono stati approvati alcuni provvedimenti mirati a ridurre i costi dell’energia, e in particolare le cosiddette norme “spalma-incentivi”, che puntano a diminuire l’onere annuo dell’incentivazione delle fonti rinnovabili che si scarica sulla componente A3. Dapprima, con il D.L. 145/2013 (articolo 1, commi 3-6), c.d. Destinazione Italia è stato previsto il cosiddetto "spalma-incentivi volontario" con il quale si è proposto ai produttori di energia elettrica da fonti rinnovabili titolari di impianti che beneficiano di Certificati Verdi, Tariffe Onnicomprensive e tariffe premio, un’alternativa tra continuare a godere del regime incentivante spettante per il periodo di diritto residuo oppure optare per la fruizione di un incentivo ridotto a fronte di una proroga del periodo di incentivazione[11].

Successivamente, con il D.L. 91/2014, articolo 26, è stato introdotto il cosiddetto "spalma-incentivi obbligatorio", che introduce nuove modalità di erogazione degli incentivi a carico delle tariffe elettriche già riconosciuti all’energia prodotta dai grossi impianti fotovoltaici (di potenza incentivata superiore a 200KW), lasciando ai produttori la scelta tra tre opzioni[12].

Con riferimento al cd. spalma incentivi obbligatorio, la Corte Costituzionale con sentenza n. 16 del 7 dicembre 2016- 24 gennaio 2017 ha dichiarato non fondata la questione di legittimità costituzionale dell'art. 26, commi 2 e 3, del decreto-legge 24 giugno2014, n. 91 (disciplina del cd. spalma incentivi obbligatorio).

Secondo la Corte Costituzionale, l’intervento del legislatore del 2014 ha operato in un contesto congiunturale nel quale - a fronte della remuneratività delle tariffe incentivanti per l'energia solare prodotta da fonte fotovoltaica, rivelatasi progressivamente più accentuata, sia rispetto anche ai costi di produzione (in ragione del repentino sviluppo tecnologico del settore), sia rispetto al quadro complessivo europeo - era venuto specularmente in rilievo il crescente peso economico di tali incentivi sui consumatori finali di energia elettrica (in particolare sulle piccole e medie imprese costituenti il tessuto produttivo nazionale). Il legislatore è pertanto intervenuto, con logica perequativa, al dichiarato fine di «favorire una migliore sostenibilità nella politica di supporto alle energie rinnovabili» (art. 26 D.L. n. 91 del 2014) e di «pervenire ad una più equa distribuzione degli oneri tariffari frale diverse categorie di consumatori elettrici», prevedendo a tal proposito che i minori oneri per l'utenza derivanti dalla rimodulazione degli incentivi per gli impianti fotovoltaici siano «destinati alla riduzione delle tariffe elettriche dei clienti di energia elettrica in media tensione e di quelli in bassa tensione [...]» (art. 23 D.L. 91/2014[13]).

E', dunque, quello contenuto nel D.L. n. 91/2014 un intervento che risponde ad un interesse pubblico, in termini di equo bilanciamento degli opposti interessi in gioco, volto a coniugare la politica di supporto alla produzione di energia da fonte rinnovabile con la maggiore sostenibilità dei costi correlativi a carico degli utenti finali dell'energia elettrica.

Come già detto, il cd. “spalma incentivi obbligatorio” interviene sulle tariffe incentivanti già godute, in quanto, dalla metà dell’anno 2013, si sono esauriti i fondi del Quinto Conto Energia per l’incentivazione del fotovoltaico, essendo stata raggiunta la soglia dei 6,7 miliardi di euro [14].

Per ciò che attiene agli effetti del cd. “spalma incentivi obbligatorio” il GSE, nell’ultimo Rapporto disponibile sull’attività svolta nel corso del 2015, pubblicato a marzo 2016, evidenzia che, nel corso dell’anno 2015, l’erogazione degli incentivi a favore di oltre 550.000 impianti (circa 17.700 MW) ammessi ai diversi Conti energia ha comportato un costo di 6,3 miliardi di euro, in calo rispetto al costo sostenuto nel 2014 (6,6 miliardi) per effetto della rimodulazione obbligatoria di cui al D.L. n. 91/2014.

Per ciò che attiene invece al cd. “spalma incentivi volontario”, il GSE rileva che gli impianti (non fotovoltaici) che risultano aver aderito alla rimodulazione sono 237 (di cui 174 a Certificati Verdi e 63 a Tariffa Onnicomprensiva), per una potenza complessiva di 942 MW (di cui 922 a CV e 20 a TO); si osserva una netta prevalenza della fonte idraulica. Complessivamente, la riduzione del costo indicativo annuo risulta pari, per il primo anno, a circa 51 milioni di euro, di cui quasi 39 milioni ascrivibili all’idroelettrico.

Alcuni più recenti interventi, contenuti nella legge di stabilità 2016, sono invece suscettibili di determinare un aumento degli oneri della componente A3. La legge di stabilità infatti riconosce alla produzione di energia elettrica di impianti alimentati da biomasse, biogas e bioliquidi sostenibili, che hanno cessato al 1° gennaio 2016 o cessano entro il 31 dicembre 2016 di beneficiare di incentivi sull’energia prodotta - in alternativa all’integrazione dei ricavi prevista dall’articolo 24, comma 8 del D.Lgs. n. 28/2011 a favore degli impianti di produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili eserciti in assenza di incentivi (norma questa mai attuata) - un diritto a fruire fino al 31 dicembre 2020 di un incentivo all’energia prodotta. L’incentivo è pari all’80% di quello riconosciuto dal D.M 6 luglio 2012 agli impianti di nuova costruzione e di pari potenza, ed è erogato dal GSE secondo le modalità fissate dallo stesso D.M.[15].

L’erogazione dell’incentivo è comunque subordinata alla decisione favorevole della Commissione europea in esito alla notifica del regime di aiuto (articolo 1, commi 149-151)[16].

Andamento del fabbisogno economico e del gettito della componente A3 della bolletta elettrica

Il GSE rileva, nell’ultimo rapporto pubblicato, che il fabbisogno economico A3 è cresciuto rapidamente dai circa 3 miliardi di euro nel 2009 a oltre 13 miliardi di euro nel 2014.

Per l’anno 2014 i costi sostenuti dal GSE nella gestione dei meccanismi dedicati alle fonti rinnovabili e assimilate sono ammontati complessivamente a un valore di 15,8 miliardi di euro.

I costi sostenuti dal GSE sono stati in parte compensati dai ricavi provenienti dalla vendita sul mercato dell’energia elettrica ritirata. Nel 2014 i ricavi, al lordo dei corrispettivi di borsa e della valorizzazione degli sbilanciamenti, sono stati pari a circa 2.420 milioni di euro.

La differenza tra costi (15,8 miliardi di euro) e ricavi (2,4 miliardi di euro) ha determinato un onere e, dunque, un fabbisogno economico della componente A3, pari a 13,4 miliardi di euro.

Il gettito A3 raccolto da parte dei distributori connessi alla rete di trasmissione nazionale per l’anno 2014 è stato, invece, pari a circa 12,6 miliardi di euro[17].

Ne consegue un disavanzo economico di circa 770 milioni di euro che dovrà essere comunque coperto con successivi prelievi sulla componente A3.

Per il 2015, dati GSE[18], la differenza tra costi nella gestione dei meccanismi dedicati alle fonti rinnovabili - circa 15 miliardi di euro - e ricavi (poco più di 2 miliardi di euro) ha determinato un onere e, dunque, un fabbisogno economico della componente A3, pari a 12,9 miliardi di euro.

La diminuzione del fabbisogno economico della componente A3 nel 2015 rispetto al 2014 è dovuta – secondo il GSE - al contemporaneo verificarsi di fattori di segno opposto: la discesa di oltre 1 miliardo di euro del costo relativo al Cip 6/92[19] – gravato nel 2014 dal peso delle estinzioni anticipate – e secondariamente la diminuzione del costo associato al Ritiro dedicato (RID[20]) e al Conto Energia, hanno più che bilanciato i maggiori oneri per l’acquisto dei certificati verdi (CV) e i minori ricavi derivanti dalla vendita dell’energia sul mercato.

Un ulteriore incremento è previsto dal GSE nel 2016, per cui si stimano preliminarmente circa 14,4 miliardi di euro di oneri, principalmente per la sovrapposizione tra il ritiro dei CV invenduti e l’erogazione delle tariffe incentivanti che, proprio a partire dal 2016, sostituiscono i CV stessi.

Dal 2017 il GSE prevede, invece, una riduzione del fabbisogno A3, sia perché cesserà il ritiro dei CV sia per la conclusione del periodo di incentivazione per diversi impianti.

Fonti rinnovabili diverse dal fotovoltaico

Il D.M. 23 giugno 2016[21] stabilisce le modalità di incentivazione della produzione di energia elettrica da impianti alimentati da fonti rinnovabili diversi da quelli fotovoltaici, inclusi i solari termodinamici, aventi potenza superiore a 1 kW nuovi, integralmente ricostruiti, riattivati, oggetto di intervento di potenziamento o di rifacimento purché entrati in esercizio dal 1°gennaio 2013.

Sono fissate modalità transitorie di applicazione, a specifiche condizioni, del precedente regime incentivante delineato nel D.M. 6 luglio 2012[22].

Si ricorda in proposito che il D.M. 6 luglio 2012 ha disciplinato anche le modalità con cui gli impianti già in esercizio passano, a partire dal 2016, dal meccanismo dei certificati verdi a nuovi meccanismi di incentivazione[23].

In continuità con il precedente D.M. 6 luglio 2012, viene incentivata la produzione di energia elettrica netta immessa in rete dall'impianto (calcolata come minor valore tra la produzione netta e l’energia elettrica effettivamente immessa in rete). Sono previsti due differenti meccanismi incentivanti:

a) una tariffa incentivante omnicomprensiva (To) per gli impianti di potenza fino a 0,500 MW, calcolata sommando alla tariffa incentivante base (Tb) gli eventuali premi a cui l'impianto ha diritto. Il corrispettivo erogato comprende anche la remunerazione dell'energia che viene ritirata dal GSE;

b) un incentivo (I) per gli impianti di potenza superiore a 0,500 MW, calcolato come differenza tra la tariffa incentivante base (Tb) - a cui vanno sommati eventuali premi a cui l'impianto ha diritto - e il prezzo zonale orario dell’energia. L’energia prodotta resta nella disponibilità del produttore.

Gli impianti di potenza fino a 0,500 MW possono optare per l’una o l’altra tipologia, con la facoltà di passare da un sistema all’altro non più di due volte nel corso dell'intero periodo di incentivazione.

Gli impianti di potenza superiore a 0,500 MW possono richiedere solo l’incentivo (I).

Gli incentivi vengono erogati, a partire dalla data di entrata in esercizio commerciale, per un periodo pari alla vita media utile convenzionale della specifica tipologia di impianto. Il periodo di incentivazione avrà nella gran parte dei casi durata di vent’anni (venticinque per il solare termodinamico).

Gli incentivi verranno assegnati attraverso diverse modalità a secondo della potenza dell’impianto. E’ in particolare previsto:

§ l’accesso diretto, a seguito dell’entrata in esercizio: nel caso di impianti nuovi, oggetto di intervento di integrale ricostruzione, riattivazione, potenziamento o rifacimento, con potenza inferiore a specifici valori di soglia, differenziati per tipologia di fonte[24];

§ l’iscrizione a registri e successiva richiesta di accesso agli incentivi per gli impianti ammessi in posizione utile: nel caso di impianti nuovi, oggetto di intervento di integrale ricostruzione, riattivazione, potenziamento, con potenza ricompresa in specifici valori di soglia, differenziati per tipologia di fonte, ovvero nel caso di impianti oggetto di rifacimento, con potenza ricompresa in specifici valori di soglia, differenziati per tipologia di fonte;

§ l’aggiudicazione delle procedure competitive di asta al ribasso: nel caso di impianti nuovi, oggetto di intervento di integrale ricostruzione, riattivazione, potenziamento, con potenza superiore al valore di soglia di 5.000 KW (5 MW), stabilito per specifiche tipologie di fonte rinnovabile.

Sul sito istituzionale del GSE è riportato il seguente schema delle modalità di accesso agli incentivi distinto per tipologie di impianti e di fonte.

Modalità di accesso agli incentivi per impianti nuovi, riattivazioni, integrali ricostruzioni (**) e potenziamenti (***)

TIPOLOGIA DI FONTE	ACCESSO DIRETTO (kW)	REGISTRO (kW)	ASTA(kW)
Eolico on shore	1 < P ≤ 60^(*)	1 < P ≤ 5000	P>5000
Eolico off-shore	1 < P ≤ 60^(*)		P>5000
Idroelettrico (di cui all'art. 4.3.b punti i, ii, iii, iv)	1 < P ≤ 250	1 < P ≤ 5000
Idroelettrico (diversi dall’art. 4.3.b punti i, ii, iii, iv)		1 < P ≤ 5000
Oceanica	1 < P ≤ 60^(*)	1 < P ≤ 5000
Geotermoelettrico		1 < P ≤ 5000	P>5000
Biomasse (art 8.4.a-b)	1 < P ≤ 200	1 < P ≤ 5000
Biomasse (art 8.4.c-d rifiuti)		1 < P ≤ 5000 ^(****)	P>5000^(*****)
Biogas	1 < P ≤ 100	1 < P ≤ 5000 ^(****)
Solare Termodinamico	1 < P ≤ 100	1 < P ≤ 5000	P>5000

(*) Per impianti realizzati con procedure ad evidenza pubblica da PP.AA., anche tra loro associate, ivi inclusi i Consorzi di Bonifica, ad eccezione dei potenziamenti, le potenze massime per l'accesso diretto sono raddoppiate.

