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Dossier n. 105/2

 

 

 

 

 

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Progetti di legge n. 128/2

 

 

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Progetti di legge n. 128/2

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

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I N D I C E

 

 

Schede di lettura. 5

Articolo 1, comma 2 del disegno di legge di conversione (Abrogazione dell’articolo 1 del decreto-legge n. 79) 7

Articolo 3 (Integrazioni della disciplina in materia di realizzazione di nuova capacità di rigassificazione) 8

Articolo 3-bis, commi 1-3 (Rafforzamento del bonus sociale elettrico e gas per disagio economico e del bonus elettrico per gravi condizioni di salute, nonché riduzione oneri sistema gas per il III trimestre 2023) 12

Articolo 3-bis, commi 4-6 (IVA agevolata su consumi gas metano  per usi civili e industriali, III trimestre) 17

Articolo 3-ter (Misure in materia di produzione di energia da impianti alimentati da biogas e biomassa) 20

Articolo 3-quater (Modifiche al decreto legislativo 11 febbraio 2010, n. 22, in materia di coltivazione delle risorse geotermiche) 24

Articolo 3-quinquies (Misure urgenti per incrementare la produzione di biometano nonché l’impiego di prodotti energetici alternativi) 26

Articolo 3-sexies (Disciplina delle infrastrutture strategiche in ambito energetico) 28

Articolo 3-septies (Attività di interesse generale svolte dagli Enti del terzo settore e dalle imprese sociali) 29

Articolo 3-octies (Interventi di sostegno alla produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili) 31

Articolo 4 (Entrata in vigore) 33

 

Schede di lettura

Articolo 1, comma 2 del disegno di legge di conversione
(Abrogazione dell’articolo 1 del decreto-legge n. 79)

 

 

 

Il comma fa anche salvi gli effetti prodotti nel periodo di vigenza.

 

Nel ricordare che il decreto-legge n. 79 è composto di due articoli sostanziali (più l’articolo 3 sull’entrata in vigore), si segnala che nel corso dell’esame alla Camera del disegno di legge A. C. 1239 di conversione del decreto-legge n. 75 del 2023 il Governo ha presentato l’articolo aggiuntivo 1.018 che fa confluire in quel provvedimento l’altro articolo sostanziale, l’articolo 2, del decreto-legge n. 79.

 

Nel parere sul decreto-legge n. 79, espresso nella seduta del 12 luglio 2023, il Comitato per la legislazione della Camera dei deputati ha raccomandato di “avviare una riflessione su come evitare forme di confluenza, tra più decreti legge contemporaneamente all’esame delle Camere, trattandosi di un fenomeno suscettibile di alterare l’ordinario iter di conversione, fatta eccezione per circostanze di eccezionale gravità da motivare adeguatamente nel corso dei lavori parlamentari”.

 

Nella XIX legislatura si sono verificati altri tre casi di “confluenza” di decreti-legge ancora in corso di conversione in altri decreti-legge: il decreto-legge n. 153 del 2022 recante misure urgenti in materia di accise e IVA sui carburanti è confluito nel decreto-legge n. 144 del 2022 (misure urgenti in materia di politica energetica nazionale); il decreto-legge n. 179 del 2022 (accise sui carburanti e sostegno agli enti territoriali e ai territori delle Marche colpiti da eccezionali eventi meteorologici) è confluito nel decreto-legge n. 176 del 2022 (misure di sostegno al settore energetico e di finanza pubblica) e il decreto-legge n. 4 del 2022 (in materia di payback sanitario) è confluito nel decreto-legge n. 198 del 2022 (proroga termini).

 

Inoltre gli articoli 1 e 2 del decreto-legge n. 57 in esame sono stati abrogati dalla legge n. 87 del 2023 di conversione del decreto-legge n. 51 del 2023 perché confluiti in disposizioni di quel provvedimento.

 

Articolo 3
(Integrazioni della disciplina in materia di realizzazione di nuova capacità di rigassificazione)

 

 

 

L'articolo 3, comma 1, prevede che, entro il 29 luglio 2023 (sessanta giorni dalla data di entrata in vigore del decreto), i soggetti interessati alla realizzazione ovvero all’esercizio, anche a seguito di ricollocazione, di unità galleggianti di stoccaggio e rigassificazione da allacciare alla rete di trasporto possano proporre nuove istanze corredate, ove necessario, della soluzione tecnica per il collegamento dell'impianto alla rete nazionale di trasporto del gas naturale, del cronoprogramma della realizzazione ed entrata in esercizio dell'impianto nonché della descrizione delle condizioni di approvvigionamento del gas.

Dette istanze sono presentate ai Commissari straordinari di Governo già nominati ai sensi dell’articolo 5 del D.L. n. 50/2022, competenti al rilascio dell’autorizzazione, ferma l’intesa con la regione interessata.

Ad oggi, risultano nominati Commissari straordinari ai sensi dell’articolo 5 del D.L. n. 50/2022, i presidenti pro tempore delle Regioni Toscana ed Emilia Romagna, con decreti del Presidente del Consiglio dei Ministri dell’8 giugno 2022.

 

Il successivo comma 2 prevede che, dal 30 maggio 2023, data di entrata in vigore del decreto, il procedimento unico per il rilascio da parte del commissario straordinario di Governo per l’autorizzazione delle unità galleggianti di stoccaggio e rigassificazione comprenda anche le valutazioni ambientali di cui al titolo III della parte seconda del decreto legislativo n. 152/2006 e abbia una durata massima di 200 giorni, anziché di 120 giorni come attualmente previsto dall’articolo 5, comma 2 del D.L. n. 50/2022.

Si ricorda che l’articolo 5, comma 3 del citato D.L. n. 50/2022 aveva previsto, invece, l’esenzione dalle valutazioni ambientali per i progetti di unità galleggianti di stoccaggio e rigassificazione presentati ai Commissari straordinari di Governo.

Il D.Lgs. n. 152/2006 prevede che, di norma, siano sottoposti a VIA statale progetti quali:

§  i terminali di rigassificazione di gas naturale liquefatto;

§  gli impianti di stoccaggio superficiale di gas naturali con una capacità complessiva superiore a 40.000 m3;

§  gli impianti di stoccaggio sotterraneo artificiale di gas combustibili in serbatoi con una capacità complessiva superiore a 80.000 m3;

§  le condutture di diametro superiore a 800 mm e di lunghezza superiore a 40 km per il trasporto di gas;

§  gli impianti di stoccaggio di gas combustibile in serbatoi sotterranei naturali in unità geologiche profonde e giacimenti esauriti di idrocarburi.

Sono, invece, sottoposti a verifica di assoggettabilità a VIA statale (allegato II-bis) i gasdotti di lunghezza superiore a 20km.

 

Tali previsioni, afferma la relazione illustrativa, sono finalizzate a semplificare le procedure relative alla presentazione delle istanze nel quadro delle iniziative legate alla realizzazione di nuove capacità di rigassificazione mediante l’ormeggio stabile di mezzi navali tipo FRSU (Floating Storage and Regasification Unit) e tramite la realizzazione delle connesse infrastrutture per l’allacciamento alla rete di trasporto esistente, allo scopo di consentire la ricezione e rigassificazione del gas naturale liquefatto e il successivo trasferimento del gas in condotte che lo convoglino nel punto di connessione alla Rete Gasdotti. Evidente risulta, secondo la relazione illustrativa, l’importanza di una disciplina in grado di garantire procedure chiare e certe e, al contempo, di assicurare l’entrata in funzione di nuovi terminali con tempistiche compatibili con la necessità di evitare criticità energetiche per il Paese.

