Promozione dell'uso dell'energia da fonti rinnovabili

13 settembre 2021
Atti del Governo

Indice

Evoluzione degli obiettivi in materia di energia e clima per il periodo 2021-2030

L'Unione europea ha definito i propri obiettivi in materia di energia e clima per il periodo 2021-2030 con il pacchetto legislativo "Energia pulita per tutti gli europei" - noto come Winter package o Clean energy package. Il pacchetto, adottato tra la fine dell'anno 2018 e l'inizio del 2019, fa seguito agli impegni assunti con l'Accordo di Parigi e comprende diverse misure legislative nei settori dell'efficienza energetica, delle energie rinnovabili e del mercato interno dell'energia elettrica.

Con la pubblicazione, a fine 2019, della comunicazione della Commissione "Il Green Deal Europeo" Communication on the European Green Deal, COM(2019)640, l'Unione europea ha riformulato su nuove basi l'impegno ad affrontare i problemi legati al clima e all'ambiente e ha previsto un Piano d'azione finalizzato a trasformare l'UE in un'economia competitiva e contestualmente efficiente sotto il profilo delle risorse, che nel 2050 non genererà emissioni nette di gas a effetto serra, in linea con l'Accordo di Parigi.

Uno dei punti cardine del Piano è consistito nella presentazione di una proposta di legge europea sul clima, recentemente adottata in via definitiva e divenuta Regolamento 2021/1119/UE. Il Regolamento ha formalmente sancito l'obiettivo della neutralità climatica al 2050 e il traguardo vincolante dell'Unione in materia di clima per il 2030 che consiste in una riduzione interna netta delle emissioni di gas a effetto serra (emissioni al netto degli assorbimenti) di almeno il 55% rispetto ai livelli del 1990 entro il 2030.

Si tratta di un nuovo e più ambizioso obiettivo che va oltre quello già indicato per il 2030 nel Regolamento 2018/1999/UE e nel Regolamento 2018/842/UE (riduzione di almeno il 40% delle emissioni al 2030 rispetto ai valori 1990).

La neutralità climatica al 2050 e la riduzione delle emissioni al 2030 del 55% ha costituito peraltro, anche il target di riferimento per l'elaborazione degli investimenti e delle riforme in materia di Transizione verde contenuti nei Piani nazionali di ripresa e resilienza, figurandone tra i principi fondamentali base enunciati dalla Commissione UE nella Strategia annuale della Crescita sostenibile - SNCS 2021 (COM(2020) 575 final).

Tutti i Piani nazionali di ripresa e resilienza devono infatti concentrarsi fortemente sia sulle riforme che sugli investimenti a sostegno della transizione verde, dovendo includere almeno un 37% di spesa per il clima, ai sensi di quanto previsto dall'art. 18, par. 4, lett. e), del Reg. n. 2021/241/UE . L'Europa punta alla neutralità climatica entro il 2050 e, secondo le considerazioni della Strategia, dovrà aumentare in misura significativa il suo obiettivo di riduzione delle emissioni di gas a effetto serra per il 2030.

Per realizzare l'ambizioso obiettivo in materia di clima di ridurre le emissioni del 55% nel 2030 rispetto ai livelli del 1990, gli Stati membri dovranno presentare riforme e investimenti a sostegno della transizione verde nei settori dell'energia, dei trasporti, della decarbonizzazione dell'industria, dell'economia circolare, della gestione delle risorse idriche e della biodiversità, ossia in settori in linea con i principali settori di investimento individuati nel contesto del semestre europeo.

Gli obiettivi 2030 legislativamente fissati nel Clean energy package sono dunque attualmente in evoluzione, essendo in corso una revisione al rialzo dei target in materia di riduzione di emissioni, energie rinnovabili e di efficienza energetica originariamente previsti. L'UE sta, infatti, lavorando alla revisione di tali normative al fine di allinearle alle nuove ambizioni.

Per una descrizione del pacchetto di proposte, denominato "FIT FOR 55", si rinvia a: Comunicazione della Commissione Pronti per il 55%": realizzare l'obiettivo climatico dell'UE per il 2030 lungo il cammino verso la neutralità climatica (COM(2021) 550 final); sito istituzionale della Commissione europea; sito istituzionale del Parlamento europeo, sito istituzionale del Consiglio .

Si rinvia al dossier di documentazione e ricerche "Le fonti rinnovabili", Doc. Ric. n. 165 del 14 giugno 2021.

Normativa unionale vigente

La normativa europea vigente di riferimento può essere così sintetizzata nei seguenti atti (da cui il nome di "pacchetto" sull'energia).

Il Regolamento 2018/1999/UE del Parlamento europeo e del Consiglio dell'11 dicembre 2018 sulla governance dell'Unione dell'energia, il quale reca istituti e procedure per conseguire gli obiettivi dell'Unione per il 2030 in materia di energia e di clima. Il Regolamento delinea le seguenti cinque "dimensioni"- assi fondamentali - dell'Unione dell'energia:

1. sicurezza energetica;
2. mercato interno dell'energia;
3. efficienza energetica;
4. decarbonizzazione;
5. ricerca, innovazione e competitività.

Il meccanismo di governance delineato nel Regolamento è essenzialmente basato sulle Strategie nazionali a lungo termine per la riduzione dei gas ad effetto serra, e, precipuamente, sui Piani nazionali integrati per l'energia e il clima - PNIEC che coprono periodi di dieci anni a partire dal decennio 2021-2030, nonché sulle corrispondenti relazioni intermedie, trasmesse dagli Stati membri, e sulle modalità integrate di monitoraggio della Commissione circa il raggiungimento dei target unionali, cui tutti gli Stati membri concorrono secondo le modalità indicate nei rispettivi documenti programmatori. Il primo PNIEC, che copre il periodo 2021-2030, è stato presentato dall'Italia alle istituzioni europee a fine dicembre 2019.

Il Regolamento, come si è detto, è stato recentemente modificato dalla cd. "Legge europea sul clima", Regolamento 2021/1119/UE.

Regolamento 2018/842/UE che fissa i livelli vincolanti delle riduzioni delle emissioni di ciascuno Stato membro al 2030. L'obiettivo vincolante a livello UE, indicato attualmente nel Regolamento, è di una riduzione interna di almeno il 40 % delle emissioni di gas a effetto serra nel sistema economico rispetto ai livelli del 1990, da conseguire entro il 2030. Per l'Italia, il livello fissato al 2030 è del -33% rispetto al livello nazionale 2005. L'obiettivo unionale del 40% è stato recentemente reso più ambizioso dalla già citata Legge europea sul clima e portato al 55%. La disciplina del Regolamento 2018/842/UE sarà dunque oggetto di revisione.

Direttiva 2018/2001/UE sulla promozione dell'uso dell'energia da fonti rinnovabili (RED II), oggetto di recepimento con lo schema di decreto in esame, che fissa al 2030 una quota obiettivo dell'UE di energia da FER sul consumo finale lordo almeno pari al 32%.

L'Italia, che ha centrato gli obiettivi 2020 (overall target del 17% di consumo da FER sui CFL di energia), concorre al raggiungimento del target UE, con un obiettivo di consumo dal FER del 30% al 2030.

La delega al Governo per l'adozione di uno o più decreti legislativi di recepimento della Direttiva RED II è contenuta nell'articolo 5 della L. n. 53/2021, Legge di delegazione europea 2019.

Il pacchetto FIT for 55% si propone di intevenire per rendere più ambizioso l'obiettivo UE (si rinvia alla pagina della Commissione: https://ec.europa.eu/info/strategy/priorities-2019-2024/european-greendeal/ delivering-european-green-deal_en).

Direttiva 2018/2002/UE sull'efficienza energetica che modifica la Direttiva 2012/27/UE e fissa un obiettivo di riduzione dei consumi di energia primaria dell'Unione pari ad almeno il 32,5% al 2030 rispetto allo scenario 2007, al cui raggiungimento tutti gli Stati membri devono concorrere. L'Italia si è prefissa un obiettivo di risparmio energetico del - 43%. La direttiva è stata recepita nell'ordinamento nazionale con il D.Lgs. 14 luglio 2020, n. 73.

Il pacchetto FIT for 55% si propone di intervenire per rendere più ambiziosi gli obiettivi unionali (https://ec.europa.eu/info/strategy/priorities-2019-2024/european-green-deal/delivering-european-greendeal_ en).

Direttiva 2018/844/UE che modifica la direttiva 2010/31/UE sulla prestazione energetica nell'edilizia e la direttiva 2012/27/UE sull'efficienza energetica (Direttiva EPBD- Energy Performance of Buildings Directive). La direttiva è stata recepita nell'ordinamento nazionale con il D.Lgs. 10 giugno 2020, n. 48.

Regolamento 2019/941/UE sulla preparazione ai rischi nel settore dell'energia elettrica, che abroga la direttiva 2005/89/UE e Regolamento 2019/943/UE, sul mercato interno dell'energia elettrica (testo per rifusione). La legge di delegazione europea 2019, all'articolo 19, delega il Governo all'adozione di uno più decreti legislativi per l'adeguamento della normativa nazionale alle disposizioni dei Regolamenti.

Direttiva 2019/944/UE relativa a norme comuni per il mercato interno dell'energia elettrica e che modifica la direttiva 2012/27/UE. La citata legge di delegazione europea 2019, all'articolo 12, delega il Governo all'adozione di uno più decreti legislativi per il recepimento della Direttiva. Regolamento 2019/942/UE che istituisce un'Agenzia dell'Unione europea per la cooperazione fra i regolatori nazionali dell'energia (ACER).

La Direttiva 2018/2001 RED II e gli obiettivi dell’Italia al 2030 nel PNIEC

La Direttiva (UE) 2018/2001 (cd. RED II) dispone che gli Stati membri provvedano collettivamente a far sì che, nel 2030, la quota da fonti rinnovabili nel consumo finale lordo di energia dell'Unione sia almeno pari al 32% (articolo 1 e articolo 3, par. 1) e la quota da fonti rinnovabili nei trasporti sia almeno pari al 14% del consumo finale in tale settore (articolo 25, par. 1). La Direttiva conferma che, a decorrere dal 1° gennaio 2021, la quota di energia da fonti rinnovabili nel consumo finale lordo di ciascuno Stato membro non debba essere inferiore a dati limiti, per l'Italia tale quota è pari al 17% (allegato I, parte A), valore già raggiunto dal nostro Paese.

Lo scorso 17 novembre 2020, la Commissione europea ha peraltro avviato due consultazioni pubbliche aventi ad oggetto la revisione della Direttiva qui in esame, alla luce dei più ambiziosi obiettivi del Green Deal in materia di energia e clima. Le consultazioni si sono chiuse il 9 febbraio 2021.  Gli stessi obiettivi fissati nella direttiva che si sta esponendo sono oggetto di rimeditazione in sede europea., come anticipato nel paragrafo sulla evoluzione degli obiettivi in materia di energia e clima.

Gli Stati membri devono, ciascuno, fissare, nell'ambito dei Piani nazionali integrati per l'energia e il clima - PNIEC, i propri contributi nazionali ai fini del raggiungimento dell'obiettivo vincolante collettivo dell'UE (articolo 3, par. 1).

Tale previsione ha contenuto auto-applicativo (articolo 37) ed è stata, come detto, già adempiuta, posto che – in attuazione del processo di governance dell'energia definito nel Regolamento (UE) 2018/1999 – il PNIEC nazionale per il periodo programmatorio 2021-2030 è stato già stato predisposto, e notificato nella sua versione definitiva alla Commissione stessa a fine 2019.

Gli obiettivi su energia e clima dell'UE e dell'Italia al 2020 e al 2030 riportati nel PNIEC sono sintetizzati nella seguente tabella:

La valutazione dei piani nazionali per l'energia e il clima degli Stati membri per il periodo 2021-2030, pubblicata dalla Commissione europea, evidenzia che il nuovo obiettivo climatico di riduzione delle emissioni di almeno il 55% al 2030 richiederebbe di innalzare la quota di energia da fonti rinnovabili nell'UE del 38-40%.

Posto che il procedimento di revisione della Direttiva è ancora in corso, si descriveranno in questa sede i contenuti – "a legislazione vigente" – delineati nella Direttiva e nel PNIEC, premettendo che il Governo, nel Piano nazionale di ripresa e resilienza – il quale già "assorbe" i target più elevati delineati dalla Commissione nei "Flagship Programme" della Strategia annuale della Crescita sostenibile di settembre scorso - profila un futuro aggiornamento del PNIEC, per riflettere i mutamenti nel frattempo intervenuti.

In base a quanto previsto dalla Direttiva RED II, il PNIEC indica il contributo dell'Italia all'overall target unionale, prefiggendosi al 2030 una quota di energia da FER pari al 30% del consumo finale lordo.

Pertanto, stando alle stime 2020, la differenza assoluta da colmare per raggiungere l'overall target al 2030 risulterebbe, allo stato, pari a circa 10 punti percentuali.

Per i trasporti, il PNIEC fissa al 22% l'obiettivo di consumo da FER, ben al di sopra di quello obbligatorio definito dalla Direttiva RED II (14%).

Il target in questione è in capo ai fornitori di prodotti energetici nei trasporti. Esso, inoltre, non è direttamente confrontabile con il target del 10% fissato per il 2020, in quanto dovrà essere calcolato con criteri differenti.

In particolare, per il settore elettrico il PNIEC prevede al 2030 una quota FER del 55%, il cui contributo principale è atteso dallo sviluppo del fotovoltaico (52 GW al 2030, + 32 GW dagli attuali 20 GW) e dell'eolico (circa 19 GW al 2030, +9 GW rispetto agli attuali 10 GW).

Per raggiungere tali obiettivi, il Piano considera un ampio portafoglio di misure, sia per grandi che per piccoli impianti, come nuove procedure competitive per l'assegnazione di incentivi nell' ambito dei PPA - Power Purchase Agreement (accordi di compravendita di energia elettrica da fonti rinnovabili a lungo termine), promozione delle comunità energetiche e dell'autoconsumo, semplificazione delle procedure autorizzative, ottimizzazione delle principali produzioni esistenti, etc..