(**) L’intervento di integrale ricostruzione non è contemplato per gli impianti alimentati da bioliquidi, biogas, gas di discarica, gas residuati dei processi di depurazione e idroelettrici installati negli acquedotti.

(***) Per interventi di potenziamento gli intervalli di potenza sono riferiti all'aumento della potenza dell'impianto al termine dell'intervento.

(****) Per impianti di cui all’articolo 8, comma 4, lettera d) e gas di depurazione e gas di discarica e bioliquidi sostenibili

(*****) Per impianti di cui all’articolo 8, comma 4, lettere c) e d).

Modalità di accesso agi incentivi per impianti oggetto di rifacimento (*)

TIPOLOGIA DI FONTE	ACCESSO DIRETTO (kW)	REGISTRO (kW)
Eolico on shore	1 < P ≤ 60	P > 1
Eolico off-shore	1 < P ≤ 60
Idroelettrico (di cui all'art. 4.3.b punti i, ii, iii, iv)	1 < P ≤ 250	P > 1
Idroelettrico (diversi dall’art. 4.3.b punti i, ii, iii, iv)		P > 1
Oceanica	1 < P ≤ 60
Geotermoelettrico		P > 1
Biomasse (art 8.4.a-b)	1 < P ≤ 200
Biogas	1 < P ≤ 100

(*) Per gli interventi di rifacimento gli intervalli di potenza sono riferiti alla potenza dell'impianto al termine dell'intervento

Fonte: GSE

Quanto alle risorse messe a disposizione, il D.M. 23 giugno 2016 stabilisce per le diverse fonti rinnovabili nuovi contingenti di potenza incentivabile (art. 9, 12 e 17). Il MISE ha pubblicato, sul proprio sito istituzionale una tabella riepilogativa, per ciascuna fonte, del contingente di potenza incentivabile e la spesa annua prevista, che, complessivamente ammonta a 435 milioni di euro.

Tecnologia	Spesa prevista (mln euro)	Potenza incentivabile (MW)
Eolico on-shore	85	860(*)
Eolico off-shore	10	30(*)
Idroelettrico	61	80(*)
Geotermico	37	50(*)
Biomasse	105	90(*)
Rifiuti	10	50(*)
Solare termodinamico	98	120(*)
Rifacimenti	29	90(**)
Totale	435	1.370

(*) Art.9 (contingenti di potenza per incentivazione con iscrizione a registro) + Art. 12 (contingenti di potenza per incentivazione con procedure d’asta)

(**) Art. 12 (contingenti di potenza per interventi di rifacimento totale o parziale)

I nuovi incentivi verranno comunque erogati nell’ambito del tetto complessivo di 5,8 miliardi di euro annui previsto per le energie rinnovabili, diverse dal fotovoltaico, oggi in bolletta. Infatti, il D.M. 23 giugno 2016 (come il precedente D.M. 23 luglio 2016) stabilisce infatti che il costo indicativo cumulato di tutte le tipologie di incentivo degli impianti a fonte rinnovabile, con esclusione di quelli fotovoltaici, non può superare i 5,8 miliardi di euro annui (articolo 3, commi 2 e 3 e art. 27, comma 3).

Infine, per ciò che attiene al cumulo con altre fonti incentivanti, il D.M. 23 giugno 2016 prevede meccanismi di incentivazione non sono cumulabili con altri incentivi pubblici comunque denominati, fatte salve le disposizioni di cui all’art. 26 del decreto legislativo n. 28 del 2011 in materia di cumulo[25]. In particolare, nell’allegato I.3 sono stabilite le modalità per la rideterminazione della tariffa per gli impianti ai quali è stato riconosciuto o assegnato un contributo in conto capitale ai sensi del citato articolo 26.

La tariffa per la produzione in assetto cogenerativo ad alto rendimento di cui in allegato 1 non è cumulabile con ulteriori incentivi all’efficienza energetica e alla produzione di energia termica, inclusi quelli di cui all’art. 30, comma 11, della legge n. 99 del 2009.

Costo indicativo annuo dell’incentivazione da fonti rinnovabili diverse dal fotovoltaico

Come sopra già accennato, il D.M. 23 giugno 2016 (come il precedente D.M. 23 luglio 2016) stabilisce infatti che il costo indicativo cumulato di tutte le tipologie di incentivo degli impianti a fonte rinnovabile, con esclusione di quelli fotovoltaici, non può superare i 5,8 miliardi di euro annui (articolo 3, commi 2 e 3 e art. 27, comma 3).

A tal fine, il GSE aggiorna periodicamente e pubblica aggiornamenti mensili del costo indicativo cumulato annuo degli incentivi. Il D.M. incide anche sulle modalità di calcolo del costo indicativo annuo.

Qualora poi il costo correlato comportasse il superamento del limite, tutti i contingenti dovranno essere ridotti dal GSE nella medesima misura percentuale, pari al rapporto fra il costo effettivamente disponibile (valore dato dalla differenza tra il costo massimo dei 5.8 MLD € ed il costo indicativo annuo) e quello relativo ai contingenti messi a disposizione (articolo 27).

Secondo i dati GSE, il costo indicativo cumulato annuo degli incentivi riconosciuti agli impianti alimentati da fonti rinnovabili diversi da quelli fotovoltaici (contatore FER-E) si è attestato a fine 2015 sul valore di circa 5.658 milioni di euro, ripartiti come segue tra i diversi meccanismi di incentivazione[26]

Costo indicativo annuo di incentivazione della produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili (escluso il fotovoltaico) per meccanismo
(al 31/12/2015)
(mln euro)

Fonte: GSE, Rapporto attività 2015, pubblicato a marzo 2016.

Secondo gli ultimi dati messi a disposizione dal GSE, al 30 giugno 2016, risulta un costo indicativo annuo cumulato di 5.508 € mln, e un costo indicativo medio di 5.418 € mln.

Le proiezioni del GSE indicano uno scenario evolutivo in diminuzione, ed in particolare una ulteriore discesa del costo annuo dovuta prevalentemente al decadimento del diritto di accesso all’incentivo per impianti non realizzati entro i termini previsti dal DM 6 luglio 2012.

Settore termico

Per quanto riguarda il settore termico, l’obiettivo delineato nella SEN è quello di sviluppare la produzione di rinnovabili fino al 20% dei consumi finali al 2020 (dal 17% dell’obiettivo 20-20-20), pari a circa 11 Mtep/anno.

Il raggiungimento dell’obiettivo è legato alla sostituzione di una parte degli impianti esistenti alimentati a combustibili convenzionali, alle nuove installazioni, all’evoluzione degli obblighi di integrazione delle rinnovabili nell’edilizia. Per lo stimolo delle rinnovabili termiche di piccola taglia (destinato prevalentemente al settore civile), è stato varato un decreto ministeriale che incentiva direttamente l’installazione di impianti dedicati, il cosiddetto “Conto Termico” (D.M. 28 dicembre 2012)[27].

Con il D.L. 133/2014 (cd. Sblocca-Italia) si è poi cercato di dare nuovo impulso a tale tipologia di incentivazione, cercando di facilitare l'accesso ad imprese, famiglie e soggetti pubblici ai contributi per gli interventi:

§ di produzione di energia termica da fonti rinnovabili;

§ di incremento dell'efficienza energetica di piccole dimensioni, realizzati in data successiva al 31 dicembre 2011.

Il D.L. n. 133/2014 (articolo 22) ha previsto, a tal fine, l'aggiornamento, entro il 31 dicembre 2014, del sistema di incentivi definiti dal c.d. conto termico con il D.M. 28 dicembre 2012, al fine di semplificare le procedure ed utilizzare gli strumenti per favorire l'accesso alle risorse stanziate (cd. nuovo conto termico).

Il “Nuovo conto termico” (Decreto interministeriale del 16 febbraio 2016 pubblicato in Gazzetta ufficiale il 2 marzo 2016), aggiorna dunque la disciplina per l’incentivazione di interventi di piccole dimensioni per l’incremento dell’efficienza energetica e per la produzione di energia termica da fonti rinnovabili, perseguendo i principi di semplificazione, efficacia, diversificazione e innovazione tecnologica indicati dal D.L. n. 133/2014, nonché di coerenza con gli obiettivi di riqualificazione energetica degli edifici della pubblica amministrazione.

Il D.M. prevede un “tetto di spesa” pari a 200 milioni di euro per incentivi riconosciuti ad interventi di pubbliche amministrazioni e a 700 milioni di euro ad interventi realizzati da privati.

Le richieste possono essere presentate (entro 60 giorni dalla fine dei lavori) attraverso la modalità dell’accesso diretto[28]. Per le PA è anche consentito, con l’accesso a prenotazione, riservare gli incentivi prima dell’avvio lavori.

In accesso diretto l’incentivo è erogato in un’unica soluzione, per i soggetti privati fino a 5.000 euro, per le PA a prescindere dall’importo[29].

In caso di prenotazione, le PA ricevono una rata di acconto ad avvio lavori e il saldo al termine degli stessi.

Il responsabile della gestione del meccanismo e dell’erogazione degli incentivi è il Gestore dei Servizi Energetici – GSE.

In particolare, come sopra accennato, soggetti che possono richiedere gli incentivi del nuovo Conto termico sono i soggetti privati e le pubbliche Amministrazioni (di cui all’articolo 1, comma 2 del decreto legislativo 30 marzo 2001, n. 165), incluse gli ex Istituti Autonomi Case Popolari, le cooperative di abitanti iscritte all’Albo nazionale delle società cooperative edilizie di abitazione e dei loro consorzi, costituito presso il Ministero dello Sviluppo Economico, nonché le società a patrimonio interamente pubblico e le società cooperative sociali iscritte nei rispettivi albi regionali.

L’accesso ai meccanismi di incentivazione può essere richiesto direttamente dai soggetti ammessi o per il tramite di ESCO: per le Pubbliche Amministrazioni attraverso la sottoscrizione di un contratto di prestazione energetica, per i soggetti privati anche mediante un contratto di servizio energia previsti dal D.lgs. 115/2008.

Dal 19 luglio 2016 (a 24 mesi dall’entrata in vigore del d.lgs. 102/2014), possono presentare richiesta di incentivazione al GSE solamente le ESCO in possesso della certificazione, in corso di validità, secondo la norma UNI CEI 11352.

Quanto agli interventi incentivabili, essi sono stati schematizzati dal GSE (Cfr. Vademecum del Conto termico 2.0) nel seguente modo:

Fonte: GSE.

Rispetto al precedente Conto termico, il nuovo Conto prevede, come evidenzia il GSE, percentuali di incentivazione più alte, ed in particolare:

§ fino al 65% della spesa sostenuta per gli nZEB

§ fino al 40% per gli interventi di isolamento di muri e coperture, per la sostituzione di chiusure finestrate, per l’installazione di schermature solari, l’illuminazione di interni, le tecnologie di building automation, le caldaie a condensazione

§ fino al 50% per gli interventi di isolamento termico nelle zone climatiche E/F e

§ fino al 55% nel caso di isolamento termico e sostituzione delle chiusure finestrate, se abbinati ad altro impianto (caldaia a condensazione, pompe di calore, solare termico, ecc.)

§ anche fino al 65% per pompe di calore, caldaie e apparecchi a biomassa, sistemi ibridi a pompe di calore e impianti solari termici

§ il 100% delle spese per la Diagnosi Energetica e per l’Attestato di Prestazione Energetica (APE) per la PA (e le ESCO che operano per loro conto) e il 50 % per i soggetti privati, con le Cooperative di abitanti e le Cooperative sociali.

Le incentivazioni di cui al Nuovo Conto Termico non sono cumulabili con altri incentivi di natura statale, ad eccezione dei fondi di rotazione, di garanzia e i contributi in conto interesse). Per le pubbliche amministrazioni (in riferimento agli edifici di proprietà e in loro uso, e ad eccezione delle cooperative sociali e di abitanti) è prevista la cumulabilità con altri incentivi in conto capitale, sia di natura statale che non statale, nel limite del 100% della spesa effettuata.

Per i soggetti privati è prevista la cumulabilità con altri incentivi non statali nel limite del 100% della spesa effettuata. Per le imprese, l’ammontare complessivo dell’incentivo concesso (contributo del conto termico più altri di natura non statale) deve essere nei limiti di spesa prevista dalla normativa europea sugli aiuti di stato in materia di energia e ambiente.

Alle ESCO si applicano i limiti di cumulabilità previsti per il Soggetto Ammesso per il quale operano.

Le domande di accesso agli incentivi presentate prima del 31 maggio 2016 sono disciplinate a norma del D.M. 28 dicembre 2012 (precedente conto termico).

Le domande presentate dal 31 maggio 2016 sono invece soggette alla disciplina prevista dal “Nuovo conto termico” D.M. 16 febbraio 2016.

Ad ottobre 2016, il GSE ha provveduto ad una prima analisi dell’andamento delle domande, nell’anno 2016, avanzate ai sensi del precedente Conto termico e del Nuovo conto termico.