Si ricorda che l’articolo 5, comma 8 del D.L. n. 50/2022 ha istituito, nello stato di previsione del Ministero dell'economia e delle finanze, un fondo con dotazione pari a 30 milioni di euro per ciascuno degli anni dal 2024 al 2043, al fine di limitare il rischio sopportato dalle imprese di rigassificazione che realizzano e gestiscono le opere e le infrastrutture autorizzate. Il fondo, infatti, è destinato a coprire la quota dei ricavi per il servizio di rigassificazione, inclusivi del costo di acquisto e/o realizzazione dei nuovi impianti sopra richiamati prevista dalla vigente regolazione tariffaria. L'importo residuo del fondo è destinato a contribuire alla copertura dei ricavi riconosciuti al servizio di rigassificazione dalla vigente regolazione tariffaria, a beneficio degli utenti e dei consumatori.

 

Il comma 3, come modificato dalla Camera, modifica puntualmente la disciplina in materia di autorizzazione delle unità galleggianti di stoccaggio e rigassificazione contenuta all’articolo 5 del D.L. n. 50/2022 da parte di Commissari straordinari nominati dal Governo per:

§  prevedere che detti commissari si occupino della loro realizzazione e del loro esercizio anche a seguito di ricollocazione (lett. a))

§  prevedere, quindi, che le istanze possano essere presentate ai Commissari straordinari nominati dal Governo per l’entrata in esercizio delle unità galleggianti anche a seguito di ricollocazione (lett. b));

§  prevedere che i Commissari straordinari nominati dal Governo provvedano tempestivamente, attraverso la propria struttura, agli obblighi di pubblicazione previsti dal D.Lgs. n. 33/2013, recante riordino della disciplina riguardante il diritto di accesso civico e gli obblighi di pubblicità, trasparenza e diffusione di informazioni da parte delle pubbliche amministrazioni (lett. b-bis));

§  precisare che la disciplina sulle unità galleggiati per lo stoccaggio e la rigassificazione di gas contenuta al medesimo articolo del D.L. n. 50/2022 si applica anche alle istanze aventi ad oggetto la realizzazione ovvero l’esercizio a seguito di ricollocazione di dette unità, rivolte a un commissario diverso da quello che ha rilasciato l’autorizzazione originaria (lett. c)).

La relazione illustrativa che accompagna l’A.C. 1183 afferma che tale previsione, fermi restando i programmi di decarbonizzazione del sistema energetico italiano, supporta gli sforzi volti a diversificare le fonti di approvvigionamento di gas allo scopo di garantire la sicurezza energetica nazionale, conciliando tale esigenza con l’opportunità di trovare eventualmente – previa idonea progettualità delle future localizzazioni alternative – destinazioni di più lungo periodo per il posizionamento di talune infrastrutture di rigassificazione;

§  prevedere che, per garantire la sicurezza degli approvvigionamenti a livello nazionale, le infrastrutture realizzate per consentire il collegamento delle unità galleggianti alla rete nazionale siano mantenute in loco, a cura e spese del proponente, anche a seguito di eventuali ricollocazioni delle unità galleggianti (lett. d)). Detta disposizione, chiarisce la relazione illustrativa, consente l’utilizzo delle stesse per future e diverse attività nell’area, evitando un aggravio di costi per lo smantellamento.

 

Il comma 4, infine, integra l’allegato I-bis alla parte seconda del D.Lgs. n. 152/2006, inserendo le opere e infrastrutture finalizzate all’incremento della capacità di rigassificazione nazionale mediante unità galleggianti di stoccaggio e rigassificazione tra i progetti che concorrono al raggiungimento degli obiettivi fissati dal Piano Nazionale Integrato Energia e Clima (PNIEC), considerate di pubblica utilità, indifferibili ed urgenti ai sensi dell’articolo 7-bis, comma 2-bis del D.Lgs. n. 152/2006 e in relazione ai quali, ai fini della Valutazione di Impatto Ambientale (VIA) statale, il supporto al Ministero dell’ambiente e della sicurezza energetica è fornito dalla Commissione Tecnica PNIEC-PNRR, anziché alla Commissione tecnica di verifica dell'impatto ambientale VIA e VAS.

Ad essi si applicano, dunque, le disposizioni previste agli articoli 23, 24 e 25 del D.Lgs. n. 152/2006, volte a ridurre i tempi di conclusione della procedura di VIA mediante l’avvio dei lavori istruttori della Commissione tecnica già con la pubblicazione della documentazione on line (art. 23, comma 4), la riduzione da sessanta a trenta giorni della durata della consultazione pubblica (art. 24, comma 3) e l’indicazione di un termine di trenta giorni, anziché sessanta, dal termine della consultazione pubblica e di 130 giorni complessivi dalla pubblicazione della documentazione per la predisposizione dello schema di provvedimento di VIA da parte della Commissione (art. 25, comma 2-bis). Si ricorda - inoltre - che, nei casi in cui i termini per la conclusione del procedimento di VIA statale non siano rispettati, il proponente che ha presentato istanza per progetti di cui all’allegato I-bis ha diritto al rimborso del 50 per cento dei diritti istruttori (art. 25, comma 2-ter).

Articolo 3-bis, commi 1-3
(Rafforzamento del bonus sociale elettrico e gas per disagio economico e del bonus elettrico per gravi condizioni di salute, nonché riduzione oneri sistema gas per il III trimestre 2023)

 

 

 

L’articolo 3-bis, inserito dalla Camera, ai commi 1-3, traspone nel provvedimento in esame il contenuto dell’articolo 1, commi 1-3, del D.L. 79/2023. L’articolo 1 del D.L. n. 79/2023, viene contestualmente abrogato dall’articolo 1-bis del disegno di legge di conversione, rimanendo salvi gli atti e i rapporti giuridici già sorti in virtù della norma abrogata.

 

Nel dettaglio, il comma 1 dell’articolo 3-bis prevede che, per il III trimestre 2023, le agevolazioni relative alle tariffe per la fornitura di energia elettrica riconosciute ai clienti domestici economicamente svantaggiati ed ai clienti domestici in gravi condizioni di salute, e la compensazione per la fornitura di gas naturale di cui all'articolo 3, comma 9, del decreto legge n. 185 del 2008, sulla base del valore soglia ISEE di cui all'articolo 1, comma 17, della legge di bilancio 2023, siano rideterminate dall'ARERA, tenendo conto di quanto stabilito in attuazione dell'articolo 1, comma 18, della medesima legge di bilancio 2023, nel limite di 110 milioni di euro, inclusi gli effetti derivanti dalla estensione della soglia ISEE (da 20 a 30 mila euro) per l’accesso, da parte dei nuclei familiari con almeno quattro figli a carico, al bonus sociale per disagio economico per la fornitura di energia elettrica e per la fornitura di gas naturale, disposta dal D.L. n. 34/2023, articolo 1, comma 2.

 

I bonus sociali elettrico e del gas sono una misura volta a ridurre la spesa sostenuta per la fornitura di energia elettrica e di gas naturale dai nuclei familiari in condizioni di disagio economico o fisico. Sono stati gradualmente introdotti nel corso degli anni dalla legislazione e successivamente attuati con provvedimenti di regolazione dell'Autorità di regolazione per energia, reti e ambiente (ARERA).