Nel settore termico l'obiettivo atteso è del 33,9%, con una notevole diffusione delle pompe di calore e con un miglioramento delle prestazioni energetiche e ambientali degli apparecchi a biomassa, puntando al contempo a un deciso efficientamento dei consumi termici grazie alle politiche già poste in essere in materia di efficienza energetica.

Quanto ai trasporti, l'obiettivo (22%) si persegue secondo il PNIEC grazie alla riduzione dei consumi, all'incremento dell'immissione in consumo di biocarburanti, soprattutto biometano e altri avanzati, e dalla crescita sostenuta della mobilità elettrica sia su rotaia che su strada (previsti al 2030 circa 6 milioni di veicoli ad alimentazione elettrica di cui circa 4 milioni puramente elettriche e 2 milioni ibride plug in).

Obiettivi 2030 di crescita della potenza da fonti rinnovabili (MW). Fonte PNIEC

La Direttiva fornisce agli Stati membri i criteri di calcolo del consumo finale lordo di energia da fonti rinnovabili (articolo 7 e Allegato II) e di consumo finale lordo di energia da FER nei trasporti (articoli 25-27 e Allegato IX).

Ai sensi dell'articolo 7 della Direttiva, il consumo finale lordo (CFL) di energia da rinnovabili in ogni Stato membro è calcolato come la somma:

• dei CFL di energia elettrica da FER, che include anche l'energia elettrica prodotta dagli autoconsumatori di energia rinnovabile e da comunità di energia rinnovabile;
• dei CFL di energia da FER per il settore del riscaldamento e del raffrescamento;
• del CFL da FER nel settore dei trasporti.

La quota di energia da FER è calcolata dividendo il consumo finale lordo di energia da fonti rinnovabili per il consumo finale lordo di energia da tutte le fonti energetiche, espressa in termini di percentuale.

Si tratta di un criterio dinamico, che dipende non solo dal trend di diffusione delle FER, ma anche dall'andamento dei consumi energetici complessivi del Paese, i quali, a loro volta, sono interdipendenti dagli interventi di efficienza energetica.

Funzionali al raggiungimento degli obiettivi 2030, sono le norme – contenute nella Direttiva che forniscono agli Stati membri i principi e i criteri per disciplinare (articolo 1):

• il sostegno finanziario all'energia elettrica da FER (articoli 4-6 e 13);
• l'autoconsumo dell'energia elettrica prodotta da tali fonti (articoli 21 e 22);
• l'uso di energia da FER nel settore del riscaldamento e raffrescamento e nel settore dei trasporti (articoli 23-24 e 25-28);
• la cooperazione tra gli Stati all'interno dell'UE e tra questi e i paesi terzi su progetti per la produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili (9-12 e 14);
• le garanzie di origine dell'energia da FER (articolo 19),
• le procedure amministrative improntate a garantire un favor per la produzione da FER e l'informazione e la formazione sulle FER (articoli 15-18).

La Direttiva fissa altresì criteri di sostenibilità e di riduzione delle emissioni di gas a effetto serra per i biocarburanti, i bioliquidi e i combustibili da biomassa (articoli 29-31).

Strumentale alla nuova disciplina è il quadro definitorio (contenuto nell'articolo 2), integrato – rispetto alla Direttiva 2009/28/UE cd. RED I – in base alle novità introdotte.

Si segnala, in proposito, che anche la più dettagliata definizione di energia rinnovabile quale l'energia proveniente da fonti rinnovabili non fossili, vale a dire energia eolica, solare (solare termico e fotovoltaico) e geotermica, energia dell'ambiente, energia mareomotrice, del moto ondoso e altre forme di energia marina, energia idraulica, biomassa, gas di discarica, gas residuati dai processi di depurazione e biogas.

Viene di seguito data sintetica illustrazione dei principali contenuti della Direttiva.

Sostegno finanziario all'energia elettrica da FER (articoli 3, par. 3, 4-6 e 13)

La Direttiva vieta, in primis, qualsiasi tipo di sostegno per l'energia rinnovabile prodotta mediante l'incenerimento di rifiuti, se non sono rispettati gli obblighi in materia di raccolta differenziata stabiliti nella Direttiva 2008/98/UE. Deve essere tenuta in debita considerazione la gerarchia dei rifiuti (articolo 3, paragrafo 3).

I regimi di sostegno all'energia da FER, funzionali al raggiungimento dei target prefissati, sono ammessi, alle condizioni stabilite dall'articolo 4 e dall'articolo 5, e dall'articolo 6. Il sostegno deve essere concesso con modalità aperte, trasparenti, competitive, non discriminatorie ed efficaci sotto il profilo dei costi, cosi che i produttori reagiscano ai segnali dei prezzi del mercato e massimizzino i loro ricavi. In tal senso, il sostegno diretto dei prezzi è concesso sotto forma di integrazione economica sul prezzo, fissa o variabile.

Gli Stati membri possono esentare dalle procedure di gara gli impianti di piccola taglia e i progetti pilota, che ricevono dunque un trattamento di sostegno in deroga ai criteri suddetti (articolo 4).

Inoltre, la Direttiva consente agli Stati membri di prevedere che una quota indicativa di nuova capacità, o del regime di sostegno sia annualmente aperto ai produttori situati in altri Stati membri. Le quote possono ammontare, in ciascun anno, almeno al 5% tra il 2023 e il 2026 e almeno al 10 % tra il 2027 e il 2030 o, se inferiore, al livello di interconnettività degli Stati membri interessati in un ogni anno. Gli Stati membri possono organizzare uno o più progetti pilota di regimi di sostegno aperto (nell'ambito di progetti comuni).

In via generale, il sostegno alla produzione di energia da FER non deve subire revisioni che incidono negativamente sui diritti conseguiti e minano la sostenibilità economica dei progetti che beneficiano del sostegno. In tal senso, l'adeguamento dei meccanismi di sostegno deve avvenire sulla base di criteri predeterminati ab origine (articolo 6).

Autoconsumo dell'energia elettrica da FER (articoli 21 e 22)

La Direttiva impone agli Stati membri di autorizzare la costituzione dei consumatori in autoconsumatori di energia elettrica rinnovabile assicurando loro un trattamento non discriminatorio e sproporzionato. Gli Stati membri devono predisporre un quadro favorevole alla promozione e agevolazione dello sviluppo dell'autoconsumo, anche in forma collettiva (articolo 21).

La concessione di diritti agli autoconsumatori di energia rinnovabile che agiscono collettivamente permette – secondo la Direttiva (considerando n. 67) - di aumentare l'efficienza energetica delle famiglie e contribuisce a combattere la povertà energetica mediante la riduzione dei consumi e delle tariffe di fornitura.

La Direttiva introduce dunque (articolo 2, nn. 14-16)) la definizione di:

• autoconsumatore, quale "cliente finale che, operando in propri siti situati entro confini definiti o, se consentito da uno Stato membro, in altri siti, produce energia elettrica rinnovabile per il proprio consumo e può immagazzinare o vendere la stessa, purché, per un autoconsumatore diverso dai nuclei familiari, tali attività non costituiscano l'attività commerciale o professionale principale (articolo 2, n. 14))
• autoconsumatori di energia dal FER che agiscono collettivamente quale un gruppo di almeno due autoconsumatori di energia rinnovabile che agiscono collettivamente e si trovano nello stesso edificio o condominio (articolo 2, n. 15))
• comunità di energia rinnovabile: un soggetto giuridico autonomo, cui si partecipa su base volontaria, controllato da azionisti o membri situati nelle vicinanze di impianti di produzione di energia da FER appartenenti alla comunità e dalla medesima sviluppati. Gli azionisti o i membri della comunità devono essere persone fisiche, PMI o autorità locali, comprese le amministrazioni comunali. L'obiettivo principale della comunità deve essere fornire benefici ambientali, economici o sociali ai azionisti o membri o aree locali in cui opera, piuttosto che profitti finanziari (articolo 2, n. 14)).

Gli Stati devono provvedere affinché tali soggetti siano autorizzati a:

• produrre, anche per il proprio consumo, immagazzinare e vendere le eccedenze di produzione di energia elettrica rinnovabile, anche tramite accordi di compravendita, senza essere soggetti:
• relativamente all'energia elettrica da FER autoprodotta, che rimane nella loro disponibilità, a procedure discriminatorie o sproporzionate e a oneri o tariffe. Tali oneri o tariffe possono però essere applicati, ma in misura proporzionata e non discriminatoria, se
  • o  vi sono già altri regimi di sostegno, o
  • o  se, dal 1° dicembre 2026 la quota di impianti in autoconsumo supera l'8% della potenza elettrica totale installata in uno Stato membro, e se è dimostrato, mediante un'analisi costi-benefici effettuata dall'autorità di regolamentazione (ARERA), che l'assenza di oneri o tariffe ha comportato un effetto sproporzionato sulla sostenibilità finanziaria a lungo termine del sistema elettrico o che l'incentivo supera quanto necessario per conseguire la diffusione economicamente efficiente dell'energia da FER;
  • o  se l'energia elettrica rinnovabile autoprodotta è prodotta in impianti con potenza elettrica totale superiore a 30 kW (articolo 21, commi 1 e 3);

• relativamente all'energia elettrica da FER, proveniente o immessa dalla rete, ad oneri o procedure discriminatorie o sproporzionate, nonché ad oneri di rete che non tengano conto dei costi sostenuti;
• installare e gestire sistemi di stoccaggio abbinati a impianti di generazione a fini di autoconsumo senza essere soggetti ad alcun duplice onere, comprese le tariffe di rete;
• mantenere i loro diritti e obblighi in quanto consumatori finali;
• ricevere una remunerazione, anche mediante regimi di sostegno, per l'energia elettrica da FER autoprodotta immessa nella rete, che corrisponda al valore di mercato di tale energia elettrica e possa tener conto del suo valore a lungo termine per la rete, l'ambiente e la società (articolo 21, commi 1 e 2).

Inoltre, gli Stati membri devono provvedere affinché gli autoconsumatori di energia rinnovabile che si trovano nello stesso edificio, compresi condomìni, siano autorizzati a esercitare collettivamente le attività di produzione, vendita delle eccedenze e installazione dei sistemi di stoccaggio e ad organizzare tra di loro lo scambio di energia rinnovabile prodotta presso il loro sito o i loro siti, fatti salvi gli oneri di rete e altri oneri, canoni, prelievi e imposte, applicabili a ciascun autoconsumatore.

Gli Stati membri possono distinguere tra autoconsumatori individuali di energia rinnovabile e autoconsumatori collettivi di energia rinnovabile. Eventuali trattamenti diversi devono essere proporzionati e debitamente giustificati.

In proposito, l'articolo 22 della Direttiva disciplina le cd. "comunità di energia rinnovabile", basate sull'autoconsumo elettrico e sulla condivisione dell'energia prodotta. Le comunità potranno utilizzare le reti esistenti di distribuzione, pagando i relativi oneri, secondo criteri equi basati sull'analisi specifica dei costi-benefici anche a livello ambientale.

Gli Stati membri devono assicurare la partecipazione alla comunità ai clienti finali, in particolare domestici, garantendo a questi ultimi i diritti o i doveri di clienti finali. La Comunità è dunque un vero e proprio soggetto giuridico.

Il quadro nazionale favorevole alla promozione e agevolazione dello sviluppo dell'autoconsumo di energia rinnovabile e alle comunità di energia rinnovabile deve essere predisposto dagli Stati membri sulla base di una valutazione, i cui criteri sono indicati dalla Direttiva stessa.

Una sintesi delle politiche e delle misure previste, nonché una valutazione della loro attuazione deve essere contenuta nei PNIEC (articolo 21, paragrafo 6 e articolo 22, comma 4 e 5).

I paragrafi 3.1.2 i (pagg. 124 e ss.) e 3.4.3 ii (pagg. 195 e ss.) del PNIEC descrivono gli intendimenti in tema di promozione dell'autoconsumo e di sviluppo e sostegno alle comunità di energia rinnovabili, da perseguirsi principalmente mediante strumenti di natura regolatoria.

Appare opportuno ricordare che, nelle more del recepimento della Direttiva RED II ed in parziale e anticipata attuazione delle disposizioni ivi contenute, l'articolo 42-bis del decreto-legge n. 162/2019 (cd. decreto-legge "Milleproroghe") ha autorizzato l'attivazione dell'autoconsumo collettivo da fonti rinnovabili, ovvero la realizzazione delle comunità energetiche rinnovabili, dettandone la relativa disciplina e le relative condizioni.

Uso di energia da FER nel riscaldamento e raffrescamento e nei trasporti (articoli 23-24)

Ai sensi dell'articolo 23 della Direttiva, ciascuno Stato deve aumentare la quota di energia rinnovabile nel settore del riscaldamento e del raffrescamento di indicativamente 1,3 punti percentuali come media annuale calcolata per i periodi dal 2021 al 2025 e dal 2026 al 2030, partendo dalla quota di energia rinnovabile destinata al riscaldamento e al raffrescamento nel 2020, espresso in termini di quota nazionale dei consumi finali di energia e calcolato secondo la metodologia indicata dalla stessa Direttiva (articolo 7 e articolo 23, par. 2). L'aumento è limitato indicativamente a 1,1 punti percentuali per gli Stati membri in cui non sono utilizzati calore e freddo di scarto. Gli Stati membri attribuiscono la priorità alle migliori tecnologie disponibili.

L'articolo 24 indica agli Stati membri le modalità alternative attraverso le quali perseguire i sopra indicati obiettivi.

Si segnala in merito che la quota di energia da FER nei Consumi Finali Lordi per riscaldamento e raffrescamento indicata nel PNIEC è del +1,3% annuo (indicativo).

Uso di energia da FER nei trasporti (articoli 25-28)

Quanto al settore dei trasporti, come accennato, ogni Stato membro è tenuto a far sì che al 2030 i fornitori di carburante conseguano una quota minima di energia da fonti rinnovabili almeno del 14% dei prodotti immessi in consumo nei trasporti.

Nel calcolo della quota minima, il contributo dei biocarburanti avanzati prodotti a partire dalle materie prime elencate nell'allegato IX parte A della Direttiva (biocarburanti avanzati), deve essere almeno dello 0,2% nel 2022, almeno dell'1 % nel 2025 e almeno del 3,5 % nel 2030 (articolo 25, paragrafo 1).