Fonte: GSE

Specifiche misure adottate a livello nazionale per promuovere la crescita delle energie da fonti rinnovabili

La Tabella che segue è stata tratta dalla “Terza Relazione dell’Italia in merito ai progressi ai sensi della direttiva 2009/28/CE” (cd. Progress Report)” di dicembre 2015.

La tabella è stata aggiornata agli interventi contenuti nella legge di bilancio 2017 relativamente alle detrazioni fiscali per ristrutturazioni edilizie e riqualificazioni energetiche e alla disciplina del cd. nuovo “conto termico” di cui al D.M. 16 febbraio 2016.

Le misure di promozione delle fonti rinnovabili sono qualificate per:

§ tipologie: come interventi finanziari (incentivazioni di varia natura, anche fiscale), ovvero come misure normative (costituenti talvolta obblighi di fare a carico dei soggetti destinatari);

§ per destinatari;

§ per risultato atteso;

§ per contenuto specifico della misura;

§ per data di inizio e conclusione della misura.

Denominazione e riferimento della misura

tipo di misura

risultato atteso

destinatari
(gruppo e/o attività)

politiche/misure esistenti/programmate

data di inizio e conclusione della misura

Misure relative al settore del riscaldamento, raffrescamento ed efficienza energetica

Titoli di Efficienza Energetica (Certificati Bianchi o TEE)

(D.Lgs. 28/2011 art. 29 e 30 e D.M. 28/12/2012, D.Lgs. 102/2014)

Normativa Finanziaria

Il D.M. 28/12/2012 ha stabilito che tramite il meccanismo dei TEE deve essere perseguito un risparmio energetico annuo pari a:

- 4,6 Mtep di energia primaria al 2013;

- 6,2 Mtep di energia primaria al 2014;

- 6,6 Mtep di energia primaria al 2015;

- 7,6 Mtep di energia primaria al 2016.

Soggetti obbligati:

- Distributori di energia elettrica con più di 50.000 clienti finali;

- Distributori di gas naturale con più di 50.000 clienti finali.

Soggetti volontari:

-Società di Servizi Energetici (SSE);

-Società con obbligo di nomina dell’energy manager (SEM);

-Società controllate dai distributori obbligati;

-Distributori di energia elettrica o gas non soggetti all’obbligo;

-Imprese operanti nei settori industriale, civile, terziario, agricolo, trasporti e servizi pubblici, compresi gli Enti pubblici, che provvedano alla nomina dell’energy manager oppure siano certificati ISO 50001

Misura implementata, prevista dal PAN.

Il meccanismo dei Certificati Bianchi si configura come un regime obbligatorio di risparmio di energia primaria posto in capo ai distributori di energia elettrica e gas naturale con più di 50.000 clienti.

L’obbligo è determinato sulla base del rapporto tra la quantità di energia elettrica e gas naturale distribuita dai singoli distributori e la quantità complessivamente distribuita sul territorio nazionale dalla totalità dei soggetti obbligati. I soggetti obbligati possono adempiere alla quota d’obbligo realizzando direttamente i progetti di efficienza energetica per i quali vengono riconosciuti i TEE dal GSE oppure, in alternativa, acquistando i titoli attraverso le negoziazioni sul mercato dei TEE gestito dal Gestore dei Mercati Energetici (GME) o attraverso transazioni bilaterali. Il meccanismo è stato aggiornato dal D.Lgs. n. 115 del 30 maggio 2008 e, successivamente, è stato ulteriormente aggiornato coerentemente con l’evoluzione legislativa e, soprattutto, alla luce dei sempre più importanti obiettivi di risparmio energetico a cui il meccanismo è chiamato a contribuire. In particolare il D.M. 28 dicembre 2012 - Decreto Certificati Bianchi, le relative Linee Guida EEN 9/11, e il D.Lgs.102/2014 hanno introdotto rilevanti aggiornamenti sia in termini di ambiti di applicazione e soggetti eleggibili sia di strumenti operativi per il riconoscimento dei titoli.

In particolare, il decreto Certificati bianchi, che ha definito il nuovo periodo d’obbligo 2013‐2016, ha assegnato al GSE la responsabilità della gestione della valutazione dei progetti di efficienza, introducendo rilevanti aggiornamenti soprattutto in merito alla possibilità di rendicontare risparmi conseguibili esclusivamente attraverso progetti nuovi o in corso di realizzazione e vietando il cumulo dei CB con altri incentivi statali.

Successivamente il D.Lgs.102/2014 ha fissato un obiettivo di risparmio cumulato minimo da conseguire nel periodo 2014‐2020, pari a 25,5 Mtep di energia finale, stabilendo che il meccanismo dei CB dovrà garantire il raggiungimento del 60% di tale obiettivo. Il decreto, fra gli altri aggiornamenti, ai fini dell’accesso al meccanismo introduce l’obbligo di certificazione, rispettivamente, secondo le UNI CEI 11339 e UNI CEI 11352, per i soggetti con obbligo di nomina dell’energy manager e per le imprese che provvedano alla nomina del responsabile per la conservazione e l’uso razionale dell’energia.

Nell’ambito del suddetto D.Lgs. 102/2014 che prevede l’aggiornamento e il potenziamento dell’efficacia del meccanismo al fine di valorizzare opportunamente i risparmi energetici addizionali generati dai progetti, il MiSE, in collaborazione con ENEA, RSE ed il GSE, ha predisposto le linee di indirizzo per il potenziamento del meccanismo e, in data 31 luglio 2015, ha avviato una consultazione pubblica con l’obiettivo di raccogliere le osservazioni e le proposte in merito al processo di revisione del sistema dei TEE.

Considerato l’esito della consultazione pubblica e a seguito del parere 784/2016/I/efr del 22 dicembre 2016 dell’AEEGSI e della Conferenza Unifica delle Regioni espresso nel dicembre 2016, il processo di aggiornamento del meccanismo è in fase di finalizzazione.

Il MiSE di concerto con il MATTM ha approvato il nuovo decreto sui Certificati Bianchi che stabilisce i criteri, le condizioni e le modalità di realizzazione dei progetti di efficienza energetica negli usi finali, per l’accesso al meccanismo dei Titoli di Efficienza Energetica per il periodo 2017‐2020.

Dopo la firma dei Ministeri in oggetto - informa il GSE nel Rapporto annuale sui certificati bianchi pubblicato il 20 febbraio 2017 (e sopra citato) - si attende la prossima pubblicazione del decreto in Gazzetta Ufficiale.

2005 – n.d.

Detrazione fiscale per ristrutturazioni edilizie

Finanziaria

Raggiungimento degli obiettivi di efficienza energetica e di produzione di energia da FER

Contribuenti titolari di edifici esistenti

Misura implementata, integrativa del PAN.

La detrazione fiscale per gli interventi di recupero del patrimonio edilizio è stata introdotta dall'articolo 1, comma 5, della legge 27 dicembre 1997, n. 449. La norma è stata successivamente modificata e prorogata e, infine, resa stabile dal D.L. n. 201 del 2011 (art. 4, comma 1, lett. c)) che ha inserito nel D.P.R. n. 917 del 1986 (TUIR) il nuovo articolo 16-bis. Tale norma ha confermato non sono l'ambito, soggettivo ed oggettivo, di applicazione delle detrazioni, ma anche le condizioni di spettanza del beneficio fiscale consolidando l'orientamento di prassi formatosi in materia.

A regime, la misura della detrazione IRPEF è del 36 per cento per le spese di ristrutturazione edilizia sostenute per un importo non superiore a 48.000 euro per ciascuna unità immobiliare.

A seguito delle più recenti novità normative, introdotte dal D.L. n. 83/2012, dal D.L. n. 63/2013 e, da ultimo dalla legge di Bilancio 2017 (legge n. 232 del 2016), i contribuenti possono usufruire delle seguenti detrazioni:

- per le spese sostenute nel 2012, la misura della detrazione è pari al 36% degli importi spesi fino al 25 giugno 2012, per un ammontare massimo di spesa di 48.000 euro per ciascuna unità immobiliare;

- per le spese sostenute dal 26 giugno 2012 fino al 31 dicembre 2017, la detrazione è stata elevata al 50% con un limite massimo di 96.000 euro per ciascuna unità immobiliare.

Salvo ulteriori modifiche, dal 1° gennaio 2018, la detrazione torna ad essere pari al 36% delle spese sostenute per un ammontare massimo di spesa di 48.000 euro per ciascuna unità immobiliare.

Tra le varie tipologie di lavori per i quali è prevista la detrazione fiscale rientrano anche gli “interventi finalizzati alla cablatura degli edifici, al contenimento dell’inquinamento acustico, al conseguimento di risparmi energetici, all’adozione di misure di sicurezza statica e antisismica degli edifici, all’esecuzione di opere interne”. Alla realizzazione di interventi finalizzati al risparmio energetico è equiparata a tutti gli effetti la realizzazione di impianti a fonti rinnovabili asserviti ad unità abitative, come ad esempio gli impianti fotovoltaici.

La legge di bilancio 2017 ha previsto per gli interventi relativi all'adozione di misure antisismiche a decorrere dal 1° gennaio 2017 fino al 31 dicembre 2021 una detrazione del 50 per cento, ripartita in cinque quote annuali di pari importo. Tale beneficio si applica non solo agli edifici ricadenti nelle zone sismiche ad alta pericolosità (zone 1 e 2), ma anche agli edifici situati nella zona sismica 3 (in cui possono verificarsi forti terremoti ma rari). Qualora dalla realizzazione degli interventi relativi all'adozione di misure antisismiche derivi una riduzione del rischio sismico che determini il passaggio ad una classe di rischio inferiore, la detrazione di imposta spetta nella misura del 70 per cento della spesa sostenuta. Ove dall'intervento derivi il passaggio a due classi di rischio inferiori, la detrazione spetta nella misura dell'80 per cento. Qualora gli interventi relativi all'adozione di misure antisismiche siano realizzati sulle parti comuni di edifici condominiali, le detrazioni di imposta spettano, rispettivamente, nella misura del 75 per cento (passaggio di una classe di rischio inferiore) e dell'85 per cento (passaggio di due classi). Le detrazioni si applicano su un ammontare delle spese non superiore a 96.000 euro moltiplicato per il numero delle unità immobiliari di ciascun edificio. Per tali interventi, analogamente a quanto previsto per gli interventi per le riqualificazioni energetiche di parti comuni degli edifici condominiali, a decorrere al 1° gennaio 2017, in luogo della detrazione i soggetti beneficiari possono optare per la cessione del corrispondente credito ai fornitori che hanno effettuato gli interventi nonché a soggetti privati, con la possibilità che il credito sia successivamente cedibile. Anche in questo caso, è esclusa la cessione ad istituti di credito ed intermediari finanziari. Tra le spese detraibili per la realizzazione degli interventi relativi all'adozione di misure antisismiche, a decorrere dal 1° gennaio 2017, rientrano anche le spese effettuate per la classificazione e verifica sismica degli immobili.

La legge di bilancio 2017 ha inoltre prorogato la detrazione del 50% per l’acquisto di mobili e di grandi elettrodomestici di classe non inferiore alla A+ (A per i forni), finalizzati all’arredo di immobili oggetto di ristrutturazione. Per questi acquisti sono detraibili le spese documentate e sostenute limitatamente agli interventi di ristrutturazione edilizia iniziati a decorrere dal 1° gennaio 2016, nel limite di spesa di 10.000 euro al netto delle spese sostenute nell'anno 2016 per le quali si è fruito della detrazione.

La legge di stabilità 2016 (n. 208 del 2015, articolo 1, comma 75) ha previsto un'altra detrazione (non cumulabile con la precedente) per le giovani coppie, anche di fatto, in cui almeno uno dei due componenti non abbia superato i 35 anni, che hanno acquistato un immobile da adibire ad abitazione principale: tali soggetti possono usufruire di una detrazione fiscale del 50 per cento per le spese sostenute per l'acquisto di mobili nel 2016 fino a 16.000 euro. Tale detrazione non è stata prorogata.

1998–n.d.

Detrazione fiscale per riqualificazioni energetiche

Finanziaria

Raggiungimento degli obiettivi di efficienza energetica e di produzione di energia termica da FER

Contribuenti titolari di edifici esistenti

Misura implementata, prevista dal PAN.

Misura istituita dalla Legge Finanziaria 2007 e successivamente prorogata e potenziata da più provvedimenti normativi che prevede la possibilità di detrarre dall’IRPEF (l’imposta sul reddito delle persone fisiche) o dall’IRES (Imposta sul Reddito delle Società) una parte degli oneri sostenuti per la riqualificazione energetica degli edifici.

A seguito delle più recenti novità normative, introdotte dal D.L. n. 83/2012, dal D.L. n. 63/2013, dalle Leggi di Stabilità 2014, 2015 e 2016 e dalla Legge di Bilancio 2017, la percentuale delle spese detraibili è stata fissata pari a:

- 55% delle spese sostenute fino al 5 giugno 2013;

- 65% delle spese sostenute dal 6 giugno 2013 fino al 31 dicembre 2017.

Successivamente a tali date, la misura diventa strutturale al 36%, salvo interventi normativi ulteriori.