Con il manifestarsi dell’aumento dei prezzi energetici, i bonus sono stati oggetto di interventi legislativi di rafforzamento, di diversa intensità, che si sono tradotti in sostanza nel riconoscimento di una componente di compensazione integrativa (CCI) rispetto alla componente di compensazione già riconosciuta ai soggetti in via ordinaria, nonché in una estensione della platea dei beneficiari.

Al riguardo, per l’anno 2023, le agevolazioni tariffarie sulla fornitura di energia elettrica e gas per i clienti con disagio economico sono riconosciute, in base alla legge di bilancio 2023 (articolo 1, commi 17 e 18) e al D.L. n. 34/2023 (articolo 1, comma 2), citati dal comma 1 qui in esame, ai clienti che non superano una soglia di ISEE (Indicatore della situazione economica equivalente) di:

§  15.000 euro per i nuclei familiari con meno di 4 figli a carico (art. 1, comma 17, L. Bilancio 2023);

§  30.000 euro per le famiglie numerose, con almeno 4 figli a carico (art. 1, comma 2, D.L. n. 34/2023).

 

In merito alla quantificazione del bonus, il legislatore ha riconosciuto "la necessità di determinare risparmi più elevati per le famiglie con valori dell'ISEE più bassi". L’ARERA è stata dunque delegata a parametrare il bonus in base al valore dell'ISEE di ogni nucleo familiare (art. 1, comma 18, L. bilancio 2023). Si rinvia, per un dettaglio, alla pagina web dedicata del sito istituzionale ARERA.

Le agevolazioni relative alle tariffe per la fornitura di energia elettrica ai clienti domestici in gravi condizioni di salute invece prescindono dal reddito e i relativi criteri non sono stati modificati. Vi accedono tutti i clienti domestici affetti da grave malattia o presso i quali viva un soggetto affetto da grave malattia, che richiede l'utilizzo di apparecchiature elettromedicali per il mantenimento in vita (le apparecchiature sono indicate nel D.M. 13 gennaio 2011).

Il bonus sociale per disagio fisico è cumulabile con i bonus per disagio economico qualora ricorrano i rispettivi requisiti di ammissibilità.

 

Si rammenta in questa sede che, in base all’articolo 1, comma 375, della legge n. 266 del 2005 (legge finanziaria 2006)[1], il decreto del Ministro dello sviluppo economico 28 dicembre 2007, citato dalla norma qui in esame, ha definito i criteri per l'applicazione delle tariffe agevolate per la fornitura di energia elettrica ai clienti economicamente svantaggiati.

L’articolo 3, comma 9 del D.L. n. 185/2008, anch’esso richiamato dalla disposizione in esame, ha poi disposto che ai clienti economicamente svantaggiati, aventi diritto alle forniture elettriche agevolate, spetti anche una compensazione della spesa per la fornitura di gas naturale.

L’articolo 3, comma 9, del D.L. n. 185/2008, ha riconosciuto il diritto alla tariffa agevolata per la fornitura di energia elettrica anche ai clienti domestici (tutti, quindi sia economicamente svantaggiati che non) presso i quali sono presenti persone che versano in gravi condizioni di salute, tali da richiedere l'utilizzo di apparecchiature medico-terapeutiche, alimentate ad energia elettrica, necessarie per il loro mantenimento in vita.

L’Indicatore della situazione economica equivalente (ISEE)[2], è stato individuato come lo strumento per identificare i nuclei familiari in situazione di effettiva vulnerabilità economica che, in quanto tali, hanno diritto ad accedere, ai sensi delle norme pregresse, alle due agevolazioni tariffarie, per elettricità e gas. In base all’articolo 57-bis, comma 5, del decreto legge n. 124 del 2019, dall’anno 2021, i bonus sociali per disagio economico, compreso quello elettrico, sono riconosciuti automaticamente ai cittadini e nuclei familiari che ne hanno diritto, senza che sia necessario presentare domanda.

Si rinvia alla memoria ARERA per le Commissioni VIII ambiente, territorio e lavori pubblici e X Attività produttive, commercio e turismo della Camera dei Deputati su povertà energetica, erogazione dei bonus sociali e il sistema di tariffazione dei rifiuti, del 23 maggio 2023, in cui sono riportati dati quantitativi inerenti gli interventi di rafforzamento qui in esame.

 

Il comma 2, stanzia 175 milioni di euro per l’anno 2023 per l’azzeramento, da parte di ARERA, delle aliquote delle componenti tariffarie relative agli oneri generali di sistema per il settore del gas, per il III trimestre 2023.

 

Analoghi interventi, di diversa intensità, sono stati previsti in precedenti atti con forza di legge per i trimestri da ottobre 2021 a giugno 2023 (da ultimo, il D.L. n. 34/2023, con riferimento al secondo trimestre dell’anno in corso). A tali interventi hanno fatto seguito le deliberazioni di ARERA con cui sono stati aggiornati gli oneri generali di sistema. Vedi tabella ricostruttiva successiva.

 

Il comma 3 quantifica gli oneri derivanti dai commi 1 e 2 in complessivi 285 milioni di euro per l’anno 2023; reca, quindi, la relativa copertura finanziaria a valere sulle risorse disponibili relative all’anno 2023 sul bilancio della Cassa per i servizi energetici e ambientali (CSEA), derivanti da stanziamenti per il rafforzamento del bonus sociale elettrico e gas.

 

Con riferimento alle risorse disponibili presso la CSEA, si rinvia alla Relazione 243/2023/I/COM ARERA del 31 maggio 2023 - trasmessa al Parlamento (Doc. CCXXV, n. 1) – contenente la rendicontazione dell'utilizzo delle risorse destinate al contenimento dei prezzi nei settori elettrico e del gas naturale, per l’anno 2022, in cui sono riportati in sintesi anche gli interventi adottati nei primi due trimestri dell’anno 2023, nonché alla Deliberazione ARERA, 297/2023/R/COM del 28 giugno 2023, attuativa dei commi qui in esame.

La Relazione Arera del 31 maggio 2023 ha messo in evidenza che, “se le attuali previsioni del 2023 in merito al PUN e ai prezzi del gas verranno confermate, con le risorse già stanziate per i primi due trimestri del 2023 si dovrebbe avere un complessivo avanzo che potrebbe finanziare l’annullamento degli oneri generali del settore gas e le CCI di entrambi i settori per tutto il 2023”[3]. Tuttavia, come evidenziato nella Deliberazione ARERA, 297/2023/R/COM, il provvedimento qui in commento prospetta un quadro differente rispetto alla possibilità di utilizzare le risorse tuttora disponibili per l’annullamento degli oneri generali del settore gas e le CCI di entrambi i settori per tutto il 2023, in quanto ne prevede un impiego in parte diverso. Infatti, pone a carico dei residui delle risorse già stanziate a Cassa oltre che gli oneri di cui all’articolo 1, commi 1 e 3, pari a complessivi 285 milioni di euro, anche gli oneri derivanti alla riduzione delle aliquote IVA del settore gas, sempre con riferimento al III trimestre 2023, pari a 473,9 milioni per il 2023, di cui all’articolo 1, commi da 4 a 6. Si rinvia sul punto alla relativa scheda di lettura.