La quota dei biocarburanti prodotti a partire da materie prime elencate nell'allegato IX, parte B (biocarburanti non avanzati), è limitato all'1,7 % del contenuto energetico dei carburanti per il trasporto, lasciando agli Stati membri la possibilità di incrementare tale valore, se giustificato (articolo 27, paragrafo 1).

Solo la quota di biocarburanti per il trasporto prodotti dalle materie prime elencate nell'allegato IX può essere considerata pari al doppio del suo contenuto energetico (double counting) (articolo 27, paragrafo 2, lett. a)); la quota di energia elettrica da fonti rinnovabili è calcolata come pari a 4 volte il suo contenuto energetico, se fornita a veicoli stradali e pari a 1,5 volte se fornita al trasporto ferroviario (articolo 27, paragrafo 2, lett. b)); ad eccezione dei combustibili prodotti a partire da colture alimentari e foraggere, il contributo dei carburanti forniti nel settore dell'aviazione e dei trasporti marittimi è ottenuto moltiplicando per 1,2 volte il loro contenuto energetico (articolo 27, paragrafo 2, lett. c)).

Infine, in ciascun Stato membro, la quota di biocarburanti e bioliquidi, se prodotti a partire da colture alimentari o foraggere, non deve superare di più di un punto percentuale la quota di tali carburanti nel consumo finale lordo di energia nei settori del trasporto stradale e ferroviario nel 2020, con un consumo finale lordo di energia massimo del 7% nei settori del trasporto stradale e ferroviario nello stesso Stato membro (articolo 26, paragrafo 1).

In sostanza, la Direttiva RED II mantiene i limiti già fissati dalla direttiva 2015/1513/UE (cd. Direttiva ILUC- Indirect Land Use Change) sulla quantità di combustibili prodotti a partire dai cereali e da altre colture amidacee, zuccherine e oleaginose (tra esse la palma e la soia), così come da colture coltivate su superfici agricole come colture principali soprattutto a fini energetici, che possono essere contabilizzate ai fini del conseguimento degli obiettivi UE in materia fonti rinnovabili.

La Direttiva prevede, peraltro (all'articolo 26), un limite massimo all'utilizzo di biocarburanti, i bioliquidi e i combustibili da biomassa prodotti da colture alimentari e foraggere a elevato rischio ILUC per i quali si osserva una considerevole espansione della zona di produzione della loro materia prima su terreni che presentano elevate scorte di carbonio, per quanto riguarda la quantità che ciascuno Stato membro può consumarne nel 2019.

Per tali tipi di carburanti, gli Stati membri non devono superare il livello di consumo registrato per essi nel 2019, a meno che questi siano certificati quali biocarburanti, bioliquidi o combustibili da biomassa a basso rischio di cambiamento indiretto della destinazione d'uso dei terreni.

A partire dal 31 dicembre 2023 il loro contributo dovrebbe essere gradualmente ridotto fino a raggiungere lo 0% al più tardi entro il 2030.

La Direttiva, contestualmente (articolo 26, par. 1, terzo periodo), dispone che gli Stati membri possono fissare limiti inferiori rispetto a quelli dalla stessa fissati e possono distinguere, ai fini dell'articolo 29, paragrafo 1 – che fissa i criteri di sostenibilità e di riduzione delle emissioni di gas a effetto serra per i biocarburanti, i bioliquidi e i combustibili da biomassa - tra diversi tipi di biocarburanti, bioliquidi e combustibili da biomassa ottenuti da colture alimentari e foraggere, tenendo conto delle migliori evidenze disponibili riguardo all'impatto del cambiamento indiretto di destinazione d'uso dei terreni. Gli Stati membri possono, ad esempio, fissare un limite inferiore per la quota di biocarburanti, bioliquidi e combustibili da biomassa ottenuti da colture oleaginose.

Al riguardo, l'allegato VIII comprende un elenco delle emissioni - stimate provvisorie - derivanti dal cambiamento indiretto della destinazione d'uso dei terreni, in cui le colture oleaginose presentano un valore ILUC approssimativamente quattro volte superiore rispetto ad altri tipi di colture.

Di conseguenza, l'articolo 26, paragrafo 1, della Direttiva RED II consente agli Stati membri di fissare un limite inferiore per la quota di biocarburanti, bioliquidi e combustibili da biomassa prodotti a partire da colture alimentari e foraggere, con un riferimento specifico alle colture oleaginose.

Si rinvia all'atto delegato che integra le previsioni della direttiva definendo i criteri per la certificazione di biocarburanti, bioliquidi e combustibili da biomassa a basso rischio ILUC e per la determinazione delle materie prime a elevato rischio ILUC (Regolamento delegato (UE) 2019/807 della Commissione del 13 marzo 2019).

Il PNIEC italiano dettaglia il contributo offerto dalle diverse voci ai fini del raggiungimento dell'obiettivo nazionale del 22% di FER nei trasporti al 2030.

Contributo delle rinnovabili nel settore trasporti previsto al 2030, secondo i criteri di calcolo definiti dalla Direttiva RED II per gli obblighi in capo ai fornitori di carburanti ed energia elettrica (ktep). Fonte PNIEC

I contributi delle singole componenti sono riportati senza applicare i relativi fattori moltiplicativi. Il Numeratore complessivo, invece, è ottenuto tenendo conto dei moltiplicatori.

Gli Stati membri devono recepire nel diritto nazionale la direttiva entro il 30 giugno 2021. La direttiva entrerà in vigore, in tutte le sue parti, a partire dal 1º luglio 2021 (articolo 36).

A decorrere da tale data, è abrogata la precedente Direttiva in materia di promozione dell'uso di fonti rinnovabili (Direttiva 2009/28/UE, come modificata dalla Direttiva 2013/18/UE e dalla Direttiva (UE) 2015/1513) (articolo 37 e Allegato X).

[1]              La Direttiva conferma che, a decorrere dal 1° gennaio 2021, la quota di energia da fonti rinnovabili nel consumo finale lordo di ciascuno Stato membro non debba essere inferiore a dati limiti, per l'Italia tale quota è pari al 17% (allegato I, parte A), valore già raggiunto dal nostro Paese.

Il recepimento della Direttiva RED II: articolo 5 della legge di delegazione europea 2019

Lo schema di decreto legislativo in esame è volto al recepimento della Direttiva UE 2001/2018. Il termine di recepimento per la Direttiva è scaduto il 30 giugno 2021. A seguito del mancato recepimento nei termini da parte dell'Italia, il 26 luglio scorso la Commissione ha aperto la relativa procedura di infrazione n. 2021/0266.

La relazione tecnico-normativa imputa il ritardo a tre ordini di ragioni:

1. i lavori per la redazione del Piano Nazionale di Ripresa e Resilienza,
2. l'istituzione nel marzo scorso del nuovo Ministero della transizione ecologica che ha avuto alcuni riflessi sull'organizzazione dei lavori,
3. la recente approvazione della legge di delegazione europea, avvenuta – come si vedrà subito appresso - solo nel mese di aprile e la contemporanea attività legislativa su alcuni temi trattati nella Direttiva 2018/2001 (decreto-legge 31 maggio 2021, n. 77, recante «Governance del Piano nazionale di ripresa e resilienza e prime misure di rafforzamento delle strutture amministrative e di accelerazione e snellimento delle procedure »).

La delega al Governo per il recepimento della Direttiva RED II è contenuta nell'articolo 5 della legge di delegazione europea 2019 (legge 22 aprile 2021, n. 53).

I principi e criteri di delega per l'attuazione della Direttiva sono molto numerosi (venticinque) e appare opportuno segnalare che taluni di essi si intersecano strettamente con l'attuazione dei progetti e delle riforme previsti nel Piano Nazionale di Ripresa e Resilienza (PNRR). Il Piano peraltro, come detto nei paragrafi precedenti, profila un futuro aggiornamento del PNIEC , di cui l'articolo 5 della legge di delega costituisce sostanziale attuazione, in materia di sviluppo delle FER.

Può dunque osservarsi che il recepimento della Direttiva RED II, ma anche i più ambiziosi obiettivi delineati dall'Unione all'indomani dell'adozione del Green Deal. e di Next Generation EU costituisce parte integrante dei progetti e delle Riforme di settore contenuti nel PNRR.

L'articolo 5 della legge di delegazione europea 2019 delega il Governo a:

• prevedere una disciplina per la individuazione delle superfici e delle aree idonee e non idonee per l'installazione di impianti a fonti rinnovabili aventi una potenza complessiva almeno pari a quella individuata come necessaria dal Piano nazionale integrato per l'energia e il clima (PNIEC). Il processo programmatorio di individuazione delle aree idonee deve essere effettuato da ciascuna regione o provincia autonoma in attuazione della disciplina dettata a livello centrale, di cui al precedente punto, entro sei mesi. Nel caso di mancata adozione, si dispone l'applicazione della disciplina sui poteri sostitutivi dello Stato (lett. a) e b)). Ai fini dell'installazione degli impianti nelle aree e siti idonei, individuare procedure abilitative semplificate, proporzionate alla tipologia di interventi e alla loro localizzazione, secondo un principio di sussidiarietà verticale (lett. c));
• individuare procedure abilitative semplificate per gli interventi di rifacimento totale e parziale, riattivazione, integrale ricostruzione e potenziamento su impianti a fonti rinnovabili già esistenti (lett. d));
• introdurre misure per la razionalizzazione, la valorizzazione e l'incremento della produzione del parco di impianti a fonti rinnovabili esistente (lett. s));
• riordinare e semplificare la normativa vigente in materia di procedure di qualificazione degli installatori di impianti a fonti rinnovabili (lett. dd));
• quanto all'autoconsumo e ai criteri di accumulo, riordinare e semplificare la normativa vigente in materia di configurazioni per l'autoconsumo, ivi inclusi i sistemi efficienti di utenza (SEU) (lett. e)). Nelle configurazioni di autoconsumo collettivo e nelle comunità dell'energia deve essere garantito un accesso paritario e non discriminatorio a tutti i pertinenti regimi di sostegno di natura normativa o regolatoria, con particolare riguardo ai meccanismi di valorizzazione dell'autoconsumo stesso (lett. h)). Devono anche essere adottati meccanismi di monitoraggio degli effetti della diffusione dell'autoconsumo, valutando altresì il trasferimento alla fiscalità generale degli oneri non direttamente connessi ad obiettivi di sviluppo ambientalmente sostenibile o di contrasto alla povertà energetica (lett. f)).
• adottare misure per favorire l'installazione di impianti a FER negli edifici esistenti con l'introduzione di meccanismi d'obbligo, fatti salvi i vincoli paesaggistici e i limiti dati dalla tipologia dell'edificio (lett. g)) e, contestualmente, individuare incentivi alla costituzione delle comunità di energia rinnovabile per la partecipazione di queste alla realizzazione degli impianti (lett. h)), prevedere la sostituzione di impianti obsoleti e incentivare quelli tecnologicamente avanzati per la riduzione dei gas di scarico e dei particolati inquinanti, promuovendo la realizzazione di impianti fotovoltaici su edifici esistenti, anche al fine della completa rimozione dell'eternit o dell'amianto (lett. p));
• agevolare il massimo utilizzo dell'energia da FER, favorendo la diffusione e l'uso di sistemi di accumulo, compresi i veicoli elettrici - anche attraverso un iter autorizzativo semplificato - e le connesse esigenze di ricerca e sviluppo, tenendo conto del principio di neutralità tecnologica (lett. i)). Contestualmente, deve essere incoraggiata la ricerca per la riduzione della quantità e della pericolosità dei rifiuti prodotti dai sistemi di accumulo dell'energia e facilitare il riciclaggio una volta giunti a fine vita (lett. l));
• aggiornare e potenziare i meccanismi di sostegno alle fonti rinnovabili, in coerenza con le esigenze di tutela ambientale, valorizzando l'energia prodotta da biogas per la trasformazione in biometano o in digestato equiparato ai sensi della normativa relativa (D.M. 25 febbraio 2016). Incentivare anche la trasformazione ad uso plurimo di invasi, traverse e dighe esistenti, sia grandi, sia piccole, promuovendone, ove compatibile con gli ecosistemi, la pianificazione energetica (lett.o e p)). In aggiunta ai meccanismi di incentivazione economica per incrementare il consumo di energia da fonti rinnovabili, semplificare e stimolare il ricorso agli accordi di compravendita di energia elettrica da FER a lungo termine (lett.r));
• abrogare il meccanismo dello scambio sul posto, prevedendo meccanismi di tutela degli investimenti già avviati e introducendo nuovi meccanismi volti a premiare l'autoconsumo istantaneo nonché la condivisione dell'energia nell'ambito di configurazioni di autoconsumo multiplo quali l'autoconsumo collettivo e le comunità dell'energia. In generale, i meccanismi devono promuovere l'accoppiamento delle fonti rinnovabili non programmabili con sistemi di accumulo (lett.p ));
• introdurre misure per la promozione dell'utilizzo energetico di biomasse legnose, nel quadro della gestione forestale sostenibile e della valorizzazione della silvicoltura a turno di taglio breve (short rotation forestry) considerando anche le opportunità derivanti anche dalle biomasse residuali industriali (lett. m));
• promuovere l'utilizzo delle risorse rinnovabili disponibili in mare, previa identificazione delle aree idonee e la razionalizzazione dei procedimenti di rilascio delle concessioni demaniali e delle autorizzazioni, nel rispetto delle esigenze di tutela del patrimonio culturale e del paesaggio privilegiando, ove possibile, l'utilizzo delle piattaforme petrolifere in disuso (lett.q));
• con specifico riferimento alle FER nei trasporti,

• favorire lo sviluppo dei biocarburanti. In particolare, aggiornare, potenziare e introdurre meccanismi di sostegno per la produzione di biometano, biocarburanti avanzati, carburanti derivanti dal carbonio riciclato e idrogeno (lett. t));
• favorire la decarbonizzazione nel settore dell'aviazione (lett. u));
• recepire l'aggiornamento dell'allegato IX della Direttiva, relativo alle materie prime idonee alla produzione di biometano e biocarburanti avanzati e adottare un approccio tecnologicamente neutro al fine di favorire il contributo dei biocarburanti avanzati prodotti a partire dalle materie prime elencate all'Allegato IX, parte A, della direttiva (lett. bb)).
• Escludere a partire dal 1° gennaio 2023, dagli obblighi di miscelazione al combustibile diesel e dalla produzione elettrica rinnovabile, così come dal relativo conteggio delle fonti rinnovabili e dai sussidi di mercato, quali certificati di immissione in consumo (CIC), ex certificati verdi (CV) o tariffe onnicomprensive (TO), le seguenti materie prime in ragione delle evidenze degli impatti in termini di deforestazione:
• 1) olio di palma, fasci di frutti di olio di palma vuoti, acidi grassi derivanti dal trattamento dei frutti di palma da olio (PFAD);
• 2) olio di soia e acidi grassi derivanti dal trattamento della soia di importazione ((lett. ee)).
• Introdurre misure per la promozione dell'utilizzo di energia rinnovabile per la ricarica di veicoli elettrici (lett. z)).
• Introdurre misure di semplificazione per la costruzione e l'esercizio delle infrastrutture di ricarica di veicoli elettrici, al fine di supportare il raggiungimento degli obiettivi di diffusione dei veicoli elettrici previsti dal PNIEC, anche coordinando e integrando le disposizioni in materia già adottate con il cd. decreto-legge "Semplificazioni" n. 76/2020 (articolo 57).