Gli interventi ammessi sono:

- interventi di riqualificazione energetica di edifici esistenti, che ottengono un valore limite di fabbisogno di energia primaria annuo per la climatizzazione invernale inferiore di almeno il 20% rispetto ai valori riportati in un’apposita tabella (detrazione massima 100.000 €);

- interventi su edifici esistenti, parti di edifici esistenti o unità immobiliari, riguardanti strutture opache verticali, strutture opache orizzontali, finestre comprensive di infissi, fino a un valore massimo della detrazione di 60.000 € (la condizione per fruire dell’agevolazione è che siano rispettati i requisiti di trasmittanza termica U, espressa in W/mqK, in un’apposita tabella);

- installazione di pannelli solari per la produzione di acqua calda per usi domestici o industriali e per la copertura del fabbisogno di acqua calda in piscine, strutture sportive, case di ricovero e cura, istituti scolastici e università (detrazione massima 60.000 €);

- interventi di sostituzione di impianti di climatizzazione invernale con impianti dotati di caldaie a condensazione e contestuale messa a punto del sistema di distribuzione (detrazione massima 30.000 €);

- interventi di sostituzione di scaldacqua tradizionali con scaldacqua a pompa di calore dedicati alla produzione di acqua calda sanitaria (detrazione massima 30.000 €);

- sostituzione di impianti di climatizzazione invernale con impianti dotati di generatori di calore alimentati da biomasse combustibili (detrazione massima 30.000 €);

- riqualificazione energetica relativi a parti comuni di edifici condominiali o che interessino tutte le unità immobiliari del singolo condominio (fino al 31 dicembre 2021, si veda oltre);

- acquisto e posa in opera delle schermature solari, nel limite massimo di detrazione di 60.000 euro;

- l'acquisto, l'installazione e la messa in opera di dispositivi multimediali per il controllo da remoto degli impianti di riscaldamento o produzione di acqua calda o di climatizzazione delle unità abitative, volti ad aumentare la consapevolezza dei consumi energetici da parte degli utenti e a garantire un funzionamento efficiente degli impianti. Tali dispositivi devono: mostrare attraverso canali multimediali i consumi energetici, mediante la fornitura periodica dei dati; mostrare le condizioni di funzionamento correnti e la temperatura di regolazione degli impianti; consentire l'accensione, lo spegnimento e la programmazione settimanale degli impianti da remoto (legge n. 208 del 2015, articolo 1, comma 88).

Con riferimento agli interventi di riqualificazione energetica di parti comuni degli edifici condominiali la legge di Stabilità 2016 ha previsto la possibilità per i soggetti che si trovano nella no tax area (i soggetti incapienti pensionati, lavoratori dipendenti e autonomi) di cedere la detrazione fiscale loro spettante ai fornitori che hanno effettuato i lavori, con modalità da definire con successivo provvedimento dell'Agenzia delle entrate.

Le detrazioni per gli interventi di riqualificazione energetica sono usufruibili anche dagli IACP, comunque denominati, per le spese sostenute, dal 1° gennaio 2016 al 31 dicembre 2016, per gli interventi realizzati su immobili di loro proprietà adibiti ad edilizia residenziale pubblica (legge n. 208 del 2015, articolo 1, comma 88).

La legge di Bilancio 2017, per gli interventi di riqualificazione energetica relativi a parti comuni degli edifici condominiali o che interessino tutte le unità immobiliari del singolo condominio, ha prorogato la misura della detrazione al 65 per cento per cinque anni, fino al 31 dicembre 2021. La misura della detrazione è ulteriormente aumentata al 70 per cento nel caso di interventi che interessano più del 25% della superficie disperdente dell'edificio e al 75 per cento in caso di interventi finalizzati a migliorare la prestazione energetica invernale e estiva e che conseguano determinati standard. Le detrazioni sono calcolate su un ammontare complessivo delle spese non superiore a 40.000 euro moltiplicato per il numero delle unità immobiliari che compongono l'edificio. Per tali interventi i condomini possono cedere la detrazione ai fornitori che hanno effettuato gli interventi nonché a soggetti privati, con la possibilità che il credito sia successivamente cedibile. Rimane esclusa la cessione ad istituti di credito ed intermediari finanziari. Tali detrazioni sono usufruibili anche dagli IACP, comunque denominati, per gli interventi realizzati su immobili di loro proprietà adibiti ad edilizia residenziale pubblica.

2007–n.d.

Contributi per la produzione di energia termica da fonti rinnovabili e per interventi di efficienza energetica di piccole dimensioni

(D.Lgs. 28/2011, art. 28,

D.M. 28/12/2012 “Conto Termico”

D.L. n. 133/2014, art. 22 e D.M. 16 febbraio 2016 “Nuovo conto termico”)

Finanziaria

Raggiungimento degli obiettivi di efficienza energetica e di produzione di energia termica da FER

Amministrazioni pubbliche e soggetti privati, (persone fisiche, condomini e soggetti titolari di reddito di impresa o di reddito agrario)

Misura implementata, prevista dal PAN.

Il D.Lgs. 28/2011 prevede che dal 2012 gli interventi di produzione di energia termica da fonti rinnovabili e di incremento dell’efficienza energetica di piccole dimensioni abbiano accesso ad un incentivo commisurato alla produzione di energia termica da fonti rinnovabili o ai risparmi energetici generati.

In attuazione di quanto previsto dal D.Lgs. 28/11, il D.M. 28 dicembre 2012 recante: “Incentivazione della produzione di energia termica da fonti rinnovabili ed interventi di efficienza energetica di piccole dimensioni”.

Le domande di accesso agli incentivi presentate prima del 31 maggio 2016 sono disciplinate a norma del D.M. 28 dicembre 2012.

Le domande presentate dal 31 maggio 2016 sono invece soggette alla disciplina prevista dal “Nuovo conto termico” D.M. 16 febbraio 2016 (pubblicato in G.U. del 2 marzo 2016, che entra in vigore il 90° giorno successivo alla sua pubblicazione in Gazzetta Ufficiale).

E disponibile una pubblicazione del GSE che illustra dettagliatamente le novità del nuovo conto termico.

Si rinvia, più diffusamente, al precedente paragrafo sul “Settore termico”.

2012 – n.d.

Obbligo di integrazione delle fonti rinnovabili negli edifici di nuova costruzione e negli edifici esistenti sottoposti a ristrutturazioni rilevanti (D.Lgs. 28/2011, art. 11 e allegato 3, come modificato dal D.L. 30 dicembre 2016, n. 244, art. 12, comma 2, lett. a) e b))

Normativa

50% copertura consumi di acqua calda sanitaria, e percentuale variabile di copertura dei consumi di riscaldamento e raffrescamento

Utenti finali titolari di edifici di nuova costruzione o ristrutturazione

Misura implementata, prevista dal PAN.

I progetti di edifici di nuova costruzione e i progetti di ristrutturazioni rilevanti degli edifici esistenti devono prevedere l'utilizzo di FER per la copertura dei consumi di calore, di elettricità e per il raffrescamento secondo i principi minimi di integrazione e le decorrenze indicate all’allegato 3 al D.Lgs. 28/2011.

In particolare deve essere garantito il contemporaneo rispetto della copertura, tramite energia da FER, del 50% dei consumi previsti per l’acqua calda sanitaria e delle sotto elencate percentuali della somma dei consumi previsti per l’acqua calda sanitaria, il riscaldamento e il raffrescamento:

- il 20% quando la richiesta del pertinente titolo edilizio è presentata dal 31 maggio 2012 al 31 dicembre 2013;

- b) il 35 per cento quando la richiesta del pertinente titolo edilizio è presentata dal 1° gennaio 2014 al 31 dicembre 2017;

c) il 50 per cento quando la richiesta del pertinente titolo edilizio è rilasciato dal 1° gennaio 2018.

Per gli edifici pubblici gli obblighi sono incrementati del 10%. Gli impianti alimentati da FER realizzati per assolvere i precedenti obblighi accedono agli incentivi previsti per la promozione delle FER, per la quota che eccede quella necessaria per il rispetto dei sopra citati obblighi. L’inosservanza degli obblighi comporta il non rilascio del titolo edilizio. Le Regioni possono stabilire quote minime più rigorose rispetto a quanto già previsto nel D.M.

Giugno 2012 – n.d.

Misure relative al settore dell’elettricità

Tariffa premio per gli impianti fotovoltaici (“Conto Energia fotovoltaico”)

(D.Lgs. 28/2011, art. 25, D.M. 05 maggio 2011 e D.M. 05 luglio 2012)

Finanziaria

25.000 MW al 2020

(obiettivo indicativo soggetto a limite di spesa annuo pari a 6,7 miliardi di Euro)

Investitori /

Utenti finali

Misura implementata, prevista dal PAN.

Il meccanismo di incentivazione degli impianti fotovoltaici (Conto Energia) ha cessato di applicarsi il 6 luglio 2013, ovvero decorsi 30 giorni solari dalla data di raggiungimento di un costo indicativo cumulato annuo degli incentivi di 6,7 miliardi di euro (limite di spesa massimo).

Al 31 dicembre 2014 risultano installati in Italia 18.609 MW; 17.713 MW hanno avuto accesso al Conto Energia.

2005– 2013

Nuovi meccanismi incentivanti

(D.Lgs. 28/2011, art. 24, D.M. 6 luglio 2012, D.M. 23 giugno 2016)

Finanziaria

Raggiungimento degli obiettivi di produzione di energia elettrica da FER

Investitori /

Utenti finali

Misura implementata, integrativa del PAN.

Il D.Lgs. 28/2011 ha previsto che gli impianti (esclusi quelli solari) in esercizio dal 2013, sarebbero stati incentivanti con nuovi strumenti, sostitutivi dei Certificati Verdi e delle Tariffe Onnicomprensive.

Il D.M. 06/07/2012 ha stabilito le nuove modalità di incentivazione della produzione di energia elettrica da impianti alimentati da fonti rinnovabili, diverse da quella solare fotovoltaica. L’accesso agli incentivi stabiliti dal D.M. 6 luglio 2012 è alternativo ai meccanismi dello Scambio sul Posto e del Ritiro Dedicato.

Il successivo D.M. 23 giugno 2016 stabilisce le nuove modalità di incentivazione della produzione di energia elettrica da impianti alimentati da fonti rinnovabili diversi da quelli fotovoltaici, inclusi i solari termodinamici, aventi potenza superiore a 1 kW nuovi, integralmente ricostruiti, riattivati, oggetto di intervento di potenziamento o di rifacimento purché entrati in esercizio dal 1°gennaio 2013.

Sono fissate modalità transitorie di applicazione, a specifiche condizioni, del precedente regime incentivante delineato nel D.M. 6 luglio 2012. Si rinvia più diffusamente al Paragrafo “Fonti rinnovabili diverse dal fotovoltaico”.

2013 – n.d.

Misure relative al settore dei trasporti

Obbligo di immissione in consumo di biocarburanti

(L. 11/03/2006 n.81; D.Lgs. 28/2011, art. 33 e s.m.i, D.M. 10 ottobre 2014

Direttiva (UE) 2015/652

Normativa Finanziaria

Diffusione dei biocarburanti sostenibili

(target europeo al 2020: 10% dei consumi dei trasporti coperti mediante fonti rinnovabili)

Soggetti che immettono in consumo carburanti fossili

Misura implementata, prevista dal PAN.

I soggetti che immettono in consumo benzina e gasolio di origine fossile per autotrazione hanno l'obbligo di immettere in consumo nel territorio nazionale una quota minima di biocarburanti crescente nel tempo; i medesimi soggetti possono assolvere al predetto obbligo anche acquistando, in tutto o in parte, l'equivalente quota o i relativi diritti da altri soggetti. Tale sistema (“obbligo di immissione”), introdotto dalla legge 11 marzo 2006, n.81, e aggiornato dal D. Lgs 20/2011 e dal D.M. 10 ottobre 2014, costituisce l’incentivo all’impiego di biocarburanti nei trasporti.

Per il periodo dal 2012 al 2014 suddetta quota minima di biocarburanti da immettere in consumo, calcolata sulla base del potere calorifico dei carburanti fossili immessi in consumo nell’anno precedente, è stata pari al 4,5%. Il D.M. 10 ottobre 2014 ha aggiornato i criteri, le condizioni e le modalità per l’attuazione dell’obbligo. In particolare il Decreto ha determinato per gli anni successivi al 2015 il quantitativo minimo di biocarburanti da immettere obbligatoriamente in consumo ciascun anno, basato ora sul contenuto energetico dei carburanti fossili immessi in consumo nel medesimo anno solare, e la sua ripartizione in quote differenziate tra diverse tipologie di biocarburanti. Il suddetto Decreto ha introdotto la categoria dei biocarburanti avanzati, prodotti cioè a partire dalle materie prime elencate nell’allegato 3 al D.M. 10 ottobre 2014.

Di norma, per ogni 10 Gcal di biocarburante immesso, si ha diritto ad un “Certificato di Immissione in Consumo. Per alcuni biocarburanti sono previste “maggiorazioni” in termini di Certificati ottenibili a parità di biocarburante immesso in consumo. In particolare, l’immissione in consumo dei biocarburanti prodotti a partire da rifiuti, compreso il gas di discarica, e da sottoprodotti,(art. 33, comma 5 del Decreto Legislativo del 3 marzo 2011, n. 28 e successive modifiche e integrazioni), e dei biocarburanti avanzati dà diritto a ricevere un Certificato ogni 5 Gcal immesse (double counting). I sottoprodotti ammessi al double counting sono inseriti in una lista esaustiva (art. 33 comma 5-ter). La maggiorazione double counting, inoltre, si applica a tutti i biocarburanti prodotti da alghe, materie cellulosiche o lignocellulosiche.