Articolo 3-bis, commi 4-6
(IVA agevolata su consumi gas metano
per usi civili e industriali, III trimestre)

 

 

 

L’articolo 3-bis, inserito dalla Camera, ai commi 4-6, traspone nel provvedimento in esame il contenuto dell’articolo 1, commi 4-6, del decreto-legge n. 79 del 2023. L’articolo 1 del medesimo decreto-legge viene contestualmente abrogato dall’articolo 1-bis del disegno di legge di conversione del decreto in esame, rimanendo salvi gli atti e i rapporti giuridici già sorti in virtù della disposizione abrogata.

 

In particolare, il comma 4 dell’articolo 3-bis prevede che, in deroga a quanto previsto dal D.P.R. n. 633 del 1972 (Istituzione e disciplina dell'imposta sul valore aggiunto), le somministrazioni di gas metano usato per combustione per usi civili e industriali di cui all’articolo 26, comma 1, del testo unico delle disposizioni legislative concernenti le imposte sulla produzione e sui consumi e relative sanzioni penali e amministrative, di cui al decreto legislativo n. 504 del 1995, contabilizzate nelle fatture emesse per i consumi stimati o effettivi dei mesi di luglio, agosto e settembre 2023, sono assoggettate all’aliquota IVA del 5 per cento. Qualora le somministrazioni di cui al primo periodo siano contabilizzate sulla base di consumi stimati, l’aliquota IVA del 5 per cento si applica anche alla differenza derivante dagli importi ricalcolati sulla base dei consumi effettivi riferibili, anche percentualmente, ai mesi di luglio, agosto e settembre 2023.

Gli oneri derivanti da questo comma sono valutati in 473,87 milioni di euro per l’anno 2023, e per la copertura finanziaria si rinvia al successivo comma 6.

 

Si rammenta che l'articolo 26, comma 1, del decreto legislativo n. 504 del 1995 stabilisce che il gas naturale, destinato alla combustione per usi civili e per usi industriali, nonché all'autotrazione, è sottoposto ad accisa, con l'applicazione delle aliquote di cui all'allegato I, al momento della fornitura ai consumatori finali ovvero al momento del consumo per il gas naturale estratto per uso proprio. L'allegato I citato individua i seguenti usi di gas naturale (oltre alle relative aliquote vigenti): per autotrazione, per combustione per usi industriali, per combustione per usi civili a) per usi domestici di cottura cibi e produzione di acqua calda b) per usi di riscaldamento individuale c) per altri usi civili, per la produzione diretta o indiretta di energia elettrica.

Come rammentato dal Governo nella relazione illustrativa al decreto-legge n. 79 del 2023, negli usi industriali, ai sensi dell'articolo 26, comma 3, del decreto legislativo n. 504 del 1995, oltre agli impianti adibiti ad attività sportiva non dilettantistica, sono compresi gli impieghi del gas naturale, destinato alla combustione, per le attività industriali produttive di beni e servizi, per le attività artigianali ed agricole, nonché gli impieghi nel settore alberghiero, nel settore della distribuzione commerciale, negli esercizi di ristorazione, negli impianti sportivi adibiti esclusivamente ad attività dilettantistiche e gestiti senza fini di lucro.

In base alla normativa in vigore dal 1° gennaio 2008, l’aliquota IVA applicabile alle somministrazioni di gas metano usato per combustione per usi civili è determinata sulla base di scaglioni di consumo. In particolare, l’articolo 2, comma 5, del decreto legislativo n. 26 del 2007, armonizzando le disposizioni IVA con quelle previste in materia di accise, ha modificato il n. 127-bis) della tabella A, parte III, allegata al D.P.R. n. 633 del 1972, prevedendo l’applicazione dell’aliquota IVA del 10 per cento per la somministrazione di gas metano usato per combustione per usi civili limitatamente a 480 metri cubi annui (riferiti all’anno solare). Per i consumi per uso civile, eccedenti il predetto limite, si applica l’aliquota del 22 per cento.

I consumi di gas metano per uso industriale sono ordinariamente assoggettati all’aliquota IVA del 22 per cento, ad eccezione di quanto previsto dal n. 103) della Tabella A, parte III, allegata al medesimo D.P.R. n. 633 del 1972, che assoggetta all’aliquota IVA del 10 per cento le somministrazioni per uso di imprese estrattive, agricole e manifatturiere, comprese le imprese poligrafiche, editoriali e simili.

 

L’applicazione dell’aliquota IVA ridotta del 5 per cento riguarda, pertanto, sia le somministrazioni di gas metano per usi civili e industriali ordinariamente assoggettate all’aliquota del 10 per cento sia a quelle per usi civili e industriali ordinariamente assoggettate all’aliquota del 22 per cento. La riduzione di aliquota si applica in via temporanea, limitatamente alle somministrazioni contabilizzate nelle fatture emesse per suddetti consumi dei mesi di luglio, agosto e settembre 2023.

 

Si ricorda che la misura era inizialmente stata introdotta dall’articolo 2, comma 1, del decreto-legge n. 130 n. 2021, per contenere gli effetti dell’aumento del prezzo del gas metano sui consumi, stimati o effettivi, dei mesi di ottobre, novembre e dicembre 2021. La riduzione dell’aliquota IVA è successivamente stata estesa, dall'articolo 1, comma 506, della legge di bilancio 2022 (legge n. 234 del 2021), ai consumi relativi ai mesi di gennaio, febbraio e marzo 2022, dall’articolo 2, comma 1, del decreto-legge n. 17 del 2022, ai consumi relativi ai mesi di aprile, maggio e giugno 2022, dall’articolo 2 del decreto-legge n. 80 del 2022, ai consumi relativi ai mesi di luglio, agosto e settembre 2022, dall’articolo 5 del decreto-legge n. 115 del 2022, ai consumi relativi ai mesi di ottobre, novembre e dicembre 2022 e dall’articolo 1, comma 13, della legge di bilancio 2023 (legge n. 197 del 2022) ai consumi relativi ai mesi di gennaio, febbraio e marzo 2023. Infine, l’articolo 2, comma 1, del decreto-legge n. 34 del 2023 ha esteso la riduzione ai mesi di aprile, maggio e giugno 2023.

La riduzione di aliquota al 5 per cento sui consumi, quindi, è vigente da ottobre del 2021.

 

Ai sensi del comma 5, la riduzione dell'aliquota IVA al 5 per cento si applica anche alle forniture di servizi di teleriscaldamento nonché alle somministrazioni di energia termica prodotta con gas metano in esecuzione di un contratto di servizio energia di cui all’articolo 16, comma 4, del decreto legislativo n. 115 del 2008.

Gli oneri derivanti da questo comma sono valutati in 15,44 milioni di euro per l’anno 2023, e per la copertura finanziaria si rinvia al comma 6.

 

Come specificato dal Governo nella relazione illustrativa al decreto-legge n. 79 del 2023, l'applicazione dell'IVA al servizio di teleriscaldamento ad uso residenziale è regolata dal D.P.R. n. 633 del 1972, che prevede l'applicazione dell'aliquota del 10% alle forniture di energia prodotta da fonti rinnovabili oppure da impianti di cogenerazione ad alto rendimento. Alle forniture di energia da altre fonti, sotto qualsiasi forma, si applica l'aliquota ordinaria del 22%.