Nel PNRR, le riforme di settore previste "Semplificazione delle procedure di autorizzazione per gli impianti rinnovabili onshore e offshore, e adozione di un nuovo quadro giuridico per sostenere la produzione da fonti rinnovabili e proroga dei tempi e dell'ammissibilità degli attuali regimi di sostegno (M2-C2-R.1.1)", e "Nuova normativa per la promozione della produzione e del consumo di gas rinnovabile (biometano) (M2-C2-R.1.2)" incidono sullo stesso ambito di intervento dei criteri e principi di delega sopra indicati. Nel PNRR, i progetti di investimento diretti allo sviluppo delle energie rinnovabili, inclusi i parchi agrisolari, la filiera dell'idrogeno, le reti e le infrastrutture di ricarica elettrica assorbono più di 17 miliardi di euro, senza considerare le risorse per il trasporto locale sostenibile e i bus elettrici e i progetti IPCEI.

• promuovere l'impiego di idrogeno verde nell'industria siderurgica e chimica, al fine di soddisfare gli impieghi industriali che necessitano di intensità energetiche molto elevate che non possono essere soddisfatte dalla produzione di energia da fonti rinnovabili (lett. cc)).

Nel PNRR, le riforme di settore previste "Semplificazione amministrativa e riduzione degli ostacoli normativi alla diffusione dell'idrogeno (M2- C3 – R 3.1)" e "Misure volte a promuovere la competitività dell'idrogeno" (M2-C3-R.3.) incidono sullo stesso ambito di intervento.

Talune misure, adottate a livello interno dopo la Direttiva, ne hanno parzialmente attuato i principi, anticipando in una qualche misura gli interventi previsti nei criteri direttivi di delega al Governo. In particolare, si rimanda:

• quanto all'autoconsumo, all'articolo 42-bis del decreto-legge n. 162/2019 (c.d. "Milleproroghe"), il quale, nelle more del recepimento della Direttiva RED II, in parziale e anticipata attuazione delle disposizioni ivi contenute e del Piano di sostegno all'autoconsumo esposto nel PNIEC, ha autorizzato l'attivazione dell'autoconsumo collettivo da fonti rinnovabili, ovvero la realizzazione delle comunità energetiche rinnovabili, dettandone la relativa disciplina incentivante;
• quanto alla semplificazione dei procedimenti autorizzatori all'installazione degli impianti a fonte rinnovabile, all'articolo 56 del decreto-legge n. 76/2020, cd. "decreto-legge Semplificazioni".
• quanto alla promozione delle FER e alla revisione delle sue forme di incentivazione, compatibilmente con i principi di sostenibilità ambientale, all'articolo 56, comma 8-bis, del decreto-legge n. 76/2020 e all'articolo 31, comma 5 del recente decreto-legge n. 77/2021, che hanno introdotto delle deroghe al divieto di fruizione degli incentivi statali per gli impianti solari fotovoltaici con moduli a terra in aree agricole. L'intervento contenuto nel decreto-legge n. 76/2020 ha inteso risolvere il problema di quelle aree che, sebbene formalmente qualificate agricole ai fini catastali, non sono suscettibili nei fatti di sfruttamento agricolo. Si tratta delle aree in "Siti di interesse nazionale" su cui ricadono impianti già autorizzati e di discariche e lotti di discarica chiusi e ripristinati, cave o lotti di cave non suscettibili di ulteriore sfruttamento. Il legislatore è intervenuto per disporre che gli impianti fotovoltaici ricadenti nelle aree in questione possono godere degli incentivi per la produzione di energia da fonte fotovoltaica previsti dalla disciplina vigente. Con il recentissimo decreto-legge n. 77/2021, sono stati ammessi alla fruibilità degli incentivi statali gli impianti agrovoltaici che adottino soluzioni integrative con montaggio verticale dei moduli, in modo da non compromettere la continuità delle attività di coltivazione agricola, da realizzarsi contestualmente a sistemi di monitoraggio che consentano di verificare l'impatto sulle colture;
• quanto alla cooperazione tra Stati membri, l'articolo 58 consente di perfezionare accordi intergovernativi nei quali l'Italia sia parte attiva del trasferimento ad altri Stati membri dell'UE di una quota del proprio surplus di produzione di energia da FER rispetto all'obiettivo nazionale al 2020 ed in vista degli obiettivi da FER al 2030. I proventi derivanti dal trasferimento statistico sono attributi alla Cassa per i servizi energetici e ambientali (CSEA) e sono destinati, secondo modalità stabilite dall'ARERA, sulla base di indirizzi adottati dal Ministro dello sviluppo economico, alla riduzione degli oneri generali di sistema (l'articolo 58 sostituisce l'articolo 35 del decreto legislativo 3 marzo 2011, n. 28);
• quanto alla mobilità elettrica, l'art. 57 definisce, regolamenta e semplifica la realizzazione di infrastrutture di ricarica elettrica. Esso, in particolare, demanda ai Comuni di disciplinare entro 6 mesi l'installazione, la realizzazione e la gestione delle infrastrutture, prevedendo ove possibile almeno un punto di ricarica ogni 1.000 abitanti. Si demanda all'ARERA di definire - entro il 31 gennaio 2021 - tariffe per la fornitura dell'energia elettrica destinata alla ricarica dei veicoli, applicabili ai punti di prelievo in ambito privato e agli operatori del servizio di ricarica in ambito pubblico, che siano tali da assicurare un costo dell'energia elettrica non superiore a quello previsto per i clienti domestici residenti. In caso di sosta a seguito del completamento della ricarica, possono essere applicate tariffe mirate a disincentivare l'impegno della stazione di ricarica oltre un periodo massimo di un'ora dal termine della ricarica.

Contenuto

Lo schema di decreto legislativo n. 292 sulla promozione delle fonti rinnovabili rientra in una serie di provvedimenti volti a conseguire gli obiettivi fissati a livello di Unione europea per la decarbonizzazione, già descritti nella parte generale.

Lo schema di decreto legislativo si compone di 50 articoli e 8 allegati, ispirati agli obiettivi di semplificazione e stabilità del sistema degli incentivi, snellimento delle procedure autorizzative, innovazione ed evoluzione del sistema energetico e realizzazione delle infrastrutture connesse.

Lo schema di decreto mira pertanto da un lato a promuovere un tessuto imprenditoriale forte e strutturato, che possa agire per una forte accelerazione del ritmo di realizzazione e dall'altro a potenziare il ruolo dei consumatori, rendendoli maggiormente attivi nel processo di cambiamento del sistema energetico, accanto ad un miglioramento reti, sia elettriche che del gas, anche per la ricarica di veicoli elettrici e con un occhio allo sviluppo della produzione di idrogeno da energia elettrica e la successiva immissione in rete gas.

Dall'attuazione della direttiva RED II sono attesi vantaggi non solo in termini ambientali e sociali, grazie al raggiungimento degli obiettivi di decarbonizzazione, ma anche di crescita del PIL (con investimenti in impianti di produzione di energia rinnovabile) e dei livelli occupazionali, con un generale sviluppo tecnologico del Paese.

Data la mole del documento, appare opportuno - per consentire una migliore leggibilità del presente dossier - premettere alla descrizione analitica del contenuto l'articolazione delle disposizioni.

Gli articoli sono divisi in sette titoli.

Il Titolo I (articoli 1-3) contiene le finalità, le definizioni e gli obiettivi nazionali.

Il Titolo II (articoli 4-17) reca la disciplina dei regimi di sostegno e degli strumenti di promozione.

Il Titolo in questione è a sua volta suddiviso nei seguenti 5 Capi:

Capo I – Principi generali (articolo 4);

Capo II – Regimi di sostegno per la produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili (articoli 5-9);

Capo III - Regimi di sostegno per la produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili, il biometano e lo sviluppo tecnologico e industriale (articoli 10-12);

Capo IV - Norme in materia di attuazione e coordinamento con il PNRR e allocazione dei proventi delle aste CO2 (articoli 13-14);

Capo V - Progetti comuni e trasferimenti statistici (articoli 15-17).

Il Titolo III (articoli 18-29) è dedicato alle procedure autorizzative, ai codici e alla regolamentazione tecnica ed è suddiviso in 2 capi:

Capo I – Autorizzazioni e procedure amministrative (articoli 18-25)

Capo II – Regolamentazione tecnica e obblighi (articoli 26-29).

Il Titolo IV (articoli 30-38) riguarda l'autoconsumo, le comunità energetiche rinnovabili e i sistemi di rete. È suddiviso in 3 Capi.

Capo I (articoli 30-33) – Configurazioni di autoconsumo e comunità energetiche rinnovabili

Capo II (articolo 34) – Reti di teleriscaldamento

Capo III (articoli 35-38) – Reti elettriche, gas e reti idrogeno.

Il Titolo V (articoli 39-45) regola l'energia rinnovabile nel settore dei trasporti e detta i criteri di sostenibilità per biocarburanti, bioliquidi e combustibili di massa. È suddiviso in tre Capi:

Capo I (articoli 39-41) – Energia da fonti rinnovabili nel settore dei trasporti

Capo II (articoli 42-44) – Criteri di sostenibilità

Capo III (articolo 45) – Disposizioni in materia di mobilità elettrica

Il Titolo VI (articoli 46-47) detta norme in tema di informazione, formazione e garanzie di origine ed è composto da un solo Titolo.

Il Titolo VII (articoli 48-50) reca le disposizioni finali, suddivise in due Capi:

Capo I (articolo 48) Monitoraggio, relazioni e controlli

Capo II (articoli 49-50) Disposizioni finali.

L'Allegato I reca le procedure di calcolo degli obiettivi nazionali in materia di fonti rinnovabili.

L'Allegato II contiene le disposizioni per la semplificazione delle procedure per l'installazione di impianti per le fonti rinnovabili e l'efficienza energetica negli edifici

L'Allegato III contiene le disposizioni tecniche per l'attuazione degli obblighi volti all'incremento dell'energia rinnovabile termica nelle forniture di energia negli edifici, con riferimento all'energia elettrica e quella destinata a coprire i consumi per l'acqua calda sanitaria, il riscaldamento e il raffrescamento.

L'Allegato IV elenca i requisiti minimi per gli impianti a fonti rinnovabili per il riscaldamento e il raffrescamento.

L'Allegato V dispone in merito al contenuto energetico dei combustibili e in particolare dei combustibili da biomassa, combustibili rinnovabili che possono essere prodotti a partire da diverse fonti rinnovabili (compresa la biomassa) e combustibili fossili.

La relazione illustrativa dello schema di decreto richiama altresì un diverso Allegato V relativo alla disciplina delle caratteristiche da rispettare per la definizione dei programmi di formazione e riconoscimento del fornitore di formazione per la qualificazione professionale degli installatori.

Tale allegato non appare nello schema di decreto legislativo tramesso. Appare opportuno un chiarimento in merito.

L'Allegato VI contiene le regole per il calcolo dell'impatto dei gas a effetto serra dei biocarburanti, dei bioliquidi e dei carburanti fossili.

L'Allegato VII detta le regole per il calcolo dell'impatto dei gas a effetto serra dei combustibili da biomassa e i relativi combustibili fossili di riferimento.

L'Allegato VIII elenca le materie prime per la produzione di biogas per il trasporto e biocarburanti avanzati, il cui contributo per il conseguimento delle quote minime di produzione è calcolato raddoppiato (double counting).

Titolo I – Finalità, definizioni e obiettivi nazionali

Nell'ambito del Titolo I, si segnala in particolare, l'articolo 3, che dichiara l'obiettivo del nostro Paese di conseguire un consumo finale lordo di energia facendo ricorso per almeno il 30 per cento sulla quota complessiva alle fonti rinnovabili, che peraltro vengono normativamente elencate all'articolo 2, comma 1, lettera a).

Gli obiettivi da conseguire sono conformi a quanto prevede la cosiddetta legge europea sul clima (regolamento UE n. 2021/1119), che – come detto - ha fissato l'obiettivo vincolante, per l'Unione europea, di riduzione delle emissioni di gas a effetto serra di almeno il 55 percento rispetto ai livelli del 1990 entro il 2030 (fit for 55).

Come già riportato, le modalità di calcolo degli obiettivi sono tecnicamente fissate nell'allegato I.

Titolo II – Regimi di sostegno e strumenti di promozione

Capo I – Principi generali

L'articolo 4 introduce una generale ridefinizione della disciplina dei regimi di sostegno delle fonti di energia rinnovabile.

Il riordino dei regimi di sostegno sono volti alla promozione della produzione di energia da fonti rinnovabili in misura adeguata al raggiungimento degli obiettivi dichiarati nell'articolo 3, perseguendo principi di semplificazione ed efficienza e l'armonizzazione con altri strumenti, tra cui quelli previsti dal PNRR.

I regimi di sostegno si conformano a criteri-guida, tra cui un'equa remunerazione dei costi di investimento ed esercizio, la copertura sulle componenti delle tariffe dell'energia elettrica e del gas secondo modalità definite dall'Autorità di regolazione per energia reti e ambiente (ARERA) e il rispetto delle regole europee in materia di aiuti di Stato. 