Si consideri che tala sistema incentivante è in via di modifica. Le modifiche sono contenute nello Schema di D.Lgs. A.G. 369 recante attuazione della direttiva (UE) 2015/652 che stabilisce i metodi di calcolo e gli obblighi di comunicazione ai sensi della direttiva 98/70/CE relativa alla qualità della benzina e del combustibile diesel e della direttiva (UE) 2015/1513 che modifica la direttiva 98/70/CE, relativa alla qualità della benzina e del combustibile diesel, e la direttiva 2009/28/CE, sulla promozione dell'uso dell'energia da fonti rinnovabili.

Sullo schema le commissioni competenti in sede parlamentare VIII Ambiente e X Attività Produttive della Camera hanno espresso parere favorevole con osservazioni in data 14 febbraio 2017.

2007 – n.d.

MISURE RELATIVE ALLE RETI ELETTRICHE

Autorizzazione delle opere di connessione alle reti elettriche (D.Lgs. 28/2011, art.4 e 16)

Normativa

Coordinamento tra lo sviluppo degli impianti di produzione e della rete elettrica

Gestori di rete

Misura implementata, integrativa del PAN.

La costruzione e l'esercizio di talune opere di sviluppo della rete sono autorizzate dalla Regione competente attraverso un procedimento unico.

Possono beneficiare di questo iter autorizzativo le opere funzionali all'immissione e al ritiro dell'energia prodotta da una pluralità di impianti e non previste all’interno dei preventivi di connessione sottoscritti tra il gestore di rete e i proprietari degli impianti. Beneficiano del procedimento unico anche le opere e le infrastrutture delle reti di distribuzione funzionali al miglior dispacciamento dell'energia prodotta da impianti già in esercizio.

Marzo 2011-n.d.

Piano di sviluppo della rete di trasmissione nazionale

(D.Lgs. 28/2011, art.17)

Normativa

Pianificazione dello sviluppo delle rete di trasmissione nazionale

Gestore del sistema di trasmissione nazionale (Terna s.p.a)

Misura implementata, prevista dal PAN.

Terna S.p.A. include, in una specifica sezione nel Piano di sviluppo della rete di trasmissione nazionale, gli interventi che beneficiano del procedimento unico sopra descritto, tenendo conto dei procedimenti di autorizzazione alla costruzione e all'esercizio degli impianti in corso.

Nella medesima sezione del Piano, Terna individua inoltre gli interventi di potenziamento della rete che risultano necessari per assicurare l'immissione e il ritiro integrale dell'energia prodotta dagli impianti a fonte rinnovabile. Tra questi interventi sono inclusi anche i sistemi di accumulo per facilitare il dispacciamento delle FER non programmabili. Riguardo agli investimenti in sistemi di accumulo fissati nel Piano di sviluppo, il Ministero dello Sviluppo Economico ha approvato la realizzazione di un programma sperimentale per una potenza complessiva di 35 MW, che l’Autorità per l’Energia Elettrica il Gas e il Sistema Idrico (AEEGSI) ha ammesso al trattamento incentivante mediante sei progetti pilota applicati lungo alcune direttrici critiche della RTN, dove più rilevante è il fenomeno della c.d. “mancata produzione da fonti rinnovabili”.

Marzo 2011-n.d.

Remunerazione degli interventi sulla rete di trasmissione nazionale

(D.Lgs. 28/2011, art.17)

Finanziaria

Adeguamento della rete di trasmissione allo sviluppo degli impianti FER.

Gestore della rete di trasmissione nazionale (Terna S.p.A.)

Misura implementata, integrativa del PAN.

L' Autorità assicura la remunerazione degli investimenti per la realizzazione e la gestione delle opere previste nel Piano di sviluppo di Terna, tenendo conto dell'efficacia ai fini del ritiro dell'energia da fonti rinnovabili, della rapidità di esecuzione ed entrata in esercizio delle opere, anche con riferimento, in modo differenziato, a ciascuna zona del mercato elettrico e alle diverse tecnologie di accumulo.

Marzo 2011-n.d.

Remunerazione degli interventi sulla rete di trasmissione nazionale

(D.Lgs. 28/2011, art.18)

Finanziaria

Adeguamento della rete di trasmissione allo sviluppo degli impianti FER.

Gestori di reti di distribuzione

Misura implementata, integrativa del PAN.

È prevista una maggiorazione della remunerazione del capitale investito per interventi di ammodernamento secondo i concetti di smart grid.

Tali interventi consistono in sistemi per il controllo, la regolazione e la gestione dei carichi e delle unità di produzione, inclusi i sistemi di ricarica di auto elettriche.

Il livello di remunerazione tiene conto della dimensione del progetto, in termini di utenze attive coinvolte, grado di innovazione, rapidità di esecuzione ed entrata in esercizio delle opere, efficacia ai fini del ritiro integrale della produzione distribuita.

Il regolatore ha provveduto a selezionare sette progetti pilota relativi all’introduzione di tecnologie innovative sulla rete di distribuzione, sulla base del rapporto tra l’indicatore dei benefici e il costo del progetto pilota (procedure e criteri di selezione stabiliti con delibera ARG/elt 39/10).

Marzo 2011-n.d.

Piani di sviluppo delle reti di distribuzione (D.Lgs. 28/2011, art.18)

Normativa

Pianificazione dello sviluppo delle reti di distribuzione

Gestori di reti di distribuzione

Misura implementata, integrativa del PAN.

I gestori di reti di distribuzione pubblicano annualmente un Piano di sviluppo in cui sono indicati i principali interventi e la previsione dei relativi tempi di realizzazione, anche al fine di favorire lo sviluppo coordinato della rete e degli impianti di produzione.

I piani dovranno essere redatti in coordinamento con Terna e coerenti con quanto previsto dal Piano di sviluppo della rete di trasmissione nazionale.

Marzo 2011-n.d.

Aggiornamento delle condizioni tecnico economiche di accesso alle reti (D.Lgs. 28/2011, art.19)

Normativa

Assicurare l'integrazione delle fonti rinnovabili nel sistema elettrico nella misura necessaria per il raggiungimento degli obiettivi al 2020

Produttori e Gestori di rete

Misura implementata, integrativa del PAN.

L’AEEGSI aggiorna biennalmente il testo integrato delle condizioni tecniche ed economiche per la connessione alle reti con obbligo di connessione di terzi degli Impianti di produzione (TICA, testo integrato delle connessioni attive) ed effettua un'analisi quantitativa degli oneri di sbilanciamento gravanti sul sistema elettrico connessi al dispacciamento di ciascuna delle fonti rinnovabili non programmabili, valutando gli effetti delle disposizioni previste nel TICA.

Il regolatore, laddove ricorrano mutate condizioni del mercato, provvede ad aggiornare i propri provvedimenti in materia di connessione degli impianti anche con cadenza inferiore a quanto stabilito dal D.Lgs. 28/2011.

Marzo 2011-n.d.

Realizzazione da parte del gestore di rete di sistemi di accumulo (D. Lgs. 93/2011, art.36)

Normativa

Garantire l’integrazione delle fonti rinnovabili non programmabili nel sistema elettrico

Gestori di rete

Misura implementata, integrativa del PAN.

Il D.Lgs. 28/2011 consente a Terna di inserire nel proprio Piano di Sviluppo della rete sistemi di accumulo dell’energia elettrica, finalizzati a favorire il servizio di dispacciamento degli impianti non programmabili. Il D.Lgs. 93/2011 prevede che tali sistemi possano essere realizzati anche dai gestori del sistema di distribuzione.

Giugno 2011 – n.d.

Decreti ministeriali 5 maggio 2011 e 5 luglio 2012 per l’incentivazione dell’energia da fonte fotovoltaica

Normativa

Garantire l’ammodernamento degli impianti al fine di offrire servizi di rete

Produttori

Misura implementata, integrativa del PAN.

Per assicurare lo sviluppo degli impianti fotovoltaici garantendo al contempo la sicurezza del sistema elettrico, gli impianti, non muniti degli appositi dispositivi, devono essere ammodernati al fine di prestare i servizi di rete richiesti dalla normativa tecnica di riferimento.

Maggio 2011- n.d.

Semplificazione per la connessione degli impianti FTV

(DM 19 maggio 2015)

Normativa

Favorire la connessione degli impianti FTV integrati su edifici

Produttori/gestori di rete

Misura implementata, integrativa del PAN.

Il D.M. 19/05/2015 prevede l’adozione di un modello unico per la realizzazione, la connessione e l’esercizio di piccoli impianti fotovoltaici integrati sui tetti degli edifici, con potenza inferiore a 20kW.

Maggio 20125 – n.d

Aggregazione di impianti di generazione e di utenze (D.lgs. 102/2014)

Normativa

Efficientare il mercato elettrico evitando l’interruzione della produzione rinnovabile.

Produttori/consumatori/ gestori di rete

Misura programmata, integrativa del PAN.

Il D.Lgs. 102/2014 prevede la possibilità di creare aggregati di impianti di generazione e di utenze per l’accesso all’offerta aggregata e per fornire dei servizi di flessibilità, affidandoli a soggetti in grado di garantire efficacemente tale aggregazione. I gestori di rete devono definire le regole per organizzare la partecipazione di queste nuove formazioni.

Luglio 2014 – n.d.

Misure relative alle reti di gas naturale

Condizioni per la connessione alla rete del gas naturale degli impianti di biometano

(D.Lgs. 28/2011, art.20; delibera 46/2015/R/gas del 12 febbraio 2015)

Normativa

Immissione del biometano nella rete del gas naturale

Produttori di biometano e gestori della rete del gas naturale

Misura programmata, integrativa del PAN.

Con la delibera 46/2015/R/gas del 12 febbraio 2015, l’AEEGSI approva le direttive per la connessione degli impianti di biometano alle reti del gas naturale, a cui i gestori di rete dovranno adeguare i propri codici di rete, e le disposizioni in materia di determinazione delle quantità di biometano ammissibili all'incentivazione.

Nello specifico l'Allegato A della delibera contiene:

- nella Sezione I le direttive per il biometano, sviluppate in coerenza con gli obiettivi indicati dal Decreto Legislativo n. 28/11 volte a garantire la sicurezza e l'efficienza tecnica nella gestione delle reti del gas, a rendere trasparenti e certe le procedure di connessione alle reti e a garantire l'economicità della connessione, al fine di favorire un ampio utilizzo del biometano; 

- nella Sezione II le disposizioni relative alle modalità di misurazione, determinazione e certificazione della quantità di biometano da ammettere agli incentivi ai sensi del Decreto 5 dicembre 2013.

2011-n.d

Incentivazione del biometano immesso nella rete del gas naturale

(D.Lgs. 28/2011, art.21, D.M. 5 dicembre 2013)

Immissione del biometano nella rete del gas naturale

Produttori di biometano

Misura implementata, integrativa del PAN.

Il DM 5 dicembre 2013 si applica:

- ai nuovi impianti realizzati sul territorio nazionale entrati in esercizio successivamente al 18 dicembre 2013 e non oltre i cinque anni successivi a tale data;

- agli impianti esistenti per la produzione e utilizzazione di biogas (o gas da discarica/depurazione fanghi o syngas), realizzati sul territorio nazionale, che successivamente al 18 dicembre 2013 e non oltre i cinque anni successivi siano stati convertiti, parzialmente o totalmente, alla produzione di biometano.

Il Decreto prevede tre tipologie di incentivazione per il biometano immesso nella rete del gas naturale, a seconda della sua destinazione d’uso:

- il rilascio di Certificati di Immissione in Consumo (CIC) per il biometano immesso nella rete del gas naturale con destinazione specifica per i trasporti;

- un incentivo monetario per il biometano immesso nella rete di trasporto o di distribuzione del gas naturale, senza specifica destinazione d'uso;

- un incentivo monetario tramite le tariffe per la produzione di energia elettrica previste dal DM 6 luglio 2012 riferite al biogas, per il biometano immesso nella rete del gas naturale e utilizzato in impianti di cogenerazione ad alto rendimento.

La produzione di biometano è incentivata tipicamente per 20 anni.

2013 – n.d.

MISURE RELATIVE ALLE RETI DI TELERISCALDAMENTO E TELERAFFRESCAMENTO

Fondo di garanzia per il teleriscaldamento (D.Lgs. 28/2011, art. 22)

Finanziaria

Supporto alla realizzazione delle infrastrutture

Investitori

Misura integrativa del PAN.

Il D.Lgs. 28/2011 ha istituito un fondo di garanzia a sostegno della realizzazione di reti di teleriscaldamento, finanziato da un corrispettivo applicato al consumo di gas metano (posto inizialmente pari a 0,05 c€/Sm3, a carico dei clienti finali). Successivamente, le risorse destinate al suddetto fondo sono state assegnate al Fondo nazionale per l’efficienza energetica istituito dall’art. 15 del D.Lgs. 102/2014.