Il contratto di servizio energia è un contratto che disciplina l'erogazione dei beni e servizi necessari alla gestione ottimale ed al miglioramento del processo di trasformazione e di utilizzo dell'energia. I requisiti e le prestazioni che qualificano il contratto di servizio energia sono definiti dall'Allegato II al decreto legislativo n. 115 del 2008.

In base alla normativa vigente, la riduzione dell'aliquota IVA disposta per i consumi di gas metano usato per combustione per usi civili e industriali non si applica alle forniture di servizi di teleriscaldamento e alle somministrazioni di energia termica prodotta con gas metano con contratto di servizio energia perché, come chiarito dall’Agenzia delle Entrate con la risposta a interpello n. 283 del 20 maggio 2022, tale tipologia contrattuale si concretizza nella cessione al cliente finale di energia termica e non, direttamente, nella somministrazione di gas metano usato per combustione per usi civili e industriali.

La riduzione IVA al 5 per cento è stata espressamente estesa alle somministrazioni di energia termica prodotta con gas metano con contratto servizio energia dall’articolo 1, comma 14, della legge di bilancio 2023 (legge n. 197 del 2022). La riduzione è stata quindi estesa alle forniture di servizi di teleriscaldamento dall’articolo 2, comma 2, del decreto-legge n. 34 del 2023.

 

Il comma 6 specifica che agli oneri derivanti dai commi 4 e 5, valutati complessivamente in 489,31 milioni di euro per l’anno 2023, si provvede mediante corrispondente utilizzo delle somme versate all’entrata del bilancio dello Stato da parte della Cassa per i servizi energetici e ambientali (CSEA) entro il 31 luglio 2023 a valere sul conto di gestione relativo ai bonus sociali gas.

Articolo 3-ter
(Misure in materia di produzione di energia da impianti alimentati da biogas e biomassa)

 

 

 

L’articolo 3-ter, introdotto nel corso dell’esame alla Camera, sostituisce l’articolo 24, comma 8 del D.lgs. n. 28/2011, prevedendo la definizione, da parte dell’ARERA, di prezzi minimi garantiti, ovvero integrazioni dei ricavi conseguenti alla partecipazione al mercato elettrico, per la produzione da impianti in esercizio alla data di entrata in vigore della legge di conversione alimentati a biogas e biomassa che beneficiano di incentivi in scadenza entro il 31 dicembre 2027 ovvero che, entro il medesimo termine, rinuncino agli incentivi.

 

Si rammenta che l’articolo 24, comma 8, di cui si prevede la sostituzione, ha disposto la definizione, entro il 31 dicembre 2012, da parte dell’ARERA, sulla base degli indirizzi del Ministro dello sviluppo economico, di prezzi minimi garantiti, ovvero integrazioni dei ricavi conseguenti alla partecipazione al mercato elettrico, per la produzione da impianti a fonti rinnovabili che continuavano ad essere eserciti in assenza di incentivi e per i quali la salvaguardia della produzione non era assicurata dalla partecipazione al mercato elettrico. A tale scopo, si intendeva assicurare l'esercizio economicamente conveniente degli impianti, con particolare riguardo agli impianti alimentati da biomasse, biogas e bioliquidi, fermo restando, per questi ultimi, il requisito della sostenibilità. Tale disposizione, che limitava la possibilità di introdurre prezzi minimi garantiti, ovvero integrazioni dei ricavi, entro il 31 dicembre 2012, non ha mai ricevuto attuazione.

 

La novella indica i seguenti criteri per la definizione di prezzi minimi garantiti o delle integrazioni dei ricavi conseguenti alla partecipazione al mercato elettrico:

§  i prezzi minimi garantiti, ovvero le integrazioni dei ricavi, sono corrisposti a copertura dei costi di funzionamento, al fine di assicurare la prosecuzione dell'esercizio e un funzionamento efficiente dell'impianto;

§  i prezzi minimi garantiti, ovvero le integrazioni dei ricavi, sono differenziati in base alla potenza dell'impianto;

§  gli impianti rispettano i requisiti di cui all'articolo 42 del D.lgs. n. 199/2021.

In base all’articolo 42 del D.lgs. n. 199/2021, gli impianti di potenza pari o superiore a 20 MW, nel caso di impiego di combustibili solidi da biomassa, ovvero pari o superiore a 2 MW, in caso di impiego di combustibili gassosi di biomassa, per beneficiare di regimi sostegno, devono utilizzare biocarburanti, bioliquidi e combustibili da biomassa che rispettino determinati criteri di sostenibilità, di riduzione delle emissioni di gas a effetto serra e di efficienza energetica ivi specificati;

§  il valore dei prezzi minimi garantiti, ovvero delle integrazioni dei ricavi, è aggiornato annualmente, tenendo conto dei valori di costo delle materie prime e della necessità di promuovere la progressiva efficienza dei costi degli impianti, anche al fine di evitare incrementi dei prezzi delle materie prime correlati alla presenza di incentivi sull'utilizzo energetico delle stesse.

 

Si rammenta che una disposizione parzialmente analoga a quella in esame, volta ad una estensione del periodo di incentivazione per impianti a biomasse, biogas e bioliquidi il cui periodo di incentivazione scadeva ad una certa data è stata prevista dalla legge di stabilità 2016 (L. n. 208/2015) all’articolo articolo 1, comma 149[4]. Il comma 150 della medesima legge ha subordinato l'erogazione dell'incentivo (ivi definito) alla decisione favorevole della Commissione europea in esito alla notifica del regime di aiuto ai sensi del comma 151, ai fini di una valutazione circa la compatibilità della stessa disciplina con gli orientamenti in materia di aiuti di Stato in materia di ambiente ed energia per gli anni 2014-2020, di cui alla comunicazione 2014/C 200/01 della Commissione, del 28 giugno 2014, al tempo vigenti. Successivamente, la Legge 37/2019, recante “Disposizioni per l'adempimento degli obblighi derivanti dall'appartenenza dell'Italia all'Unione europea”, Legge europea 2018” all’articolo 21, ha abrogato l’intera disciplina introdotta dalla legge di stabilità 2016.

 

Quanto all’attuale disciplina sugli aiuti di stato in materia di ambiente ed energia, di cui agli orientamenti approvati dalla Commissione con Comunicazione C/2022/481, si rammenta che essa vale per l’attuale periodo programmatorio, applicandosi per gli aiuti concessi o che si prevede di concedere a decorrere dal 27 gennaio 2022. La Comunicazione rivaluterà la disciplina a decorrere dal 31 dicembre 2027 (Cap. 7, punti 466-469).

La disciplina sugli aiuti di stato in materia di ambiente ed energia è adottata in base all’articolo 107, par. 3, lett. c) TFUE, ai sensi del quale possono considerarsi compatibili con il mercato interno gli aiuti destinati ad agevolare lo sviluppo di talune attività, sempre che non alterino le condizioni degli scambi in misura contraria al comune interesse[5].

A tal proposito e per quanto qui interessa, gli Orientamenti sanciscono il principio fondamentale per cui gli aiuti per il sostegno alle fonti rinnovabili devono essere conformi ai criteri prescritti dalla disciplina UE (Dir. 2018/2001/UE) sulla promozione dell’uso dell’energia da fonti rinnovabili, cd. RED II.