Sono escluse dall'area di intervento degli inventivi le opere di manutenzione ordinaria e le opere effettuate per adeguare gli impianti a prescrizioni di legge, nonché le iniziative imprenditoriali finanziabili dagli istituti di credito anche in assenza di sostegno pubblico.

Capo II – Regimi di sostegno per la produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili

L'articolo 5 definisce le caratteristiche generali dei meccanismi di incentivazione per il settore elettrico, che continuano a trovare copertura sulla componente degli oneri generali afferenti al sistema elettrico destinata al sostegno delle rinnovabili.

Si segnala che il periodo di diritto all'incentivo è pari alla vita media utile convenzionale della tipologia impiantistica utilizzata ed è proporzionato all'onerosità dell'intervento e alla taglia dell'impianto.

Lo schema mira alla semplificazione dell'accesso agli incentivi, per cui per i cosiddetti impianti di piccola taglia (potenza inferiore a 1 MW) che abbiano costi di generazione vicini alla competitività di mercato si propone un accesso diretto.

Per i piccoli impianti innovativi o con costi di generazione elevati, lo schema prevede il ricorso ad aste e registri.

Per gli impianti di potenza superiore a 1 MW si farà ricorso a procedure competitive di offerte al ribasso.

Il comma 5 prevede poi ulteriori criteri specifici, taluni dei quali riportati in attuazione della legge di delegazione comunitaria, già ricordata, tra i quali la promozione dell'abbinamento a sistemi di accumulo al fine di favorire una maggiore stabilità della rete (uno dei problemi delle fonti rinnovabili è spesso dato dalla scarsa stabilità della fornitura), la definizione di un accesso prioritario per impianti realizzati in aree idonee al fine di accelerare il processo di realizzazione degli impianti, la definizione di condizioni di cumulabilità per garantire la sinergia tra i diversi strumenti incentivanti sempre nell'ottica di garantire il principio dell'equa remunerazione.

L'articolo 6 regola i meccanismi di asta al ribasso dedicate agli impianti di potenza superiore a 1 MW, demandando ad uno o più decreti del Ministro della transizione ecologica, da emanarsi entro 180 giorni dall'entrata in vigore del decreto, la definizione delle modalità operative.

Gli incentivi seguono una programmazione quinquennale, al fine di assicurare stabilità negli investimenti.

Sono poi previste forme di semplificazione istruttoria, per ridurre i tempi di realizzazione degli impianti. In particolare, per gli impianti di potenza superiore a una soglia minima (fissata in prima applicazione par a 10 MW) si avvia una fase sperimentale nella quale il progetto - in parallelo allo svolgimento della conferenza dei servizi che rilascerà l'autorizzazione – viene esaminato dal GSE, in modo di pervenire al rilascio di un parere di idoneità che consenta agli operatori di accedere immediatamente ai meccanismi d'asta, unicamente tramite la presentazione dell'offerta economica al ribasso.

L'articolo 7 riguarda i piccoli impianti. Anche per questa tipologia di impianti si demanda ad uno o più decreti del Ministro della transizione ecologica, da emanarsi entro 180 giorni dall'entrata in vigore del decreto, l'implementazione dei sistemi di incentivazione, prevedendo il rispetto di specifici criteri direttivi in termini di modalità di presentazione delle domande, frequenza delle procedure, sistemi rapidi di regolazione e controllo delle procedure.

La principale novità è costituita - per gli impianti con costi di generazione più vicini alla competitività di mercato – dalla esclusione della necessità di previa partecipazione a bandi o registri, con l'accesso all'incentivo attraverso una richiesta da effettuare direttamente alla data di entrata in esercizio.

Di rilevo, come accennato, la possibilità di cumulare incentivi nel caso di abbinamento degli impianti a fonti rinnovabili non programmabili con i sistemi di accumulo.

L'articolo 8 riguarda gli incentivi per la condivisione dell'energia (autoconsumo collettivo o comunità energetiche).

Dopo la fase sperimentale attivata in Italia dall'articolo 42-bis del decreto-legge 30 dicembre 2019, n. 162, si dà piena attuazione alle disposizioni in materia di incentivazione delle predette configurazioni.

Tra le novità introdotte, l'aumento del limite di potenza degli impianti ammessi ai meccanismi di incentivazioni da 0,2 a 1 MW, nonché la possibilità di contabilizzare l'energia condivisa sotto la stessa cabina primaria (non più secondaria). Anche in questo caso, è previsto l'accesso diretto agli incentivi e una programmazione quinquennale dei contingenti, sulla base del raggiungimento di obiettivi di stabilità della produzione. È previsto un periodo transitorio per il passaggio dal regime vigente a quello dello schema di decreto, in modo da favorire continuità al settore e garantire gli investimenti avviati.

L'articolo 9 riprende - con riferimento agli articoli 6, 7 e 8 – il principio per cui nei decreti sui nuovi incentivi dovranno essere previsti meccanismi di transizione dai vecchi ai nuovi incentivi.

Si valuti l'opportunità di unificare la clausola generale di cui all'articolo 9 con le norme specifiche di cui ai commi 2 e 3 dell'articolo 8, evitando sovrapposizioni.

Lo stesso articolo 9, riprendendo quanto già preannunciato nel PNIEC, dispone al comma 2 l'abolizione del meccanismo di scambio sul posto a favore dell'accesso ai meccanismi previsti dai precedenti articoli al fine di favorire un ruolo attivo dei cosiddetti prosumer, ossia dei consumatori che abbandonano il mero ruolo passivo nel processo produttivo e partecipano alla definizione dell'offerta energetica.

Lo SSP consente la compensazione economica tra il valore associato all'energia elettrica immessa in rete e il valore associato all'energia elettrica prelevata e consumata in un periodo differente da quello in cui avviene la produzione. In sostanza, si compensano immissioni e prelievi, con il vantaggio di non pagare i servizi di rete per il prelievo da rete.

Anche per gli impianti destinati allo scambio sul posto è previsto un periodo transitorio, che si esaurirà nel 2024.

I commi 4 e 5 disciplinano i bandi per 1'assegnazione della potenza residua ai sensi del DM 4 luglio 2019 (FER 1), quindi dal settimo in poi.

In particolare, per garantire una maggiore efficienza nelle dinamiche di offerta, sono previste possibilità di trasferimento delle domande in eccesso da una procedura all'altra, qualora la seconda riscontri una carenza di domanda.

Capo III - Regimi di sostegno per la produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili, il biometano e lo sviluppo tecnologico e industriale

L'articolo 10 aggiorna il cosiddetto Conto termico istituito dall'articolo 28 del decreto legislativo 3 marzo 2011, n. 28, che viene abrogato dal successivo articolo 11, comma 5. Il Conto Termico 2.0 incentiva interventi per l'incremento dell'efficienza energetica e la produzione di energia termica da fonti rinnovabili per impianti di piccole dimensioni. I beneficiari sono principalmente le Pubbliche amministrazioni, ma anche imprese e privati.

Il decreto legislativo n. 73/2020,che ha recepito la Direttiva 2018/2002/UEsull'efficienza energetica (Energy Efficiency Directive – EED) – prevedeva un impegno ad aggiornare la disciplina entro il 30 giugno 2021, tenendo conto della necessità di adeguare il meccanismo nel settore civile non residenziale, sia pubblico che privato, e dell'esigenza di semplificarne l'accesso da parte della pubblica amministrazione e dei privati, nonché di ampliare gli interventi ammissibili, quali, ad esempio, gli interventi di allaccio a sistemi di teleriscaldamento e teleraffrescamento efficiente e l'installazione di impianti di microcogenerazione.

Lo schema di decreto segue queste indicazioni, ampliando l'azione incentivante agli interventi di installazione di impianti per la produzione di energia termica da fonti rinnovabili di grande taglia (non domestici). È una delle misure finalizzate al raggiungimento del target europeo previsto per riscaldamento e raffrescamento (+l,3% anno di incrementa di utilizzo di energia da FER nei Consumi Finali lordi).

Per l'accesso agli incentivi è prevista la possibilità di istituire un sistema competitivo, quali ad esempio i meccanismi ad asta.

Secondo la relazione illustrativa, l'ampliamento del perimetro di azione del meccanismo consente la riduzione dei costi tramite le procedure competitive e permette di valorizzare dinamiche di scala che contribuiscono a migliorare il rapporto tra costi e benefici per lo Stato.

L'incentivo viene esteso anche alle comunità di energie rinnovabili e vengono contestualmente introdotte disposizioni volte a promuovere l'incremento della produzione energetica rinnovabile sugli edifici, con particolare riferimento ai servizi di riscaldamento, raffrescamento e produzione dì acqua calda sanitaria.

Per le concreta attuazione delle finalità descritte, è prevista1'emanazionedi un decreto del Ministro della transizione ecologica, sentita la Conferenza unificata (comma 2).

L'articolo 11 disciplina le modalità di incentivazione del biometano prodotto ovvero immesso nella rete del gas naturale, stabilendo che il sostegno può avvenire mediante il rilascio di specifici incentivi per la produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili (nel caso di impianti di produzione dì biometano realizzati per l'utilizzo in impianti di cogenerazione ad alto rendimento) o, qualora il biometano sia usato per i trasporti, mediante il rilascio di certificati di immissione in consumo ai fini dell'adempimento dell'obbligo di cui all'articolo 39, cui si rinvia.

È infine prevista l'erogazione di uno specifico incentivo di durata e valore, che sarà definito con decreto del Ministro della transazione ecologica. da emanarsi entro 180 giorni dalla data di entrata in vigore dello schema. Lo stesso decreto dovrà disciplinare complessivamente gli incentivi per il biometano, ivi comprese le condizioni di cumulabilità con altre forme di sostegno, nonché la possibilità di estensione dell'incentivo tariffario anche alla produzione di carburanti gassosi da fonti rinnovabili di origine non biologica, quali l'idrogeno prodotto da fonti rinnovabili.

La disposizione rientrata nel set di misure di semplificazione e accompagnamento della misura PNRR Missione 2, Componente 2, Investimento 1.4 "Sviluppo del biometano, secondo criteri per promuovere l'economia circolare".

Il comma 4 prevede una proroga della efficacia del DM 2 marzo 2018 in materia di promozione dell'uso del biometano e degli altri biocarburanti avanzati nel settore dei trasporti dal 31 dicembre 2022 al 30 giugno 2026, previa approvazione della Commissione Europea.

Come anticipato, il comma 3 prevede l'abrogazione dell'articolo 21 del decreto legislativo 3 marzo 2011, n. 28, unitamente a specifiche salvaguardie.

L'articolo 12 contiene disposizioni per la promozione dello sviluppo tecnologico e industriale nonché per il monitoraggio di sistema, modificando l'articolo 32, comma 1, lettera b), del decreto legislativo 3 marzo 2011, n. 28 (comma 1).

Il citato articolo 32 contempla interventi e misure per lo sviluppo tecnologico e industriale in materia di fonti rinnovabili ed efficienza energetica, finanziati attraverso una percentuale del gettito delle tariffe elettriche.

Lo schema, tra i criteri con cui vengono individuati tali interventi, provvede a citare i progetti sinergici a quelli previsti dal PNRR che consentano di accelerare lo sviluppo tecnologico e industriale, nonché la realizzazione di sistemi di autoconsumo collettivo nei quali possa essere accelerato lo sviluppo tecnologico e il percorso di decarbonizzazione anche attraverso la sperimentazione di tecnologie innovative e le attività strumentali funzionali al raggiungimento degli obiettivi di decarbonizzazione tramite la realizzazione di sistemi informatici di monitoraggio e analisi per la programmazione territoriale, nella misura massima del 10 per cento del gettito annuo complessivo.

Nella relazione illustrativa si fa riferimento ad un comma 2, volto a finanziare le attività strumentali svolte al di fuori degli ordinari compiti dal GSE.

Lo schema non contiene tuttavia alcun comma 2.

Capo IV - Norme in materia di attuazione e coordinamento con il PNRR e allocazione dei proventi delle aste CO2

Gli articoli 13 e 14 prevedono alcuni decreti attuativi delle misure del PNRR con riferimento all'utilizzo di biocarburanti, bioliquidi e combustibili da biomassa, fissando alcuni parametri.

L'articolo 13 contempla dei parametri generali, volti a favorire un principio di economia procedimentale. In particolare, nei casi in cui un richiedente abbia presentato contemporanea istanza di accesso ad altre misure di incentivazione del decreto legislativo, la verifica dei requisiti per l'ammissione agli incentivi dei progetti può essere svolta dal GSE nell'ambito della medesima istruttoria.

Inoltre, per favorire l'utilizzo sinergico degli incentivi si prevede che nei decreti di attuazione delle misure del PNRR siano definite condizioni di cumulabilità, posto che gli strumenti tariffari sono volti a premiare un efficiente esercizio delle infrastrutture realizzate.

L'ottimizzazione nell'utilizzo degli incentivi, secondo la relazione illustrativa, favorisce da un lato investimenti in energia rinnovabile - come previsto dal PNRR - e dall'altro la produzione di energia verde per l'intero ciclo di vita degli impianti, il che dovrebbe consentire il raggiungimento degli obiettivi di decarbonizzazione previsti a livello europeo.

L'articolo 14 elenca i criteri specifici di coordinamento fra le misure del PNRR e gli strumenti di incentivazione settoriali di competenza del Ministero della transizione ecologica. In sostanza vengono riepilogate le misure e gli obiettivi del PNRR, indicando le norme di coordinamento con il decreto legislativo di recepimento, nell'ottica indicata al precedente articolo.

Gli incentivi che fanno capo al PNRR riguardano:

1. sviluppo dei sistemi di teleriscaldamento (Missione 2, Componente 3, Investimento 3.1);
2. sviluppo del biometano, secondo criteri per promuovere l'economia circolare (Missione 2, Componente 2, Investimento 1.4);
3. sviluppo del sistema agrivoltaico (Missione 2, Componente 2, Investimento 1.1);
4. rafforzamento smart grid (Missione 2, Componente 2, Investimento 2.1) e interventi su resilienza climatica delle reti (Missione 2, Componente 2, Investimento 2.2);
5. Promozione rinnovabili per le comunità energetiche e l'autoconsumo (Missione 2, Componente 2, Investimento 1.2);
6. Promozione di sistemi innovativi (incluso off-shore) e interventi a favore dello sviluppo tecnologico e industriale (Missione 2, Componente 2, Investimento 1.3);
7. infrastrutture di ricarica elettrica (Missione 2, Componente 2, Investimento 4.3);
8. produzione di idrogeno in aree industriali dismesse (Missione 2, Componente 2, Investimento 3.1) e utilizzo dell'idrogeno in settori hard-to-abate (Missione 2, Componente 2, Investimento 3.2).