Il D.M. che fissa le modalità di funzionamento del Fondo nazionale per l’efficienza energetica non è stato ancora adottato

2012 – 2014

Fondo nazionale efficienza energetica (D.Lgs. 102/2014, art. 15)

Finanziaria

Sostegno al finanziamento di interventi di

Pubblica Amministrazione e investitori privati

Misura esistente, prevista dal PAN

Il Fondo è destinato a favorire il finanziamento di interventi coerenti con il raggiungimento degli obiettivi nazionali di efficienza energetica, promuovendo il coinvolgimento di istituti finanziari, nazionali e comunitari, e investitori privati sulla base di un'adeguata condivisione dei rischi, con particolare riguardo alle seguenti finalità:

- interventi di miglioramento dell'efficienza energetica degli edifici di proprietà della Pubblica Amministrazione;

- realizzazione di reti per il teleriscaldamento e per il tele raffrescamento;

- efficienza energetica dei servizi e infrastrutture pubbliche, compresa l'illuminazione pubblica;

- efficientamento energetico di interi edifici destinati ad uso residenziale, compresa l'edilizia popolare;

efficienza energetica e riduzione dei consumi di energia nei settori dell'industria e dei servizi.

Il Fondo ha natura rotativa ed è destinato a sostenere il finanziamento di interventi di efficienza energetica, realizzati anche attraverso le ESCO, il ricorso alle forme di partenariato pubblico-privato, società di progetto o di scopo appositamente costituite.

Il D.M. che fissa le modalità di funzionamento del Fondo nazionale per l’efficienza energetica non è stato ancora adottato.

2014 – n.d

Promozione e sviluppo di teleriscaldamento e teleraffrescamento (D. Lgs 102/2014, art. 10)

Regolatoria

Tutela degli utenti, promozione e regolazione della concorrenza

Operatori

Misura esistente, integrativa del PAN

E’ dato mandato all’Autorità per l’energia elettrica, il gas e il sistema idrico di:

- definire gli standard del servizio, i relativi sistemi di contabilizzazione; 

- stabilire i criteri per la determinazione e la pubblicizzazione delle tariffe di allacciamento delle utenze e le modalità per l'esercizio del diritto di scollegamento e, per i soli casi di nuove reti di teleriscaldamento per le quali comuni o regioni stabiliscano l'obbligo di allacciamento, le tariffe di cessione del calore;

- individuare condizioni di riferimento per la connessione al fine di favorire l'integrazione di nuove unità di generazione del calore e il recupero del calore utile disponibile in ambito locale.

2014-n.d

MISURE TRASVERSALI

Disposizioni in materia di bioliquidi/ biocarburanti sostenibili (D.Lgs. 55/2011, D.Lgs. 28/2011, D.M. 23 gennaio 2012)

Diffusione dei biocarburanti e bioliquidi sostenibili

(target comunitario al 2020: 10% dei consumi dei trasporti coperti mediante fonti rinnovabili e target complessivo dei consumi di energia mediante fonti rinnovabili del 17% al 2020)

Operatori delle filiere dei bioliquidi/ biocarburanti

Misura implementata, integrativa del PAN.

Il D.Lgs. 55/2011, che ha recepito la Direttiva 2009/30/CE, e il D.Lgs. 28/2011 prevedono che siano adottati i criteri di sostenibilità comunitari.

Con il D.M. 23 gennaio 2012 e s.m.i. è entrato in vigore il sistema nazionale di certificazione dei biocarburanti e bioliquidi che disciplina le modalità di verifica del rispetto dei criteri di sostenibilità.

Il Decreto 23 gennaio 2012:

- istituisce il sistema nazionale di certificazione per biocarburanti e bioliquidi;

- detta le condizioni per l’adesione a tale sistema;

- definisce gli aspetti relativi alla comunicazione delle informazioni relative alle emissioni di gas ad effetto serra prodotte dai combustibili per unità di energia

- disciplina le condizioni per verificare il rispetto del sistema di equilibrio di massa necessario a garantire la tracciabilità del prodotto certificato lungo tutta la filiera.

Si consideri che tala sistema incentivante è in via di modifica. Le modifiche sono contenute nello Schema di D.Lgs. A.G. 369 recante attuazione della direttiva (UE) 2015/652 che stabilisce i metodi di calcolo e gli obblighi di comunicazione ai sensi della direttiva 98/70/CE relativa alla qualità della benzina e del combustibile diesel e della direttiva (UE) 2015/1513 che modifica la direttiva 98/70/CE, relativa alla qualità della benzina e del combustibile diesel, e la direttiva 2009/28/CE, sulla promozione dell'uso dell'energia da fonti rinnovabili.

Sullo schema le commissioni competenti in sede parlamentare VIII Ambiente e X Attività Produttive della Camera hanno espresso parere favorevole con osservazioni in data 14 febbraio 2017.

2012 – n.d.

Meccanismi di cooperazione internazionale (D.Lgs. 28/2011, art. 35 e 36)

Normativo Finanziario

Raggiungimento degli obiettivi. Possibilità di investimenti internazionali.

Altri Stati, Investitori, TSO

Misura programmata, prevista dal PAN.

Il D.Lgs. 28/2011 prevede che l’eventuale incentivo per il trasferimento statistico e per i progetti comuni dovrà comunque essere inferiore al valore medio ponderato dell’incentivazione della produzione elettrica da fonti rinnovabili in Italia.

2011-n.d

Semplificazione iter autorizzativi (D.Lgs. 28/2011, art. 5, 6, 7 e D.Lgs. n. 222/2016 cd. “Scia 2” Tab. Sez. II.3)

Normativa

Semplificazione e accelerazione procedura autorizzative

Investitori / Utenti finali/ Pubblica Amministrazione

Misura esistente e implementata, prevista dal PAN.

Il D.Lgs. 28/2011 ha previsto lo snellimento e accelerazione degli iter autorizzativi per gli impianti alimentati a fonti rinnovabili, semplificando il quadro con l’individuazione di tre differenti tipologie di autorizzazioni:

- autorizzazione unica (AU);

- procedura abilitativa semplificata (PAS);

- comunicazione al Comune per Attività di Edilizia Libera.

Le Regioni possono, per talune tipologie e soglie di impianti, semplificare ulteriormente le procedure autorizzative (sono già diverse le Regioni che hanno provveduto a legiferare in tal senso).

Marzo 2011-n.d

Misure di razionalizzazione (D.Lgs. 28/2011, art. 12)

Normativo - Finanziario

Razionalizzazione procedure

Investitori / Utenti finali

Misura programmata, prevista dal PAN.

Il D.Lgs. 28/2011 ha previsto l’adozione di misure di semplificazione ai fini del riordino degli oneri economici e finanziari e delle diverse forme di garanzia richiesti per l'autorizzazione, la connessione, la costruzione, l'esercizio degli impianti da fonti rinnovabili e il rilascio degli incentivi ai medesimi impianti.

2013 – n.d.

Formazione e informazione (D.Lgs. 28/2011, art. 14)

Non vincolante

Informazione, cambiamento di comportamento

Operatori, progettisti, Regioni, Enti locali, cittadini, imprese, ecc.

Misura implementata, integrativa del PAN.

Il D. Lgs. 28/2011 ha previsto la realizzazione di un portale informativo sulle fonti rinnovabili e l’efficienza energetica, nella responsabilità del GSE. In esso sono contenute, tra l’altro, informazioni circa incentivi, iter autorizzativi, buone pratiche, azioni da mettere in pratica per la sostenibilità e il risparmio energetico, etc.

Ottobre 2011 – n.d.

Sistemi di qualificazione degli installatori (D.Lgs. 28/2011, art. 15; D.L. n. 63/2013)

Normativo

Garanzia di qualità nella installazione di impianti a FER

Installatori

Misura implementata, integrativa del PAN.

La qualifica professionale per l’attività d’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, può essere conseguita con corsi specifici attivati dalle Regioni provvedono ad attivare.

Agosto 2013 – n.d.

Ripartizione degli obiettivi nazionali tra le regioni (D.Lgs. 28/2011, art. 37 – D.M. 11 maggio 2015)

Normativo

Migliore coordinamento delle funzioni dello Stato e delle regioni e conseguenti indicazioni ai gestori di rete e ai produttori

Regioni e province autonome, gestori di rete, produttori

Misura implementata, prevista dal PAN

La ripartizione degli obiettivi nazionali tra le regioni, effettuata in accordo con le regioni stesse, fornisce ad esse uno stimolo per programmare le modalità di raggiungimento degli obiettivi e migliorare ed accelerare i procedimenti autorizzativi in modo coerente con gli impegni assunti; costituisce inoltre un utile orientamento per i gestori di rete ai fini della pianificazione dello sviluppo delle reti.

Il D.M. 11/5/2015 ha approvato la metodologia che, nell’ambito del sistema statistico nazionale, è applicata per rilevare i dati necessari a misurare il grado di raggiungimento degli obiettivi regionali.

2011 – 2015

[1] La Relazione sulla situazione energetica nazionale nel 2015, come si afferma nella sua premessa, è stata redatta da un gruppo di lavoro, formato da rappresentanze istituzionali e settoriali interessate alla specifica tematica, con l'intento di fornire un quadro informativo finalizzato al monitoraggio e all'aggiornamento della Strategia Energetica Nazionale approvata con D.M. 8 marzo 2013. Il decreto direttoriale del MISE del 2 marzo 2016 dispone in ordine alla costituzione del gruppo di lavoro per la redazione della "Relazione sulla situazione energetica nazionale nel 2015”. In ragione della necessità di dotarsi di uno strumento programmatorio con un orizzonte temporale coerente con quello europeo, individuando obiettivi realisticamente perseguibili al 2030 e, come tendenza, al 2050, il gruppo di lavoro predisporrà un primo documento pronto per la consultazione pubblica, in concomitanza con il G7 energia previsto nei primi giorni di aprile 2017. La consultazione sarà svolta mediante pubblicazione del documento sul sito del MISE (si veda la risposta del Governo ad un question time in Commissione (Interrogazione a risposta Immediata n. 5-10250 Giovedì 12 gennaio 2017).

[2] A norma dell'articolo 4, paragrafo 1, della direttiva 2009/28/CE, gli Stati membri sono tenuti a fissare obiettivi nazionali per la quota di energia da fonti rinnovabili da raggiungere nel 2020 nei seguenti settori: -riscaldamento e raffreddamento; -elettricità; -trasporti. Il totale dei tre obiettivi settoriali, tradotto in volumi previsti (espressi in ktoe), compreso il ricorso previsto alle misure di flessibilità, deve almeno essere pari alla quantità attesa di energia da fonti rinnovabili corrispondente all'obiettivo dello Stato membro per il 2020.

La direttiva prevede che ogni due anni tutti gli Stati Membri trasmettano una relazione (Progress Report) predisposta seguendo schema pubblicato dalla Commissione Europea. I documenti devono consentire il monitoraggio del grado di raggiungimento degli obiettivi 2020 e l’individuazione degli eventuali scostamenti rispetto ai PAN. L’ultimo Progress Report è stato inviato dall’Italia alla Commissione UE a dicembre 2015.

[3] La contabilizzazione Eurostat dei consumi diverge dalla contabilizzazione dei consumi secondo il Bilancio energetico nazionale. In particolare, per la contabilizzazione in sede europea, si procede – come rileva il MISE - ad una normalizzazione delle produzioni idroelettriche ed eolica, alla contabilizzazione dei soli bioliquidi sostenibili e dell’energia fornita dalle pompe di calore. Nel BEN, invece, le produzioni elettriche dalle fonti eolica, fotovoltaica e idraulica, nonché l’energia elettrica importata, vengono valutate in energia primaria applicando il coefficiente 2200 kcal/kWh anziché il coefficiente 860 kcal/kWh utilizzato da Eurostat; nel settore Termico, invece, si riscontrano differenze nella contabilizzazione del calore derivato, dell’energia prodotta da collettori solari termici (non considerata dal BEN) e dei rifiuti industriali non rinnovabili (non considerati dal BEN). Infine, il BEN conteggia tra i consumi nazionali i bunkeraggi marini, esclusi dalle convenzioni Eurostat. Seguendo tali criteri, il consumo interno lordo di rinnovabili nel BEN si attesta nel 2013 poco sotto i 34 Mtep, con un’incidenza sui consumi totali del 19,5% ampiamente superiore alla quota ricavabile nel bilancio Eurostat per la medesima grandezza. Mentre, sempre secondo il BEN, nel 2014 il consumo finale di energia si attesta a 34,7 Mtep.

[4] Dati GSE, Rapporto Statistico “Energia da fonti rinnovabili -Anno 2014”, pubblicato a dicembre 2015. Il GSE fornisce il quadro statistico completo sulla diffusione e sugli impieghi delle fonti rinnovabili di energia (FER) in Italia nei settori Elettrico, Termico e dei Trasporti, aggiornato al 2014. Tale quadro è stato trasmesso dall’Italia a Eurostat, IEA e Commissione Europea, ai fini sia della produzione statistica ordinaria sia del monitoraggio degli obiettivi di consumo di energia da FER fissati dalla Direttiva 2009/28/CE e dal Piano d’Azione Nazionale per le energie rinnovabili (PAN). A dicembre 2015, il MISE ed il GSE hanno inviato alle istituzioni europee la “Terza Relazione dell’Italia in merito ai progressi ai sensi della direttiva 2009/28/CE” (cd. Progress Report). La Relazione è presentata alla Commissione ogni due anni.

[5] Si riportano alcune note della Tabella 1 e 1A:

2 Quota di energie rinnovabili per riscaldamento e raffreddamento: consumo finale lordo di energia da fonti rinnovabili destinato a riscaldamento e raffreddamento (quale definito all’articolo 5, paragrafo 1, lettera b), e all’articolo 5, paragrafo 4, della direttiva 2009/28/CE), diviso per consumo finale lordo di energia per riscaldamento e raffreddamento. Sono state applicate le metodologie di calcolo definite da EUROSTAT.