La RED II consente espressamente agli Stati membri di istituire regimi di sostegno che prevedano l’erogazione di incentivi per l’integrazione dell’energia elettrica da fonti rinnovabili nel mercato dell’energia elettrica basati su criteri di mercato e che rispondano ai segnali di mercato, evitando inutili distorsioni dei mercati dell’energia elettrica e tenendo conto degli eventuali costi di integrazione del sistema e della stabilità della rete (art. 4, paragrafo 2 della direttiva). Per quanto riguarda i regimi di sostegno diretto dei prezzi, il sostegno è concesso sotto forma di integrazione economica sul prezzo, fissa o variabile (art. 4, paragrafo 3 della direttiva). Gli Stati membri assicurano che il sostegno per l'energia elettrica da fonti rinnovabili sia concesso con modalità aperte, trasparenti, competitive, non discriminatorie ed efficaci sotto il profilo dei costi; gli Stati membri possono esentare dalle procedure di gara gli impianti di piccola taglia (art. 4, paragrafo 4 della direttiva).

Sempre ai sensi degli Orientamenti, dal 1° luglio 2023, prima della notifica di un aiuto, salvo che in circostanze eccezionali giustificate, gli Stati membri sono tenuti consultare il pubblico (tramite apposito sito web) circa l'impatto sulla concorrenza e la proporzionalità delle misure da notificare (Sez. 4.1.3.4). Non vi deve essere consultazione per le misure già approvate o non estensive della durata di queste oltre dieci anni dalla data di notifica della decisione originaria della Commissione.

Non è necessaria la consultazione pubblica per le misure di importo medio annuo < a 150 milioni di euro, se per esse sono utilizzate procedure di gara competitive e se non sono sostenuti investimenti nella generazione o produzione di energia basata su combustibili fossili o in altre attività correlate.

Gli aiuti dovrebbero in generale essere concessi mediante una procedura di gara competitiva, tranne deroghe giustificate^[6].

 

Si valuti l’opportunità di prevedere espressamente che la misura sarà attuata in conformità con il diritto dell’UE e, in particolare, previa notifica alla Commissione europea ai sensi dell’articolo 108, paragrafo 3 del Trattato sul Funzionamento dell’Unione europea.

Articolo 3-quater
(Modifiche al decreto legislativo 11 febbraio 2010, n. 22, in materia di coltivazione delle risorse geotermiche)

 

 

 

La norma integra l’articolo 1 del D.Lgs. n. 22/2010 in materia di ricerca e coltivazione delle risorse geotermiche. Riguarda, in particolare, la realizzazione di impianti pilota per la produzione di energia elettrica e calore con reiniezione del fluido geotermico utilizzato nelle stesse formazioni di provenienza.

 

L’articolo 1, comma 3-bis del D.Lgs. n. 22/2010, al fine di promuovere la ricerca e lo sviluppo di nuove centrali geotermoelettriche a ridotto impatto ambientale, definisce di interesse nazionale i fluidi geotermici a media ed alta entalpia finalizzati alla sperimentazione, su tutto il territorio nazionale, di impianti pilota con reiniezione del fluido geotermico nelle stesse formazioni di provenienza, e comunque con emissioni di processo nulle, con potenza nominale installata non superiore a 5 MW per ciascuna centrale, per un impegno complessivo autorizzabile non superiore ai 50 MW; per ogni proponente non possono in ogni caso essere autorizzati più di tre impianti, ciascuno di potenza nominale non superiore a 5 MW.

Agli impianti pilota, che per il migliore sfruttamento ai fini sperimentali del fluido geotermico necessitano di una maggiore potenza nominale installata al fine di mantenere il fluido geotermico allo stato liquido, il limite di 5 MW è determinato in funzione dell'energia immessa nel sistema elettrico, che non può in nessun caso essere superiore a 40.000 MWh elettrici annui.

Detti impianti geotermici pilota sono di competenza statale. L’autorità competente al rilascio del permesso di ricerca, ai sensi dell’articolo 3, comma 2-bis del D.Lgs. n. 22/2010, è il Ministero dell’ambiente e della sicurezza energetica, d’intesa con la regione interessata. All'atto del rilascio del permesso di ricerca, sono stabilite le condizioni e le modalità con le quali è fatto obbligo al concessionario di procedere alla coltivazione dei fluidi geotermici in caso di esito della ricerca conforme a quanto indicato nella richiesta di permesso di ricerca.

I permessi di ricerca hanno una durata di quattro anni, prorogabile di ulteriori due anni (art. 4, D.Lgs. n. 22/2010).  Successivamente, il titolare del permesso di ricerca può richiedere la concessione per la coltivazione delle risorse geotermiche al Ministero dell’ambiente e della sicurezza energetica, che la rilascia acquisita l’intesa della Regione interessata (art. 6, D.Lgs. n. 22/2010).

Dai dati resi disponibili dal Ministero dell’ambiente e della sicurezza energetica, al 31 dicembre 2021 risulta conferito un permesso di ricerca (a Castel Giorgio) e risultano avviate istanze in relazione a 7 siti (Casa del Corto, Calstelnuovo, Cortolla, Latera, Lucignano, Montenero e Serracona).

 

L’articolo 3-quater, comma 1, inserito dalla Camera, prevede, in particolare, che i soggetti titolari di permessi di ricerca finalizzati alla realizzazione di detti impianti, trascorsi cinque anni dall’inizio dei lavori e tenuto conto dei risultati sperimentali in termini di ore annue di funzionamento, nell’ambito della successiva richiesta della concessione, possano presentare contestualmente istanza di potenziamento con una variazione del programma dei lavori allegato alla domanda di permesso di ricerca.

La norma prevede, inoltre, che - in tal caso - non si applichi il limite di 5 MW di potenza nominale installata, né il limite di 40.000 MWh annui di energia immessa nel sistema elettrico, previsti dall’articolo 1, commi 3-bis e 3-bis.1 per ciascun impianto pilota.

Articolo 3-quinquies
(Misure urgenti per incrementare la produzione di biometano nonché l’impiego di prodotti energetici alternativi)

 

 

 

L'articolo 3-quinquies, comma 1, inserito nel corso dell’esame alla Camera, modifica il regime autorizzatorio applicabile agli impianti di produzione di biometano previsto dall’articolo 8-bis del D.lgs. n. 28/2011.

In particolare, l’articolo 3-quinquies, comma 1, lett. a), n. 1) prevede siano sempre sottoposti a procedura abilitativa semplificata gli interventi di parziale o completa riconversione alla produzione di biometano di impianti di produzione di energia elettrica alimentati a biogas, gas di discarica o gas residuati dai processi di depurazione.

 

Attualmente, 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 sono, invece, sottoposti a comunicazione qualora le modifiche siano non sostanziali (art. 8-bis, comma 1, let. a-bis)). A norma dell’articolo 8-bis, comma 1-bis, D.lgs. n. 28/2011, di cui la norma in commento prevede l’abrogazione, le modifiche si considerano non sostanziali se, rispetto alla situazione esistente, non determinano un incremento delle emissioni in atmosfera e se il sito interessato non è ampliato più del 25 per cento in termini di superficie occupata. Nel caso di modifiche sostanziali, l'interessato invia all'autorità competente la domanda di autorizzazione e i termini procedimentali per il rilascio della nuova autorizzazione sono ridotti della metà, fermo restando che il provvedimento finale dovrà esplicitare la quantità in termini di peso e la tipologia di materiale destinata esclusivamente alla produzione di biometano.