Capo V - Progetti comuni e trasferimenti statistici

L'articolo 15 - al fine di ridurre i prezzi dell'energia per i consumatori - prevede che una quota dei proventi delle aste delle quote C02 di cui all'articolo 23 del decreto legislativo 9 giugno 2020, n. 47, di competenza del Ministero della Transizione ecologica, siano destinati alla copertura dei costi di incentivazione delle fonti rinnovabili e dell'efficienza energetica.

L'articolo 23 del decreto legislativo n. 47 del 2020 disciplina le modalità di assegnazione onerosa delle quote di CO2 equivalente attraverso la vendita all'asta. I proventi sono attribuiti per il 50% ai Ministeri dell'ambiente e dello sviluppo economico (ora al Ministero della transizione ecologica) e per il 50% al Fondo per l'ammortamento dei titoli di Stato.

La quota che verrà annualmente fissata all'interno delle risorse del MITE verrà versata alla Cassa per i servizi energetici e ambientali (CSEA) istituita presso l'ARERA per essere poi destinati alla promozione delle fonti rinnovabili e dell'efficienza energetica.

L'articolo 16 prevede scambi di energia rinnovabile all'interno dell'Unione europea, al fine di massimizzare il consumo di energia proveniente da fonti rinnovabili.

Gli accordi per l'immissione di energia da fonti rinnovabili in Italia sono stipulati se si prospetta il mancato raggiungimento degli obiettivi fissati al 2020 (raggiunti) e al (2030).

Per la vendita di energia da fonti rinnovabili, si prevede che non sia compromesso il raggiungimento dell'obiettivo italiano e che sia scelto il partner che assicura il massimo vantaggio economico.

Gli eventuali accordi sono notificati alla Commissione europea, ovvero perfezionati sulla apposita piattaforma predisposta dalla stessa Commissione.

L'articolo 17 consente l'importazione di energia prodotta da fonti rinnovabili da Paesi terzi per rispettare gli obiettivi nazionali. L'articolo prevede anche l'incentivazione di tale produzione, purché tale energia non sia stata prodotta fruendo di agevolazioni concesse dal Paese di provenienza. Gli accordi possono essere conclusi se nel Paese di provenienza siano stati rispettati i diritti umani fondamentali stabiliti dagli accordi internazionali. Anche in questo caso è prevista una notifica alla Commissione europea.

Titolo III – Procedure autorizzative, codici e regolamentazione tecnica

Capo I – Autorizzazioni e procedure amministrative

L'articolo 18 apre la parte del decreto che disciplina le procedure autorizzative.

Lo scopo della disciplina è di accelerare il rilascio delle autorizzazioni, riportando la competenza al livello amministrativo più adeguato in base alle dimensioni e tipologie di impianto.

In particolare, l'articolo 18 con una modifica all'articolo 4 del decreto legislativo 3 marzo 2011, n. 28, codifica il principio per cui la competenza sull'autorizzazione segue un criterio di proporzionalità e rientra nelle seguenti procedure

1. comunicazione relativa alle attività in edilizia libera (articolo 6, comma 11, del decreto n. 28);
2. dichiarazione di inizio lavori asseverata (articolo 6-bis del medesimo decreto);
3. procedura abilitativa semplificata (articolo 6 del decreto n. 28);
4. autorizzazione unica (articolo 5 del medesimo decreto).

Altro criterio ispiratore della disciplina sulle autorizzazioni è la conclusione entro termini prevedibili del provvedimento, che deve altresì rispettare criteri di oggettività, trasparenza, proporzionalità e non discriminazione, tenendo conto delle specificità delle singole tecnologie.

Al fine di semplificare le procedure di rilascio delle autorizzazioni e di favorire la realizzazione degli investimenti, l'articolo 19 prevede la definizione di uno sportello unico digitale per le energie rinnovabili (SUDER), cui spetta il coordinamento e la digitalizzazione di tutti gli adempimenti richiesti per il rilascio delle autorizzazioni e l'approvazione modelli unici digitali.

In base alla tipologia di impianti e alla potenza prodotta un apposito decreto del Mite e del Ministro per la pubblica amministrazione distingue i casi in cui l'istanza andrà presentata al SUDER appena descritto o allo sportello unico delle attività produttive (SUAP).

L'articolo 20 prevede l'introduzione di una disciplina per l'individuazione delle superfici e delle aree idonee e non idonee per l'installazione di impianti a fonti rinnovabili, nel rispetto delle esigenze di tutela del patrimonio culturale e del paesaggio.

A tal fine si provvede con uno o più decreti del Ministro della transizione ecologica di concerto con il Ministro della cultura, e il Ministro delle politiche agricole, alimentari e forestali, previa intesa in sede di Conferenza unificata.

I decreti devono dettare i criteri per l'individuazione delle aree idonee all'installazione della potenza eolica e fotovoltaica indicata nel PNIEC, previa fissazione di parametri atti a definire, per ciascuna tipologia di area, la massima densità di potenza installabile per unità di superficie tenendo anche conto degli impatti ambientali e paesaggistici.

Nei medesimi decreti andranno indicate le modalità. per individuare superfici, aree industriali dismesse e altre aree compromesse, aree abbandonate e marginali idonee alla installazione di impianti a fonti rinnovabili.

Il comma 2 sembra adombrare un sistema di soglie minime territoriali, laddove prevede che ai fini del concreto raggiungimento degli obiettivi di sviluppo delle fonti rinnovabili previsti dal PNIEC, i decreti prima ricordati devono altresì stabilire la ripartizione della potenza installata fra Regioni e Province autonome, prevedendo sistemi dì monitoraggio sul corretto adempimento degli impegni assunti e criteri per il trasferimento statistico fra le medesime Regioni e Province autonome, da effettuare secondo regole generali specificate nell'Allegato 1

Il comma 3 riprende quanto previsto nell'articolo 5 della legge 22 aprile 2021, n. 53 (Legge di delegazione europea 2019-2020), il quale dispone che l'individuazione delle aree idonee da un lato consenta il concreto raggiungimento degli obiettivi indicati nel Piano nazionale integrato per l'energia e il clima (PNIEC) e dall'altro rispetti le esigenze di tutela del patrimonio culturale e del paesaggio, delle aree agricole e forestali, della qualità dell'aria e dei corpi idrici. La legge n. 53 privilegia a tal fine l'utilizzo di superfici di strutture edificate, quali capannoni industriali e parcheggi, e aree non utilizzabili per altri scopi, compatibilmente con le caratteristiche e le disponibilità delle risorse rinnovabili, delle infrastrutture di rete e della domanda elettrica, nonché tiene in considerazione la dislocazione della domanda, gli eventuali vincoli di rete e il potenziale di sviluppo della rete stessa.

Il comma in esame riprende tali dizioni in modo testuale, trasferendo quindi l'individuazione del punto di incontro delle varie esigenze nell'atto ministeriale da emanare.

L'articolo 20 definisce, altresì, la tempistica per l'individuazione delle aree e delle superfici da parte delle Regioni e specifica la necessità di rispettare i principi della minimizzazione degli impatti sull'ambiente, sul territorio e sul paesaggio, fermo restando il vincolo del raggiungimento degli obiettivi di decarbonizzazione al 2030 e tenendo conto della sostenibilità dei costi correlati al raggiungimento di tale obiettivo (commi 4 e 5).

L'articolo 21 prevede l'istituzione di una piattaforma digitale sviluppata dal GSE che includa le informazioni e gli strumenti necessari per connettere ed elaborare i dati per la caratterizzazione e qualificazione del territorio anche in relazione alle infrastrutture già realizzate e presenti, la stima del potenziale e la classificazione delle superfici e delle aree.

Una volta individuate le aree idonee, scattano procedure autorizzative semplificate per la costruzione di impianti a fonte rinnovabile. In particolare, oltre alla riduzione di un terzo dei termini della procedura, si prevede che l'autorità competente in materia paesaggistica si esprime con parere obbligatorio ma non vincolante (articolo 22).

L'articolo 23 riguarda la realizzazione di impianti off-shore.

Analogamente a quanto fin qui descritto, si prevede da un lato il rilascio delle autorizzazioni da parte del MITE di concerto con il Ministero delle infrastrutture e della mobilità sostenibili (MIMS) e sentito, per gli aspetti legati all'attività di pesca marittima. il Ministero delle politiche agricole, alimentari e forestali.

Il comma 2 prevede l'adozione del piano di gestione dello spazio marittimo per la produzione di energia da fonti rinnovabili, da effettuarsi nel rispetto delle esigenze di tutela dell'ecosistema marino e costiero, dello svolgimento dell'attività di pesca e del patrimonio culturale e del paesaggio.

Nelle more della definizione del piano, ai sensi del comma 3 sono considerate idonee le aree adiacenti le piattaforme petrolifere e i porti (per impianti fino a 100 MW).

Il comma 4 prevede procedure autorizzative semplificate e accelerate per la costruzione e l'esercizio di impianti off shore nelle aree idonee (riduzione dei termini ad un terzo e parere obbligatorio ma non vincolante dell'autorità competente in materia paesaggistica.

Ai commi 5 e 6, prevede che nelle more dell'individuazione delle aree idonee, non possono essere disposte moratorie ovvero sospensioni dei termini dei procedimenti di autorizzazione per le domande già presentate e l'emanazione di specifiche linee guida per lo svolgimento dei procedimenti autorizzativi.

L'articolo 24 riguarda il procedimento autorizzativo e delle opere infrastrutturali funzionali alla produzione del biometano.

Il comma 1 modifica l'articolo 8-bis, del decreto legislativo 3 marzo 2011 n. 28. In particolare, fa rientrare nella procedura abilitativa semplificata non solo "le opere e le infrastrutture connesse", ma tutte le infrastrutture necessarie alla costruzione e all' esercizio degli impianti, inclusa l'immissione del biometano in rete, precisando la formulazione precedente.

Alla procedura semplificata e all'autorizzazione unica viene poi aggiunta la comunicazione all'autorità competente per gli interventi di parziale o completa riconversione alla produzione di biometano di impianti di produzione di energia elettrica alimentati a biogas, gas di discarica, gas residuati dai processi di depurazione qualora le modifiche siano non sostanziali. Le modifiche si considerano non sostanziali se, rispetto alla situazione esistente, non determinano un incremento delle emissioni in atmosfera e se il sito interessato non è ampliato più del 25 per cento in termini di superficie occupata.

Sembra evidente il richiamo alla comunicazione relativa alle attività in edilizia libera di cui all'articolo 6 dello steso decreto n. 28, ma appare preferibile una specificazione in tal senso.

Il comma 2 prevede che il biometano, ancorché prodotto a partire da materia classificata come rifiuti ai sensi dell'art. 183, comma 1, lettera a), del decreto legislativo 3 aprile 2006, n. 152, quando esce dal digestore e viene immesso nella rete del gas cessa di essere qualificato come rifiuto ai sensi e per gli effetti dell'articolo 184-ter del decreto legislativo 3 aprile 2006, n. l 52, facilitandone il successivo trattamento ed uso.

L'articolo 25 contiene delle semplificazioni per l'installazione di impianti a fonti rinnovabili al servizio di edifici. In particolare, l'articolo si riferisce all'installazione di impianti di piccola taglia per la produzione di energia rinnovabile termica e per favorire l'efficienza energetica. Per tali impianti opera il rimando alle disposizioni sulle procedure autorizzative previste dall'Allegato 2, che regola le pompe di calore, i generatori di calore, i collettori solari termici e i generatori ibridi.

La norma estende inoltre la possibilità di utilizzo del modello unico di autorizzazione per gli impianti fotovoltaici per la richiesta del ritiro dedicato, che viene reso applicabile anche agli impianti fotovoltaici fino a 50 kW (comma 3).

Capo II – Regolamentazione tecnica e obblighi

L'articolo 26, da leggere in combinato disposto con l'allegato III, modifica la disciplina relativa all'obbligo di integrazione degli impianti a fonti rinnovabili negli edifici.

Finora, l'obbligo era regolato dall'Allegato 3 del decreto legislativo n. 28 del 2011 ed era previsto per i nuovi edifici e le ristrutturazioni rilevanti. Ai sensi dell'articolo 2, comma 1, lettera l-viciesquater) del decreto legislativo 192/2005, si definisce ristrutturazione importante l'intervento che interessa gli elementi e i componenti integrati costituenti l'involucro edilizio che delimitano un volume a temperatura controllata dall'ambiente esterno e da ambienti non climatizzati, con un'incidenza superiore al 25 per cento della superficie disperdente lorda complessiva dell'edificio.

Lo schema di decreto considera applicabile l'obbligo agli edifici di nuova costruzione e alle ristrutturazioni importanti di primo livello degli edifici esistenti (comma 1). Il decreto interministeriale 26 giugno 2015 (cosiddetto decreto "requisiti minimi") definisce ristrutturazioni rilevanti di primo livello gli interventi che, oltre a interessare l'involucro edilizio con un'incidenza superiore al 50 per cento della superficie disperdente lorda complessiva dell'edificio, comprendono anche la ristrutturazione dell'impianto termico per il servizio di climatizzazione invernale e/o estiva.

La relazione illustrativa fa riferimento ad una estensione dell'obbligo anche agli edifici esistenti appartenenti categorie E2, E3 ed E5 di cui all'articolo 3 del decreto del Presidente della Repubblica 26 agosto 1993, n. 412 (uffici, ospedali ed edifici commerciali), con superficie utile superiore a 10.000 metri quadri, che indipendentemente dall'esecuzione di una ristrutturazione importante, devono prevedere l'integrazione di impianti per la produzione di energia elettrica rinnovabile entro il 31 dicembre 2027 (comma 2).

Questa norma non appare contenuta nel decreto presentato alle Camere.

Il comma 4 specifica che l'inosservanza dell'obbligo comporta il diniego del rilascio del titolo edilizio.