3 Quota di energie rinnovabili nel settore dell’elettricità: consumo finale lordo di elettricità da fonti rinnovabili per l’elettricità (quale definito all’articolo 5, paragrafo 1, lettera a), e articolo 5, paragrafo 3, della direttiva 2009/28/CE), diviso per il consumo finale totale lordo di elettricità. Ai fini della quantificazione della quota rinnovabile sono state applicate le metodologie di calcolo definite da EUROSTAT.

4 Quota di energie rinnovabili nel settore dei trasporti: consumo finale di energia da fonti rinnovabili per i trasporti (cfr. articolo 5, paragrafo 1, lettera c), e articolo 5, paragrafo 5, della direttiva 2009/28/CE), diviso per il consumo, nel settore dei trasporti, di 1) benzina, 2) diesel, 3) biocarburanti impiegati nel trasporto su strada e per ferrovia e 4) elettricità usata nei trasporti via terra (riga 3 della tabella 1). Ai fini della quantificazione della quota rinnovabile sono state applicate le metodologie di calcolo EUROSTAT.

5 Quota di energie rinnovabili nel consumo finale lordo di energia. Metodologie EUROSTAT.

6 e 7 In percentuale della quota complessiva di EFR.

9 A norma dell’articolo 5, paragrafo 1, della direttiva 2009/28/CE, il gas, l’elettricità e l’idrogeno da fonti rinnovabili sono contabilizzati una sola volta. Non è consentita la doppia contabilizzazione.

[6] Più in generale, secondo il GSE, a partire dal 2011 i CFL risultano nettamente inferiori alle attese, per effetto principalmente della crisi economica, che ha determinato una contrazione rilevante della domanda e dei consumi, e solo secondariamente per effetto delle politiche sull’efficienza energetica. Solo nel 2015 si registra nuovamente un aumento dei consumi.

[7] GSE “Energia da fonti rinnovabili in Italia – Dati preliminari 2015” del 29 febbraio 2016.

[8] Cfr., anche, sul punto, MISE “La situazione energetica nazionale nel 2014”, pagg. 15 e ss.

[9] Dati GSE Rapporto Statistico “Energia da fonti rinnovabili -Anno 2014”, pubblicato a dicembre 2015.

[10] Come specifica l’AEEGSI sul suo sito istituzionale, le componenti tariffarie A coprono gli oneri sostenuti nell'interesse generale del sistema elettrico (quali ad esempio i costi di ricerca, i costi per l'incentivazione dell'utilizzo di fonti energetiche rinnovabili etc.) e sono individuati dal Governo con decreto o dal Parlamento tramite legge; le componenti UC coprono ulteriori elementi di costo del servizio elettrico (quali, ad esempio, la perequazione) individuate dall'Autorità. Le aliquote relative alle componenti tariffarie A e UC sono fissate dall'Autorità ed aggiornate periodicamente sulla base delle esigenze di gettito. Le componenti tariffarie prevedono, in generale, corrispettivi espressi in centesimi di euro per punto di prelievo e in centesimi di euro per kWh. Le componenti tariffarie A, MCT, UC₃, UC₄ e UC₆ sono pagate da tutti i clienti finali, con l'eccezione:

§ della componente tariffaria As che non è pagata dai destinatari del bonus elettrico;

§ della componente tariffaria Ae, che non è pagata per i punti in media, alta e altissima tensione nella titolarità delle imprese a forte consumo di energia elettrica.

Il gettito raccolto dall'applicazione degli oneri generali è trasferito su appositi Conti di gestione istituiti dalla Cassa conguaglio per il settore elettrico per ciascuna componente; fanno eccezione la componente A3 che affluisce per circa il 98% direttamente al Gestore dei Servizi Energetici (GSE) e la componente As, per la quale i distributori versano alla Cassa solo la differenza tra il gettito raccolto e i costi sostenuti per il riconoscimento del bonus (se la differenza è negativa, viene riconosciuta al distributore). L'utilizzo e la gestione di questi fondi è disciplinata dall'Autorità che aggiorna trimestralmente le aliquote sulla base del fabbisogno

Come evidenzia sempre l’AEEGSI, La componente A3 della bolletta elettrica è la più consistente fra gli oneri di sistema e finanzia sia l'incentivazione del fotovoltaico sia il sistema del Cip 6, che incentiva le fonti rinnovabili e assimilate (impianti alimentati da combustibili fossili e da combustibili di processo quali scarti di raffineria etc. La componente A3 finanzia inoltre: lo scambio sul posto, il ritiro dedicato dell'energia elettrica prodotta da impianti a fonti rinnovabili o non rinnovabili sotto i 10 MVA; il ritiro da parte del GSE dei certificati verdi CV invenduti nell'anno precedente; la copertura degli oneri CV per gli impianti assimilati in convenzione CIP 6/92 non cogenerativi; la copertura degli oneri CO2 per gli impianti assimilati in convenzione CIP 6/92; la tariffa omnicomprensiva per gli impianti alimentati da fonti rinnovabili (feed in). L'incidenza di questi incentivi sulla spesa delle famiglie aumenta con il crescere dei consumi. Il GSE, congiuntamente con la Cassa Conguaglio, valuta il fabbisogno economico della componente tariffaria A3 su base annua. In funzione del fabbisogno, l’Autorità per l’Energia Elettrica il Gas ed il Sistema Idrico (AEEGSI) determina il gettito necessario per alimentare il “Conto per nuovi impianti da fonti rinnovabili e assimilate” e provvede all’aggiornamento trimestrale dei valori della componente tariffaria A3, pagata dai consumatori nelle bollette elettriche.

[11] Come evidenzia il GSE (Rapporto attività 2015, pag. 68 e ss.), agli operatori è stata data, in particolare, la possibilità di optare per l’estensione del periodo di incentivazione di 7 anni, a fronte di una riduzione dell’incentivo, determinata al fine di redistribuire l’incentivo spettante nel periodo residuo in un nuovo periodo esteso di ulteriori 7 anni, con un tasso interesse tra il 2% e il 3,2%, specifico per tecnologia; alternativamente, gli operatori hanno potuto optare per il mantenimento dell’incentivo spettante per il periodo residuo nel qual caso però, per un periodo di dieci anni decorrenti dal termine dell’incentivazione, interventi di qualunque tipo realizzati sullo stesso sito non possono accedere ad altri incentivi né al Ritiro Dedicato o allo Scambio sul Posto.

[12] Si tratta delle seguenti opzioni:

§ l'estensione da 20 a 24 anni del periodo di incentivazione, a fronte di una rimodulazione del valore unitario dell'incentivo di entità (tra il 17% ed il 25%) dipendente dalla durata del periodo incentivante residuo;

§ il mantenimento del periodo di erogazione ventennale, a fronte di una riduzione dell'incentivo per un primo periodo secondo percentuali definite dal MiSE (tra il 10% ed il 26%), e di un corrispondente aumento dello stesso per un secondo periodo;

§ il mantenimento del periodo di erogazione ventennale, a fronte di una riduzione percentuale fissata dal decreto (tra il 6% e l’8%), crescente a seconda della taglia degli impianti, cioè della classe di potenza (tale opzione è quella applicata in assenza di comunicazioni da parte dell'operatore). Per quanto riguarda l’attuazione delle norme sopra indicate si ricorda che:

Lo spalma-incentivi volontario è stato attuato con il DM 6 novembre 2014, il quale stabilisce le modalità di ridefinizione volontaria degli incentivi per gli impianti da fonti rinnovabili diverse dal fotovoltaico. Il decreto riguarda in particolare i produttori da fonti rinnovabili interessati a operazioni di rifacimento o ripotenziamento del sito, e porta ad un prolungamento di sette anni del periodo di diritto agli incentivi, con una conseguente riduzione dell'erogazione annua.

Lo spalma-incentivi obbligatorio per i grandi impianti fotovoltaici (previsto dall'articolo 26, comma 3, del DL 91/2014), che regolamenta la rimodulazione degli incentivi agli impianti fotovoltaici di potenza superiore a 200 kW nell'arco dei venti anni, è stato attuato con il DM 17 ottobre 2014.

Il DM 16 ottobre 2014 , sulle modalità di erogazione degli incentivi al fotovoltaico da parte del Gestore dei servizi energetici – GSE Spa, ha attuato l'articolo 26, comma 2, del decreto-legge 91/2014. Sulla base del provvedimento, ai produttori è riconosciuto, ogni anno, un acconto pari al 90%, calcolato sulla base della produzione effettiva dell'anno precedente, con saldo entro 60 giorni dall'invio delle misure sulla produzione effettiva e comunque entro il 30 giugno dell'anno successivo.

[13] L’articolo 23, comma 1 del D.L. n. 91/2014, al fine di pervenire a una più equa distribuzione degli oneri tariffari fra le diverse categorie di consumatori elettrici, dispone che i minori oneri per l'utenza derivanti dagli articoli da 24 a 30 dello stesso D.L. n. 91/2014, laddove abbiano effetti su specifiche componenti tariffarie, siano destinati alla riduzione delle tariffe elettriche dei clienti di energia elettrica in media tensione e di quelli in bassa tensione con potenza disponibile superiore a 16,5 kW, diversi dai clienti residenziali e dall'illuminazione pubblica. Il comma 2 destina alla stessa finalità i minori oneri tariffari conseguenti dall'attuazione del cd. spalma incentivi facoltativo (articolo 1, commi da 3 a 5, del D.L. n. 145/2013).

[14] Per gli impianti che generano elettricità attraverso la conversione dell’energia solare (impianti solari fotovoltaici e impianti solari termodinamici) è stato previsto un sistema d’incentivazione specifico denominato Conto Energia. Il Conto energia è il sistema di incentivazione consistente originariamente in un premio incentivante fisso erogato sulla base dell’energia prodotta. Nel caso degli impianti fotovoltaici, il quinto Conto Energia (D.M. 5/7/2012), ha disposto che l’incentivo sia corrisposto sulla quota di energia prodotta e autoconsumata (premio incentivante) e sulla quota di energia prodotta e immessa in rete (su tale quota l’incentivo assume la forma di una Tariffa Onnicomprensiva per impianti fino a 1 MW di potenza ed è invece pari alla differenza tra una tariffa di riferimento e il prezzo zonale orario nel caso di impianti sopra il MW).

Dal 6 luglio 2013 (30 giorni dopo la data di raggiungimento del costo indicativo cumulato annuo degli incentivi di 6,7 miliardi di euro) gli investimenti in impianti fotovoltaici non hanno avuto più accesso alle tariffe incentivanti del Conto Energia (tranne casi particolari previsti dalla legge). Essa continua però a essere riconosciuta a quegli impianti che hanno avuto accesso al meccanismo.

Le realizzazioni avvenute nel secondo semestre 2013 e nel 2014 sono state supportate principalmente tramite lo Scambio sul Posto e/o tramite un meccanismo di detrazione fiscale (quest’ultimo accessibile solo per piccoli impianti asserviti agli edifici).

[15] L’incentivo è erogato a partire dal giorno successivo alla cessazione del precedente incentivo, qualora tale data sia successiva al 31 dicembre 2015, ovvero a partire dal 1° gennaio 2016 se la data di cessazione del precedente incentivo è antecedente al 1 gennaio stesso.

[16] Entro il 31 dicembre 2016, i produttori interessati devono fornire al MISE gli elementi per la notifica alla Commissione UE del regime di aiuto ai fini della verifica dello stesso con la disciplina in materia di aiuti di Stato a favore dell’ambiente e dell’energia 2014-2020 (Comunicazione 2014/C 200/01) (commi 149-151 dell’articolo 1).

[17] Il gettito componente A3 affluisce per circa il 98% direttamente al Gestore dei Servizi Elettrici (GSE).

[18] GSE “Rapporto annuale 2015”, del 16 marzo 2016.

[19] Il Cip 6/92 è una forma di remunerazione amministrata dell’energia prodotta da fonti rinnovabili e da fonti assimilate attraverso una tariffa incentivante, il cui valore è aggiornato nel tempo. Consiste in una tipologia di Tariffa Onnicomprensiva poiché la remunerazione riconosciuta include implicitamente sia una componente incentivante sia una componente di valorizzazione dell’energia elettrica immessa in rete. Non è più possibile accedere a questo meccanismo. Esso continua a essere riconosciuto, tuttavia, a quegli impianti che hanno sottoscritto l’apposita convenzione durante la vigenza del provvedimento.

Come ricorda il GSE in proposito (Rapporto attività 2015, pag. 31 e ss.), ai sensi dell’articolo 3, comma 12 del D.Lgs. 79/1999, dal 2001 il GSE ritira l’energia immessa in rete da diverse tipologie di impianti alimentati da fonti rinnovabili o assimilate.