 

La lettera a), al successivo n. 2) prevede siano sottoposti a PAS, anziché ad autorizzazione, gli interventi su impianti per la produzione di biometano in esercizio che non comportino un incremento dell'area già oggetto di autorizzazione, a prescindere dalla quantità risultante di biometano immesso in rete a seguito degli interventi medesimi, nel rispetto delle seguenti condizioni:

§  nel caso di impianti collegati alla rete, vi sia la disponibilità del gestore di rete a immettere i volumi aggiuntivi derivanti dalla realizzazione degli interventi;

§  gli interventi non comportino alcuna modifica delle tipologie di matrici già autorizzate;

§  la targa del sistema di upgrading indichi il valore di capacità produttiva derivante dalla realizzazione degli interventi;

§  l'eventuale aumento delle aree dedicate alla digestione anaerobica non sia superiore al 50 per cento di quelle già autorizzate.

 

La successiva lettera b), stante la nuova disciplina autorizzativa disposta dalla lettera a) per gli interventi di riconversione alla produzione di biometano di impianti di produzione di energia elettrica da biogas, gas di discarica, gas residuati dai processi di depurazione, abroga le disposizioni sulla medesima materia contenute all’articolo 8-bis, comma 1-bis del D.Lgs. n. 28/2011.

 

L’articolo 3-quinquies, comma 2, infine, estende ai gasoli paraffinici ottenuti da sintesi o da idrotrattamento utilizzati, tal quali, nell’uso previsto in sostituzione del gasolio il trattamento specifico e le agevolazioni previste dal testo unico delle disposizioni legislative concernenti le imposte sulla produzione e sui consumi e relative sanzioni penali e amministrative, di cui al decreto legislativo 26 ottobre 1995, n. 504 a favore del gasolio commerciale.

Trattasi, in particolare:

§  del trattamento specifico di cui all’articolo 24-ter, a mente del quale il gasolio commerciale usato come carburante è assoggettato ad accisa con l'applicazione dell'aliquota prevista per tale impiego dal numero 4-bis della tabella A allegata al testo unico, pari a 403,22 euro per mille litri;

§  delle altre agevolazioni previste per il gasolio nella citata tabella A. Essa stabilisce, in particolare, in

·     330 euro per mille litri l’accisa applicabile al gasolio impiegato

o  per l’azionamento delle autoambulanze;

o  per l’azionamento delle autovetture da noleggio da piazza, compresi i motoscafi che in talune località sostituiscono le vetture da piazza e quelli lacuali, adibiti al servizio pubblico da banchina per il trasporto di persone;

o  dalle Forze armate nazionali come carburante per motori;

·     21 euro per mille litri l’accisa applicabile al gasolio impiegato dalle Forze armate nazionali come combustibile per riscaldamento.

Articolo 3-sexies
(Disciplina delle infrastrutture strategiche in ambito energetico)

 

 

 

In particolare, secondo quanto previsto dal comma 1 dell’articolo in esame, per il perseguimento di finalità di sicurezza degli approvvigionamenti energetici nazionali, costituiscono infrastrutture strategiche le infrastrutture lineari energetiche individuate come appartenenti alla rete nazionale dei gasdotti, nonché gli oleodotti facenti parte delle reti nazionali di trasporto, la cui realizzazione ovvero il cui efficientamento siano volti ad assicurare l'approvvigionamento e il trasporto lungo la direttrice nazionale sud-nord ovvero lungo i corridoi infrastrutturali energetici europei.

Tali infrastrutture strategiche sono dichiarate di pubblica utilità, nonché urgenti e indifferibili ai sensi delle normative vigenti.

Secondo quanto previsto dal comma 2, per la realizzazione ovvero per l'efficientamento delle infrastrutture strategiche di cui al comma 1, primo periodo, le proroghe, per casi di forza maggiore o per altre giustificate ragioni, dei termini previsti dal Testo unico per gli espropri possono essere disposte, anche d'ufficio, prima della scadenza del termine per l'emanazione del decreto di esproprio e per un periodo di tempo complessivo non superiore a otto anni.

Il comma 3, da ultimo, apporta alcune modifiche al Testo unico degli espropri prevedendo, tra l’altro, che l'autorità espropriante, nei casi in cui l'avvio dei lavori rivesta carattere di urgenza, ovvero qualora sussistano particolari ragioni di natura tecnica ovvero operativa, può, in tutto o in parte, delegare al soggetto proponente l'esercizio dei poteri espropriativi, determinando con chiarezza l'ambito della delega nell'atto di affidamento, i cui estremi devono essere specificati in ogni atto del procedimento espropriativo.

Articolo 3-septies
(Attività di interesse generale svolte dagli Enti del terzo settore e dalle imprese sociali)

 

 

 

Il D.Lgs. n. 117/2017 Codice del Terzo settore, a norma dell'articolo 1, comma 2, lettera b), della legge 6 giugno 2016, n. 106, entrato in vigore il 3 agosto 2017, provvede al riordino e alla revisione organica della disciplina speciale e delle altre disposizioni vigenti relative agli enti del Terzo settore, compresa la disciplina tributaria applicabile a tali enti.

L’articolo 5 del citato D.lgs. n. 117/2017, specifica che gli enti del Terzo settore, diversi dalle imprese sociali incluse le cooperative sociali, esercitano in via esclusiva o principale una o più attività di interesse generale, per il perseguimento, senza scopo di lucro, di finalità civiche, solidaristiche e di utilità sociale, considerate tali se svolte in conformità alle norme particolari che ne disciplinano l’esercizio. Tali attività di interesse generale sono successivamente elencate nelle lettere da a) alla z) del citato articolo 5.

Più in particolare, ai fini dell’esame dell’articolo 3-septies in commento, la lettera e) del comma 1 del citato articolo 5 include tra esse “ gli interventi e servizi  finalizzati alla salvaguardia e al miglioramento delle condizioni dell'ambiente e all'utilizzazione accorta e razionale delle risorse naturali, con esclusione dell'attività, esercitata abitualmente, di raccolta e riciclaggio dei rifiuti urbani, speciali e pericolosi, nonché alla tutela degli animali e prevenzione del randagismo, ai sensi della legge 14 agosto 1991, n. 281.

L'impresa sociale è specificamente regolata dal D. lgs. 112/2017, attuativo della legge delega 106/2016, anche se occorre ricordare che tale decreto non esaurisce la disciplina della stessa. A tale ente si applicano, se compatibili,  le norme di cui al D.lgs. n. 117/2017 recante il Codice del terzo settore, nonché, per gli aspetti che rimangono ancora non disciplinati, le disposizioni del Codice civile concernenti la forma giuridica in cui l'impresa sociale è costituita (art. 1, comma 5, D.lgs. 112/2017).

L’articolo 2 del citato D.lgs. n. 112/2017 prevede che l'impresa sociale esercita in via stabile e principale una o più attività d'impresa di interesse generale per il perseguimento di finalità civiche, solidaristiche e di utilità sociale, qualificando come di interesse generale una serie di ambiti definiti dalle lettere da a) a v). Più in particolare la lettera e) qualifica come di interesse generale gli interventi e servizi finalizzati alla salvaguardia e al miglioramento delle condizioni dell'ambiente e all'utilizzazione accorta e razionale delle risorse naturali, con esclusione dell'attività, esercitata abitualmente, di raccolta e riciclaggio dei rifiuti urbani, speciali e pericolosi.