Tuttavia il comma 3 specifica che non sono soggette all'obbligo le costruzioni negli edifici destinati a soddisfare esigenze meramente temporanee e il comma 9 l'impossibilità tecnica di adeguare gli impianti. Per impossibilità tecnica – secondo la relazione illustrativa - si intende anche il caso in cui il costo dell'installazione di impianti FER sia sproporzionato rispetto al costo dell'intervento di ristrutturazione.

Le regioni e le province autonome possono incrementare i valori di cui all'allegato 3 e le tempistiche per l'adeguamento, mas soprattutto escludere le biomasse dal computo delle fonti rinnovabili da prendere in considerazione.

L'obbligo non è applicabile agli edifici militari, nel caso in cui l'adempimento degli stessi risulti incompatibile con la natura dei beni e con la loro destinazione ovvero qualora vengano in rilievo materiali utilizzati unicamente a fini militari.

L'articolo 27 introduce l'obbligo per le società che effettuano vendita di energia termica, a decorrere dal 1° gennaio 2024, che una quota dell'energia da esse distribuita sia rinnovabile, secondo modalità che saranno definite con decreto del Ministro della transizione ecologica.

Il decreto dovrà prevedere obblighi crescenti nel tempo, per rispettare l'impegno di decarbonizzazione che sottende all'intero schema di decreto.

Sarà possibile versare un contributo economico compensativo finalizzato alla realizzazione di interventi con effetto equivalente ai fini del raggiungimento degli obiettivi in materia di fonti rinnovabili.

L'articolo 28 riguarda gli accordi di compravendita di energia elettrica da fonti rinnovabili a lungo termine, in particolare prevedendo una bacheca informatica per promuovere l'incontro tra le parti interessate alla stipula dei contratti e la definizione di uno o più strumenti di gara per la fornitura attraverso schemi di accordo per compravendita di energia elettrica di lungo termine da parte di Consip (comma 4) e l'integrazione delle linee guida in materia di gruppi di acquisto da parte di ARERA per garantire l'aggregazione di più clienti finali e ampliare la platea di consumatori (comma 5),

L'articolo 29 stabilisce un quadro comune dei requisiti prestazionali che gli impianti per produzione di energia termica da fonti rinnovabili che beneficiano di incentivi, comunque denominati, devono rispettare, anche al fine di orientare l'industria produttiva verso lo sviluppo di tecnologie più efficienti.

Titolo IV – Autoconsumo, comunità energetiche rinnovabili e sistemi di reteCapo I – Configurazioni di autoconsumo e comunità energetiche rinnovabili

L'articolo 30 definisce le attività che un cliente finale può svolgere al fine di divenire autoconsumatore di energia rinnovabile e le relative condizioni operative.

L'impianto a fonti rinnovabili può essere realizzato con un sistema semplice di produzione e consumo, oppure per la vendita di energia elettrica rinnovabile autoprodotta.

Per quanto riguarda il primo caso, oltre all'ipotesi di consumo in proprio nel luogo di produzione, si sottolinea la possibilità di uno o più impianti ubicati su edifici o in siti diversi da quelli presso il quale l'autoconsumatore opera. In tale caso, l'autoconsumatore può utilizzare la rete di distribuzione esistente per condividere l'energia prodotta dagli impianti stessi e consumarla nei punti di prelievo nella sua titolarità.

Il comma 2 definisce le condizioni da rispettare affinché più clienti si associno al fine di divenire autoconsumatori di energia rinnovabile che agiscono collettivamente. In particolare, gli autoconsumatori devono trovarsi nello stesso edificio o condominio. La rete di distribuzione può essere utilizzata per condividere l'energia prodotta dagli impianti a fonti rinnovabili, anche ricorrendo a impianti di stoccaggio. L'energia autoprodotta è utilizzata prioritariamente per i fabbisogni degli autoconsumatori e l 'energia eccedentaria può essere accumulata e venduta anche tramite accordi di compravendita di energia elettrica rinnovabile, direttamente o mediante aggregazione.

Per le imprese private, la partecipazione non può costituire l'attività commerciale e industriale principale.

La direttiva (art. 21 comma 2) impone il divieto di imposizione agli autoconsumatori di oneri e/o tariffe nell'esercizio delle loro attività di autoconsumo o immissione in rete dell'energia. Lo schema attua tale principio applicando le tariffe al punto di connessione e non ai consumi dei clienti finali, in modo da consentire di accumulare energia e consumarla senza una doppia imposizione.

L'articolo 31 disciplina le comunità energetiche rinnovabili. Il comma 1 definisce i requisiti da rispettare per la costituzione delle comunità energetiche rinnovabili.

I clienti finali, inclusi i clienti domestici, possono organizzarsi in comunità energetiche, fermo restando che l'obiettivo principale della comunità è quello di fornire benefici ambientali, economici o sociali a livello di comunità ai suoi soci o membri o alle aree locali in cui opera la comunità, piuttosto che realizzare o generare profitti finanziari.

Giuridicamente, la comunità è un soggetto autonomo e l'esercizio dei poteri di controllo fa capo a soggetti (persone fisiche, enti, imprese, e amministrazioni locali) che sono situati nel tenitorio degli stessi Comuni in cui sono ubicati gli impianti.

Per quanto concerne le imprese private, la partecipazione alla comunità non può costituire l'attività commerciale e industriale principale ed infine è specificato che la partecipazione è aperta a tutti i consumatori, compresi quelli appartenenti a famiglie a basso reddito o vulnerabili.

L'energia autoprodotta è prioritariamente destinata all'autoconsumo istantaneo nel luogo di produzione oppure per essere condiviso all'interno della comunità, ma l'energia in eccesso può essere venduta tramite appositi accordi.

La comunità può riguardare anche la promozione di interventi integrati di domotica ed efficienza energetica, nonché offrire servizi di ricarica dei veicoli elettrici ai propri membri.

L'articolo 32 definisce le modalità di interazione con il sistema energetico per gli autoconsumatori (singoli, associati o comunità energetiche), che mantengono in ogni caso i loro diritti di clienti finali e possono recedere in ogni momento dalla configurazione di autoconsumo. Per il riparto dell'energia condivisa, può provvedere un contratto di diritto privato con l'individuazione di un soggetto appositamente delegato (comma l).

Il comma 2 specifica che sull'energia prelevata dalla rete pubblica dai clienti finali, compresa quella condivisa, si applicano gli oneri generali di sistema.

Il comma 3 attribuisce all'ARERA il compito di adottare i provvedimenti necessari al funzionamento della disciplina sull'autoconsumo.

L'articolo 33 prevede un sistema di monitoraggio delle configurazioni realizzate nell'ambito del Titolo IV, Capo I. Gli esiti delle attività di monitoraggio sono trasmessi con frequenza annuale al MiTE e ad ARERA.

Capo II – Reti di teleriscaldamento

L'articolo 34 contiene disposizioni per la promozione dei sistemi di teleriscaldamento e teleraffrescamento.

In particolare, il GSE ha l'onere di qualificare la rispondenza dei sistemi dt teleriscaldamento e teleraffrescamento efficienti che rispettano i requisiti di cui all'articolo 2, comma 2 lettera tt) del decreto legislativo 4 luglio 2014, n. 102, con riferimento all'anno solare precedente.

Il decreto n. 102 del 2014 prescrive che ii sistemi di teleriscaldamento e teleraffreddamento debbano usare, in alternativa, almeno:

1. il 50 per cento di energia derivante da fonti rinnovabili;
2. il 50 per cento di calore di scarto;
3. il 75 per cento di calore cogenerato;
4. il 50 per cento di una combinazione delle precedenti.

A sua volta, l'ARERA deve prevedere una disciplina semplificata che agevoli il distacco da sistemi di teleriscaldamento e teleraffrescamento non efficienti qualora il soddisfacimento del fabbisogno energetico dell'utenza possa essere coperto con impianti che garantiscano un maggior risparmio di energia primaria non rinnovabile.

Capo III – Reti elettriche, gas e reti idrogeno

L'articolo 35 è indirizzato principalmente ai gestori di rete (in primis, TERNA) ed è volto a accelerare il potenziamento della rete elettrica in funzione dell'appropriata e tempestiva capacità di gestire le crescenti quote di produzione derivanti da fonti rinnovabili.

L'articolo prevede a tal fine una programmazione dello sviluppo di rete, con criteri e modalità predittive della crescita della produzione da fonti rinnovabili sul medio e lungo termine attesa, in modo da programmare e avviare in tempi congrui gli interventi necessari.

Come obiettivo specifico, viene menzionata anche una pianificazione integrata che individui gli interventi atti a garantire lo sviluppo delle infrastrutture di ricarica per i veicoli elettrici e una ottimizzazione delle reti offshore.

Il comma 2 prevede che ARERA provveda ove necessario ad aggiornare i propri provvedimenti in materia per dare attuazione a quanto previsto dal comma 1.

L'articolo 36 prevede l'adozione da parte di ARERA di uno o più provvedimenti per individuare le modalità con le quali il GSE eroga gli incentivi nel settore elettrico, con riferimento ai nuovi impianti e a quelli già in esercizio.

È prevista la creazione di una piattaforma elettronica all'interno del Sistema informativo integrato. Spetta ad ARERA individuare le modalità per consentire a ciascun consumatore o produttore ai dati di consumo e produzione, anche con riferimento all'energia condivisa nelle configurazioni di autoconsumo.

Il comma 2 attribuisce al Ministro della transizione ecologica il compito di disciplinare i rapporti fra Acquirente Unico S.p.A. e GSE e le modalità di accesso all'infrastruttura informatica del SII, affinché sia garantito un incremento dei livelli di qualità del servizio, nonché una più rapida risposta nell'erogazione degli incentivi.

Il comma 3 specifica che nelle more dell'adozione dei provvedimenti. di cui al comma 1, il GSE continua ad erogare gli incentivi nel settore elettrico secondo la previgente disciplina.

L'articolo 37 riguarda il biometano e l'idrogeno, di cui occorre ottimizzare le connessioni alle reti di distribuzione. L'ARERA deve fissare i criteri che l'impresa di trasporto deve rispettare a tal fine.

L'articolo 38 introduce una semplificazione e schematizzazione delle procedure autorizzative per la costruzione e l'esercizio di elettrolizzatori, utilizzati nella produzione di energia da idrogeno.

Viene espressamente ricalcata a disciplina relativa la realizzazione di impianti di accumulo elettrochimico (articolo 62 del decreto-legge 16 luglio 2020, n. 76).

Si prevedono quattro casistiche per l'installazione di elettrolizzatori in funzione della collocazione e della potenza.

Si passa dagli elettrolizzatori con potenza inferiore a 10 MW, ovunque ubicati, sottoposti al regime dell'edilizia libera agli elettrolizzatori all'interno di aree industriali dismesse (procedura abilitativa semplificata).

Per gli elettrolizzatori stand-alone si ricorre all'autorizzazione unica rilasciata dal Ministero della transizione ecologica se è prevista la valutazione di impatto ambientale di competenza statale, ovvero dalla regione (o provincia autonoma) negli altri casi.

Per gli elettrolizzatori connessi a impianti di produzione di energia elettrica alimentati da fonti rinnovabili, si prevede l'autorizzazione unica rilasciata dal Ministero della transizione ecologica per gli impianti di potenza superiore a 300 MW o offshore e dalla regione (o provincia autonoma) negli altri casi.

Titolo V – Energia rinnovabile nei trasporti e criteri di sostenibilità per biocarburanti, bioliquidi e combustibili di massa

Capo I – Energia da fonti rinnovabili nel settore dei trasporti

L'articolo 39 apre la parte dello schema di decreto dedicata al settore dei trasporti.

In particolare, per promuovere la produzione di energia da fonti rinnovabili anche in questo settore, si prevede l'obbligo per i singoli fornitori di benzina, diesel e metano di conseguire al 2030 una quota minima percentuale di fonti rinnovabili sul totale di carburanti immessi in consumo nell'anno di riferimento e calcolata sulla base del consumo energetico prevedendo altresì specifici vincoli al fine del raggiungimento della quota stessa (commi 1 e 2).

La relazione illustrativa rimarca che nella redazione dell'articolo sono stati presi a riferimento le percentuali e le metodologie di calcolo previste nel PNIEC, come trasmesso alla Commissione europea il 31 dicembre 2019,

L'articolo 40 contiene norme specifiche per i biocarburanti, i bioliquidi e i combustibili da biomassa ottenuti da colture alimentari e foraggere, introducendo limiti per il loro utilizzo (peraltro validi, anche nei comparti elettrico e termico). Viene così fissata una soglia massima di utilizzo per le materie prime in competizione con il comparto alimentare (e la mangimistica) e si prevede una graduale uscita dalle materie prime che generano un impatto negativo derivante dal "cambio di uso" del suolo di provenienza (olio di palma, soia).

Si ricorda che l'articolo 5 della legge 22 aprile 2021, n. 53 (Legge di delegazione europea 2019-2020), tra i princìpi e criteri direttivi per l'attuazione della direttiva (UE) 2018/2001 (RED II) sulla promozione dell'uso dell'energia da fonti rinnovabili, aveva previsto - a partire dal 1° gennaio 2023 -  di escludere dagli obblighi di miscelazione al combustibile diesel e dalla produzione elettrica rinnovabile, così come dal relativo conteggio delle fonti rinnovabili e dai sussidi di mercato, proprio l'olio di palma e l'olio di soia, "in ragione delle evidenze degli impatti in termini di deforestazione".

La relazione illustrativa dello schema di decreto evidenzia che la recente legislazione europea di settore mira a limitare se non eliminare l'utilizzo di materie prime che possano comportare emissioni indirette generate dal cambio di uso dei terreni (cd. effetto ILUC: indirect land use change), anche a seguito di deforestazione. Nel 2019, la Commissione europea ha adottato un primo atto delegato, nel quale l'olio di palma è identificato come coltura ad altro rischio ILUC.

L'articolo 41 contiene altre disposizioni nel settore dei trasporti e prevede, con riferimento alla banca dati per la tracciabilità di carburanti liquidi e gassosi, istituita ai sensi dell'articolo 28, par 2 della direttiva (UE) 2018/2001, l'introduzione con decreto del Ministro della transizione ecologica delle modalità di partecipazione da parte dei soggetti interessati e delle istituzioni (comma 1).