Nella categoria delle fonti definite assimilate (legge 9/1991) ricadono la cogenerazione, il calore recuperabile dai fumi di scarico e da impianti termici, elettrici o da processi industriali, da impianti che usano gli scarti di lavorazione o di processi e che utilizzano fonti fossili prodotte solo da giacimenti minori isolati. In relazione al tipo di convenzione, che regola la cessione dell’energia al GSE e la corrispondente tariffa riconosciuta, si individuano le seguenti tipologie di impianti incentivati:

§ impianti titolari di convenzione di cessione c.d. «destinata» ai quali è riconosciuta la tariffa Cip 6/92 ovvero la tariffa prevista dalla deliberazione AEEGSI 81/99 per gli impianti da fonti rinnovabili o assimilate delle imprese produttrici‐distributrici soggetti al titolo IV lettera B del provvedimento Cip 6/92;

§ impianti titolari di convenzione di cessione delle eccedenze di energia elettrica ai quali è riconosciuta la tariffa prevista dalla deliberazione AEEGSI 108/97;

§ impianti idroelettrici con potenza nominale media annua fino a 3 MW titolari di convenzione di cessione delle eccedenze di energia elettrica ai quali è riconosciuta la tariffa prevista dalla deliberazione AEEGSI 62/02 ‐ ex 82/99 (provvedimento in vigore fino al 2004).

Sempre secondo i dati diffusi dal GSE nel Rapporto attività 2015, gli impianti che ancora usufruiscono del meccanismo incentivante Cip 6/1992 sono 46 a fine 2015, a fronte dei 68 di un anno prima, di cui 44 a fonte rinnovabile.

[20] Il Ritiro Dedicato rappresenta una modalità semplificata a disposizione dei produttori per il collocamento sul mercato dell'energia elettrica immessa in rete.

Essa consiste nella cessione al GSE dell’energia elettrica e sostituisce anche ogni altro adempimento contrattuale relativo all’accesso ai servizi di dispacciamento e di trasporto. Sono ammessi al regime di Ritiro Dedicato gli impianti di potenza inferiore a 10 MVA o di potenza qualsiasi se alimentati da energia solare, eolica, maremotrice, del moto ondoso, geotermica, idraulica limitatamente alle unità ad acqua fluente o da altre fonti rinnovabili se nelle titolarità di un autoproduttore. L’accesso al RID è alternativo agli incentivi riconosciuti ai sensi del D.M. 5/7/2012 e D.M. 6/7/2012.

[21] Il D.M. è stato adottato dopo valutazione positiva della Commissione UE ai fini della coerenza con le disposizioni della nuova disciplina sugli aiuti di stato in materia di energia e ambiente.

[22] In particolare, possono continuare a richiedere l'accesso agli incentivi del precedente DM 6 luglio 2012:

§ gli impianti entrati in esercizio tra il 31 maggio e il 29 giugno 2016 che abbiano presentato o presentino domanda di accesso diretto (piccoli impianti) entro 30 giorni dall’entrata in esercizio;

§ gli impianti iscritti in posizione utile nelle graduatorie delle Procedure d’Asta e Registro svolte ai sensi del citato DM 6 luglio 2012, per i quali non siano decorsi i termini per l’entrata in esercizio.

Potranno beneficiare delle tariffe incentivanti e degli eventuali premi del DM 6 luglio 2012 anche gli impianti che presenteranno richiesta di accesso diretto agli incentivi ai sensi del DM 23 giugno 2016 o risulteranno ammessi in posizione utile ai Registri del medesimo D.M., se entrati in esercizio entro il 29 giugno 2017. Sono esclusi da tale possibilità gli impianti solari termodinamici e quelli aggiudicatari di Procedura d’Asta.

Sul sito del GSE è data indicazione delle modalità di accesso alle nuove tariffe incentivanti e alle “vecchie tariffe” nella fase transitoria, secondo il seguente schema:

TARIFFE INCENTIVANTI

DM 6 luglio 2012

TARIFFE INCENTIVANTI

DM 23 giugno 2016

MODALITA' E

CONDIZIONI DI ACCESSO

AI SENSI DEL DM 6 luglio 2012

- Impianti iscritti in posizione utile a seguito delle Procedure d'Asta e Registro del DM 6 luglio 2012

- Impianti in accesso diretto ai sensi del DM 6 luglio 2012 entrati in esercizio tra il 31 maggio e il 29 giugno 2016, a condizione che abbiano presentato o presentino domanda di accesso agli incentivi entro 30 giorni dalla data di entrata in esercizio

MODALITA' E

CONDIZIONI DI ACCESSO

AI SENSI DEL DM 23 giugno 2016

- Impianti in accesso diretto ai sensi del DM 23 giugno 2016 che entrano in esercizio entro il 29 giugno 2017, fermo restando il termine per la presentazione delle richieste di cui all’art. 3, comma 2 del DM 23/06/2016

- Impianti iscritti in posizione utile a seguito delle procedure dei Registri del DM 23 giugno 2016 che entrano in esercizio entro il 29 giugno 2017

- Impianti in accesso diretto ai sensi del DM 23 giugno 2016 che entrano in esercizio oltre il 29 giugno 2017

- Impianti iscritti in posizione utile a seguito delle procedure dei Registri del DM 23 giugno 2016 che entrano in esercizio oltre il 29 giugno 2017

- Impianti aggiudicatari di Asta del DM 23 giugno 2016

Si rinvia al sito istituzionale del GSE.

[23] I Certificati Verdi sono titoli attribuiti in misura proporzionale all’energia prodotta da impianti a fonti rinnovabili e da impianti cogenerativi abbinati al teleriscaldamento, entrati in esercizio entro il 31 dicembre 2012. Il numero di CV spettanti è differente a seconda del tipo di fonte e di intervento impiantistico realizzato (nuova costruzione, potenziamento, rifacimento totale o parziale, riattivazione). I produttori possono vendere i Certificati Verdi acquisiti, realizzando così un introito aggiuntivo a quello dato dalla remunerazione dell’energia elettrica prodotta.

La domanda sul mercato dei CV si basa sull’obbligo, posto in capo a soggetti produttori e importatori di energia elettrica da fonti convenzionali, di immettere nel sistema elettrico una determinata quota di produzione di energia da fonti rinnovabili.

I CV possono essere altresì ritirati dal GSE.

A partire dal 2016, agli impianti che hanno maturato il diritto ai Certificati Verdi e per i quali non è ancora terminato il periodo incentivante, è riconosciuto, per il periodo residuo di incentivazione, un incentivo sulla produzione netta incentivata aggiuntivo ai ricavi conseguenti alla valorizzazione dell’energia.

Secondo i dati GSE, a fine 2015 risultano circa 4.900 impianti in esercizio (20.150 mw) qualificati IAFR: il 35% sono idroelettrici, il 29% a biogas, il 20% eolici che prevalgono però in termini di potenza (40%). relativamente alle produzioni rinnovabili 2015 risultano emessi dal GSE oltre 25 milioni di certificati verdi, cui si aggiunge l’attività di consuntivazione dei CV IAFR relativi a produzioni 2014, per le quali si è raggiunto un totale pari a oltre 38 milioni di CV. Nel 2015 il GSE ha ritirato circa 39,1 milioni di certificati verdi, sostenendo un costo di 3,9 miliardi di euro, sensibilmente maggiore di quello dell’anno precedente (3,2). quasi 2.900 impianti (1.660 MW) hanno avuto accesso alle tariffe onnicomprensive: il ritiro di 8,8 TWH (il 67% da biogas) è costato 2,3 miliardi di euro.

[24] Possono accedere direttamente ai meccanismi di incentivazione i seguenti impianti:

§ eolici di potenza fino a 60 kW

§ a fonte oceanica di potenza fino a 60 kW

§ idroelettrici di potenza nominale di concessione fino a 250 kW, che rientrano in una delle seguenti casistiche:

- realizzati su canali o condotte esistenti, senza incremento né di portata derivata dal corpo idrico naturale né del periodo in cui ha luogo il prelievo

- che utilizzano acque di restituzioni o di scarico di utenze esistenti senza modificare il punto di restituzione o di scarico

- che utilizzano salti su briglie o traverse esistenti senza sottensione di alveo naturale o sottrazione di risorsa

- che utilizzano parte del rilascio del deflusso minimo vitale al netto della quota destinata alla scala di risalita, senza sottensione di alveo naturale

§ alimentati a biomassa di Tipo A (prodotti) e/o di Tipo B (sottoprodotti), come definite dal Decreto, di potenza fino a 200 kW

§ alimentati a biogas di potenza fino a 100 kW;

§ solari termodinamici di potenza fino a 100 kW

[25] In particolare, ai sensi del comma 2 dell’articolo 26, il diritto agli incentivi, è cumulabile, nel rispetto delle relative modalità applicative:

a) con l'accesso a fondi di garanzia e fondi di rotazione;

b) con altri incentivi pubblici non eccedenti il 40 per cento del costo dell'investimento, nel caso di impianti di potenza elettrica fino a 200 kW, non eccedenti il 30 per cento, nel caso di impianti di potenza elettrica fino a 1 MW, e non eccedenti il 20 per cento, nel caso di impianti di potenza fino a 10 MW, fatto salvo quanto previsto alla lettera c); per i soli impianti fotovoltaici realizzati su scuole pubbliche o paritarie di qualunque ordine e grado ed il cui il soggetto responsabile sia la scuola ovvero il soggetto proprietario dell'edificio scolastico, nonché su strutture sanitarie pubbliche, ovvero su edifici che siano sedi amministrative di proprietà di regioni, province autonome o enti locali, la soglia di cumulabilità è stabilita fino al 60 per cento del costo di investimento;

c) per i soli impianti di potenza elettrica fino a 1 MW, di proprietà di aziende agricole o gestiti in connessione con aziende agricole, agro-alimentari, di allevamento e forestali, alimentati da biogas, biomasse e bioliquidi sostenibili, a decorrere dall'entrata in esercizio commerciale, con altri incentivi pubblici non eccedenti il 40% del costo dell'investimento;

d) per gli impianti, con la fruizione della detassazione dal reddito di impresa degli investimenti in macchinari e apparecchiature;

e) per gli impianti cogenerativi e trigenerativi alimentati da fonte solare ovvero da biomasse e biogas derivanti da prodotti agricoli, di allevamento e forestali, ivi inclusi i sottoprodotti, ottenuti nell'ambito di intese di filiera o contratti quadro ai sensi degli articoli 9 e 10 del D.Lgs, n. 102/2005, oppure di filiere corte, cioè ottenuti entro un raggio di 70 chilometri dall'impianto che li utilizza per produrre energia elettrica, a decorrere dall'entrata in esercizio commerciale, con altri incentivi pubblici non eccedenti il 40% del costo dell'investimento.

[26] Il contatore dà conto degli oneri di incentivazione imputabili agli impianti incentivati con il provvedimento CIP 6 (quota rinnovabile), con i Certificati Verdi, con le Tariffe Onnicomprensive ai sensi del D.M. 18/12/2008, agli impianti incentivati mediante il Conto Energia per il Solare Termodinamico, agli impianti ammessi ai registri in posizione utile o vincitori delle procedure d'asta ai sensi del D.M. 6/7/2012 e agli impianti i cui Soggetti Responsabili hanno presentato richiesta di ammissione agli incentivi del D.M. 6/7/2012 a seguito dell' entrata in esercizio.

Ai fini del calcolo del “costo indicativo cumulato annuo degli incentivi” non vengono considerati gli oneri derivanti dai servizi di Ritiro Dedicato (RID) e Scambio sul Posto (SSP).

[27] Il decreto interministeriale del 28 dicembre 2012 ha dato attuazione all’articolo 28 del D.Lgs. 28/2011 che ha recepito la direttiva 2009/28/CE sulla promozione dell’uso dell’energia da fonti rinnovabili. Il D.Lgs. 102/2014, ha apportato significative modifiche al Conto Termico, in particolare in merito all’ampliamento del perimetro dei soggetti provati ammessi, alla limitazione dell’importo dell’incentivo ad un massimo del 65% della spesa sostenuta, alla possibilità di erogazione di rate in acconto e a saldo in caso di richieste di prenotazione da parte di soggetti pubblici e alla possibilità di riconoscere l’incentivo in una unica soluzione per richieste presentate da parte di soggetti pubblici.

[28] E’ previsto un iter semplificato per gli interventi riguardanti l’installazione di uno degli apparecchi di piccola taglia (per generatori 35 kW e per sistemi solari 50 mq) contenuti nel Catalogo degli apparecchi domestici, reso pubblico e aggiornato periodicamente dal GSE.

[29] In accesso diretto è possibile ricorrere al mandato irrevocabile all’incasso per destinare direttamente l’incentivo a soggetti terzi. In caso di prenotazione, le PA possono destinare direttamente tutto l’incentivo o parte di esso (in acconto e/o saldo) alle ESCO che operano per loro conto.

Anno	Consumo interno lordo (Mtep)
1997	174,415
1998	179,427
1999	182,669
2000	185,897
2001	188,773
2002	188,066
2003	194,379
2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015	196,526 197,776 196,191 194,200 191,304 180,343 187,785 184,204 176,306 172,994 165,965 171,289

Il fabbisogno energetico del Paese e le fonti energetiche impiegate per soddisfarlo: il “peso” delle fonti rinnovabili

Gli obiettivi di consumo di energia da FER al 2020. La situazione nazionale secondo i criteri di contabilizzazione Eurostat

Gli obiettivi europei al 2030: il nuovo pacchetto di proposte legislative per l’energia ed il clima

La situazione nazionale

Conclusioni

Confronto tra consumi energetici rilevati nel 2014 e traiettorie PAN

Gli incentivi per le fonti rinnovabili e le recenti politiche legislative

Fonti rinnovabili diverse dal fotovoltaico

Costo indicativo annuo dell’incentivazione da fonti rinnovabili diverse dal fotovoltaico

Settore termico

Specifiche misure adottate a livello nazionale per promuovere la crescita delle energie da fonti rinnovabili