La qualificazione di autoconsumatore di energia rinnovabile è definito dall’articolo 30 del D.lgs. 199/2021 di recepimento della Direttiva (UE) 2018/2001, cd. RED II. Ai sensi di tale articolo, è cliente finale autoconsumatore di energia rinnovabile colui che:

a)   produce e accumula energia elettrica rinnovabile per il proprio consumo

b)  vende l'energia elettrica rinnovabile autoprodotta e può offrire servizi ancillari e di flessibilità, eventualmente per il tramite di un aggregatore.

L’autoconsumatore accede agli strumenti di incentivazione previsti dal D.lgs. n. 199/2021. E in particolare, nel caso in cui l’autoconsumatore utilizzi la rete di distribuzione esistente per condividere l'energia prodotta e consumarla nei punti di prelievo dei quali sia titolare, esso può accedere agli strumenti di incentivazione di cui all'articolo 8 e alle compensazioni di cui all’articolo 32 del Decreto[10].

Quanto alla condivisione di energia, il D.L. n. 162/2019 (L. n. 8/2020) ha definito, all'articolo 42-bis, le modalità e le condizioni per la realizzazione di comunità di energia rinnovabile, avviando, di fatto - nelle more del recepimento della Direttiva (UE) 2018/2001., avvenuto, come detto nel nostro ordinamento con il citato D.lgs. 199/2021, in vigore dal 15 dicembre 2021. Il D.lgs. n. 199/2021 ha fissato quindi la disciplina " a regime" delle CER, che dovrebbe sostituire quella transitoria dettata dal D.L. n. 162/2019, una volta adottati tutti i provvedimenti attuativi della stessa. L'adozione di tali provvedimenti attuativi, in capo al Ministero dell'ambiente e della sicurezza energetica, non si è ancora perfezionata, essendo stati inviati i relativi schemi di decreto alla Commissione europea per una valutazione a fini della loro compatibilità con la disciplina sugli aiuti di Stato in materia di ambiente ed energia. Ai sensi di quanto dispone l'articolo 31, comma 1, del D.lgs. n. 199/21, la comunità energetica rinnovabile (o comunità di energia rinnovabile) è un soggetto di diritto autonomo per il quale l'esercizio dei poteri di controllo fa capo esclusivamente a persone fisiche, PMI, associazioni con personalità giuridica di diritto privato, enti territoriali e autorità locali, enti di ricerca e formazione, enti religiosi, quelli del terzo settore e di protezione ambientale nonché le amministrazioni locali contenute nell'elenco delle amministrazioni pubbliche divulgato dall'ISTAT.

Articolo 3-octies
(Interventi di sostegno alla produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili)

 

 

L’articolo 3-octies introduce nell’articolo 9 del D.lgs. n. 199/2021 un nuovo comma 6-bis, il quale dispone che per le procedure d'asta indette dal GSE per l’assegnazione di incentivi agli impianti eolici, fotovoltaici, idroelettrici e alimentati da gas residuati dai processi di depurazione, a decorrere dalla data di entrata in vigore della disposizione qui in esame, i valori delle tariffe di riferimento indicati nella tabella 1.1 dell'allegato 1 al D.M. 4 luglio 2019 siano aggiornati, in fase di pubblicazione dei singoli bandi, da parte del GSE su base mensile, facendo riferimento all'indice nazionale dei prezzi al consumo per l'intera collettività, per tenere conto dell'inflazione media cumulata tra il 1° agosto 2019 e il mese di pubblicazione del bando.

La norma dispone, infine, che all'attuazione delle disposizioni qui in commento si provveda senza nuovi o maggiori oneri per la finanza pubblica. Si ricorda, a tal proposito, che gli incentivi erogati sono posti a carico degli oneri generali di sistema versati in tariffa dagli utenti del servizio elettrico (art. 5, comma 1, let. e) del D.Lgs. n. 199/2021 e art. 22, comma 4 del D.M. 4 luglio 2019).

 

Il D.Lgs. 8 novembre 2021 n. 199 ha recepito nell’ordinamento la Direttiva (UE) 2018/2001 (cd. RED II). Il decreto legislativo ha apportato numerose modifiche alla disciplina autorizzatoria inerente la costruzione e l’esercizio di impianti di produzione di energia alimentati a fonti rinnovabili, e, contestualmente, alla relativa disciplina incentivante, ridisegnandone il quadro normativo di riferimento (cfr. Titolo II, articoli da 4 a 12) e stabilendo un regime transitorio, di passaggio dal vecchio al nuovo sistema di incentivi.

In particolare, per quanto qui interessa, accanto ai principi generali enunciati nel Capo I del Titolo (articolo 4)^[11], il Capo II disciplina il sostegno per le FER elettriche (articoli 5-8) con il relativo sistema transitorio (articolo 9)[12].

Per i grandi impianti di produzione di energia elettrica da FER, con potenza superiore a 1 MW, l'incentivo è attribuito attraverso procedure competitive di aste al ribasso effettuate in riferimento a contingenti di potenza (articoli 5 e 6).

Per i piccoli impianti (<1 MW), si distingue a seconda:

§  di impianti innovativi o con costi di generazione maggiormente elevati, per i quali l'incentivo è attribuito tramite bandi in cui sono messi a disposizione contingenti di potenza e sono fissati criteri di selezione basati sul rispetto di requisiti tecnici, di tutela ambientale e del territorio e di efficienza dei costi;

§  di impianti con costi di generazione più vicini alla competitività di mercato, per i quali l’accesso agli incentivi avviene attraverso una richiesta da effettuare direttamente alla data di entrata in esercizio, fermo il rispetto di requisiti tecnici e di tutela ambientale (articoli 5 e 7).

La disciplina transitoria prevede che, fino all’entrata in vigore dei nuovi meccanismi – dunque, fino all’entrata entrata in vigore dei relativi decreti ministeriali attuativi (previsti dagli art. 6 e 7^[13]), allo stato non ancora adottati - continui ad operare il meccanismo d'asta e registro di cui al D.M. cd. FER 1 (D.M. 4 luglio 2019), con la messa a disposizione da parte del GSE, attraverso nuove procedure, della potenza residua non assegnata nelle 7 procedure previste dal decreto, fino al suo esaurimento (articolo 9). Il D.M. 4 luglio 2019 incentiva le fonti fotovoltaica, eolica, idroelettrica e gas di depurazione. In particolare, individua, in funzione della fonte, della tipologia d’impianto e della categoria d’intervento, quattro differenti gruppi di impianti. Per ciascun gruppo vi sono distinti contingenti di potenza incentivabile, da assegnare con procedure competitive di registro o asta, sulla base di specifici criteri di priorità o del ribasso sul livello di incentivazione offerto dagli operatori in sede di partecipazione alla procedura.

La tariffa di riferimento da applicare per la determinazione della tariffa spettante è individuata sulla base tabella 1.1 dell'Allegato 1 al D.M. 4 luglio 2019, in funzione dalla potenza complessiva dell'aggregato.

Allo stato attuale le procedure di aste e registri di cui al D.M. 4 luglio 2019, attivate dal GSE sono dodici, di cui quattro attivate ai sensi dell’articolo 9 del D.lgs. n. 199/2021. Qui il comunicato stampa del GSE, del 31 maggio 2023, di pubblicazione della dodicesima procedura. Il periodo per le iscrizioni si è chiuso il 30 giugno 2023.

Articolo 4
(Entrata in vigore)