Gli operatori economici del settore sono obbligati ad inserire nella banca-dati le informazioni sulle transazioni effettuate e sulle caratteristiche dei biocarburanti, dalla produzione fino all'immissione sul mercato (comma 2).

Capo II – Criteri di sostenibilità

L'articolo 42 detta i criteri di sostenibilità, di riduzione delle emissioni di gas serra e di efficienza energetica che tutte le fonti di energia da biomassa, indipendentemente dall'utilizzo finale, devono rispettare per poter accedere ai regimi incentivanti, nonché per poter essere conteggiate ai fini del raggiungimento degli obiettivi nazionali.

In particolare, sono estese anche al comparto elettrico alcuni criteri di sostenibilità già esistenti relativi ai terreni di provenienza delle biomasse. Per quanto riguarda le biomasse forestali sono introdotti criteri di sostenibilità aggiuntivi. Ad esempio, i biocarburanti, i bioliquidi e i combustibili da biomassa provenienti dall'agricoltura non devono essere prodotti a partire da materie prime ottenute su terreni che presentano un elevato valore in termini dì biodiversità (il comma 7 detta i casi in cui tale valore di considera raggiunto), che presentano elevate scorte di carbonio (il comma 8 detta i casi in cui tale valore di considera raggiunto) o che erano torbiere.

Con tutte le limitazioni indicate, l'uso di biocarburanti, bioliquidi e combustibili da biomassa deve assicurare una riduzione delle emissioni di gas a effetto serra, calcolata in conformità all'articolo 44, pari almeno:

1. al 50 per cento per i biocarburanti, il biometano ovvero i biogas consumati nel settore del trasporto e i bioliquidi prodotti negli impianti in esercizio al 5 ottobre 2015 o prima di tale data;
2. al 60 per cento per i biocarburanti, il biometano ovvero i biogas consumati nel settore del trasporto e i bioliquidi prodotti negli impianti entrati esercizio dal 6 ottobre 2015 al 31 dicembre 2020;
3. al 65 per cento per i biocarburanti, il biometano ovvero i biogas consumati nel settore del trasporto e i bioliquidi prodotti negli impianti entrati in esercizio dal 1° gennaio 2021;
4. al 70 per cento per l'energia elettrica, il riscaldamento e il raffrescamento da combustibili da biomassa usati negli impianti entrati in esercizio dal 1° gennaio 2021 al 31 dicembre 2025 e all'80 per cento per gli impianti entrati in esercizio dal 1° gennaio 2026.

L'articolo 43 disciplina le modalità di verifica del rispetto dei criteri riportati nei precedenti articoli 42 e 39, dettagliando e integrando il regime attualmente vigente, con l'obbligo degli operatori economici di aderire ad un Sistema nazionale di certificazione della sostenibilità o comunque o un sistema volontario di certificazione.

Le informazioni sull'origine geografica e sul tipo di materie prime dei biocarburanti, bioliquidi e combustibili da biomassa per fornitore di combustibile sono pubblicate sul sito web del GSE su base annuale (comma 8).

L'articolo 44 ha un contenuto prevalentemente tecnico e specifica i criteri per il calcolo dell'impatto dei gas a effetto serra dei biocarburanti, dei bioliquidi e dei combustibili da biomassa, rinviando ai vari allegati per l'individuazione delle metodologie di calcolo da seguire.

Capo III – Disposizioni in materia di mobilità elettrica

L'articolo 45 aggiorna la disciplina volta a promuovere l'installazione di punti di ricarica dei veicoli elettrici, favorendo la semplificazione delle procedure autorizzative.

In particolare viene ritoccato l'articolo 57 del decreto legge 16 luglio 2020 n. 76, tenendo altresì conto delle disposizioni adottate in attuazione del decreto-legge n. 77 del 2021.

Vengono aggiornate anche le definizioni di "dispositivo di ricarica", "infrastruttura di ricarica", e "stazione di ricarica", al fine di unificare le definizioni ed aggiornarle rispetto all'avanzamento tecnologico.

Con la modifica ai commi da 6 a 8 del citato articolo 57, si prevede che coloro che acquistano o posseggono un veicolo elettrico, anche tramite meccanismi di noleggio a lungo termine, possono inserirne i dati sulla Piattaforma unica nazionale per richiedere l'installazione di punti di ricarica con riguardo alla zona e all'indirizzo di residenza e di parcheggio abituale e all'eventuale disponibilità. I comuni programmano l'installazione, la realizzazione e la gestione delle infrastrutture di ricarica a pubblico accesso, tenendo conto delle richieste pervenute. In particolare, i comuni possono prevedere, ove tecnicamente possibile, l'installazione di almeno un punto di ricarica ogni sei veicoli elettrici immatricolati in relazione ai quali non risultino presenti punti di ricarica disponibili nella zona indicata.

Titolo VI – Informazione, formazione e garanzie di origineCapo I – Informazione, formazione e garanzie di origine

L'articolo 46 disciplina il rilascio delle garanzie di origine, che hanno lo scopo di dimostrare ai clienti finali la quantità di energia da fonti rinnovabili nel mix energetico di un fornitore di energia nonché quella fornita ai consumatori in base a contratti di energia prodotta da fonti rinnovabili. Tuttavia, il comma 7 prevede possibili forme di valorizzazione economica delle garanzie di origine, attraverso una apposita piattaforma di scambio.

L'articolo 47 interviene in materia di formazione professionale, specificando i sistemi di qualificazione degli installatori e soggetti abilitati all'attestazione della prestazione energetica degli edifici, con la definizione delle modalità di conseguimento della qualifica professionale per l'attività di installazione e 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.

Titolo VII – Disposizioni finaliCapo I – Monitoraggio, relazioni e controlli

L'articolo 48 riguarda la cosiddetta reportistica, definendo le modalità di aggiornamento della produzione statistica in materia di energia e individuando modalità di condivisione di dati gestiti dalle società del gruppo GSE, Ispra ed Enea.

Ai sensi del comma 4, il GSE aggiorna e potenzia il sistema nazionale di monitoraggio, anche attraverso interfacce informatiche, al fine – tra l'altro – di monitorare gli impianti a fonti rinnovabili realizzati sul territorio e i progetti di investimento che hanno richiesto l'autorizzazione, nonché i tempi dei procedimenti e monitorare gli investimenti, le ricadute industriali, economiche, sociali, occupazionali de1lo sviluppo del sistema energetico secondo una logica di progressiva decarbonizzazione, valutare con continuità i costi, l'efficacia, l'efficienza delle misure di sostegno e il loro impatto sui consumatori, confrontato con quello di altri Paesi europei, stimare i risultati connessi alla diffusione delle fonti rinnovabili e dell'efficienza energetica in termini di valutazione delle emissioni evitate di gas a effetto serra.

Il comma 8 prevede che RSE, nell'ambito delle attività svolte dalla predetta Società, elabori e aggiorni con continuità scenari tendenziali e con politiche di sviluppo del sistema energetico nazionale, con previsione di trasmissione periodica al MiTE.

Capo II – Disposizioni finali

L'articolo 49 fa salve le competenze delle Regioni a statuto speciale e delle Province autonome di Trento e di Bolzano, che provvedono alle finalità dello schema di decreto legislativo ai sensi dei rispettivi statuti speciali e delle relative norme di attuazione

L'articolo 50 consente di aggiornare con decreto ministeriale l'Allegato VIII, sul calcolo dell'impatto dei gas a effetto serra dei combustibili da biomassa e i relativi combustibili fossili di riferimento. Si tratta di un allegato volto a riprendere periodici aggiornamenti provenienti dall'Unione europea, secondo quanto prevista dalla direttiva 2018/2001.

Il comma 2 reca la clausola di invarianza finanziaria e il comma 3 impegna le amministrazioni interessate a provvedere all'attuazione dello schema di decreto nell'ambito delle risorse umane, strumentali e finanziarie disponibili. Il sistema degli incentivi economici non incide sul bilancio dello Stato, in quanto le coperture vanno ad incidere principalmente sulle tariffe dell'energia elettrica e del gas.

ALLEGATIAllegato I

Reca le procedure di calcolo degli obiettivi di cui all'articolo 3 (conseguimento dell'obiettivo di un consumo finale lordo di energia basato per almeno il 30 per cento sulle fonti rinnovabili).

Allegato II

In combinato disposto con l'articolo 26, aggiorna il regime giuridico per l'autorizzazione degli interventi di installazione di impianti a fonti rinnovabili ed efficienza energetica negli edifici.

In particolare per le diverse tipologie di impianto l'Allegato specifica le caratteristiche degli interventi che possono essere effettuati senza comunicazione da parte dell'interessato all'amministrazione comunale né titolo abilitativo, ovvero le caratteristiche degli interventi che possono essere eseguiti previa comunicazione dell'inizio dei lavori da parte dell'interessato all'amministrazione comunale, asseverata da un tecnico abilitato, utilizzando il modulo di Comunicazione Inizio Lavori Asseverata (CILA), comprensivo del1'attestazione concernente l'autorizzazione paesaggistica e culturale ove richieste.

Allegato III

Reca disposizioni tecniche per l'attuazione degli obblighi di cui all'articolo 27. In particolare definisce l'entità dell'obbligo di integrazione della produzione di energia rinnovabile negli edifici, con riferimento all'energia elettrica e quella destinata a coprire i consumi per l'acqua calda sanitaria, il riscaldamento e il raffrescamento. L'allegato dispone inoltre che gli obblighi in capo agli edifici pubblici siano incrementati del 10%.

Allegato IV

Definisce un quadro comune dei requisiti tecnici minimi che devono rispettare gli impianti a fonti rinnovabili destinati al riscaldamento e al raffrescamento, differenziando per impianti che accedono a incentivi o che non vi accedono, nonché per tipologia di impianto.

Allegato V

Reca il contenuto energetico dei combustibili e in particolare dei:

• combustibili da biomassa e/o operazioni di lavorazione della biomassa;
• combustibili rinnovabili che possono essere prodotti a partire da diverse fonti rinnovabili, compresa la biomassa;
• combustibili fossili.

Come anticipato, la relazione illustrativa dello schema di decreto richiama altresì un diverso Allegato V relativo alla disciplina delle caratteristiche da rispettare per la definizione dei programmi di formazione e riconoscimento del fornitore di formazione per la qualificazione professionale degli installatori.

Tale allegato non appare nello schema di decreto legislativo tramesso. Appare opportuno un chiarimento in merito.

Allegato VI

Reca regole per il calcolo dell'impatto dei gas a effetto serra dei biocarburanti, dei bioliquidi e dei carburanti fossili di riferimento nello specifico riportando:

1. valori tipici e standard dei biocarburanti se prodotti senza emissioni nette di carbonio a seguito della modifica della destinazione d'uso dei terreni;
2. stima dei valori tipici e standard dei futuri biocarburanti non presenti sul mercato o presenti solo in quantità trascurabili al 2016 se prodotti senza emissioni nette di carbonio a seguito della modifica della destinazione d'uso dei terreni;
3. metodologia di calcolo delle emissioni di gas ad effetto serra;
4. valori standard disaggregati per i biocarburanti e i bioliquidi;
5. stima dei valori standard disaggregati per i futuri biocarburanti e bioliquidi non presenti sul mercato o pres6Ilti sul mercato solo in quantità trascurabili al 2016.

Allegato VII

Reca regole per il calcolo dell'impatto dei gas a effetto serra dei combustibili da biomassa e i relativi combustibili fossili di riferimento nello specifico riportando:

1. valori tipici e standard delle riduzioni dei gas a effetto serra per i combustibili da biomassa se prodotti senza emissioni nette di carbonio a seguito della modifica della destinazione d'uso dei terreni;
2. metodologia di calcolo delle emissioni di gas ad effetto serra;
3. valori standard disaggregati per i combustibili da biomassa;
4. totale dei valori tipici e standard per le filiere del combustibile da biomassa.

Allegato VIII

Reca l'elenco delle materie prime per la produzione di biogas per il trasporto e biocarburanti avanzati, il cui contributo per il conseguimento delle quote di cui all'articolo 39, commi 1 e 2, è considerato il  doppio del loro contenuto energetico ai sensi del comma 6, lettera a), e delle materie prime per la produzione di biogas per il trasporto e biocarburanti avanzati, il cui contributo per il conseguimento delle quote di cui all'articolo 39, commi 1 e 2, è limitato ai sensi del comma 2, lettera b) e può essere considerato il doppio del loro contenuto energetico ai sensi del comma 6 , lettera a).

[1] Lo SSP consente la compensazione economica tra il valore associato all'energia elettrica immessa in rete e il valore associato all'energia elettrica prelevata e consumata in un periodo differente da quello in cui avviene la produzione. In sostanza, si compensano immissioni e prelievi, con il vantaggio di non pagare i servizi di rete per il prelievo da rete.

[2] Il Conto Termico 2.0 incentiva interventi per l'incremento dell'efficienza energetica e la produzione di energia termica da fonti rinnovabili per impianti di piccole dimensioni. I beneficiari sono principalmente le Pubbliche amministrazioni, ma anche imprese e privati.

Relazioni e pareri allegati

Lo schema è corredato da relazione illustrativa, relazione tecnica e analisi tecnico-normativa (ATN), che indica le norme che vengono abrogate, con particolare riferimento al decreto legislativo n. 28 del 2011 e una indicazione degli atti attuativi successivi.

Il 7 settembre 2021 è pervenuta anche l'Analisidiimpattodellaregolamentazione(AIR), che attribuisce al provvedimento impatti economici, sociali e ambientali "significativi e positivi, in quanto nel perseguimento degli obiettivi di decarbonizzazione, vengono stimolati gli investimenti e l'innovazione con impatti sulla crescita del prodotto interno lordo, l'occupazione e lo sviluppo tecnologico del Paese, tenendo in debito conto gli impatti paesaggistico e ambientale".

Rispetto delle competenze legislative costituzionalmente definite

Non sembrano sussistere profili problematici in riferimento alle competenze e alle funzioni delle regioni ordinarie e a statuto speciale nonché degli enti locali, posto che spetta allo Stato una competenza legislativa concorrente in materia di produzione, trasporto e distribuzione nazionale dell'energia, di cui è chiamato a determinare i principi fondamentali (articolo 117 Cost, secondo comma).