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Contributi impianti a fonti rinnovabili

D. Min. Ambiente e Sic. Energ. 28/02/2025, n. 52

Proroga del termine per la presentazione delle richieste di accesso ai contributi impianti a fonti rinnovabili della misura del PNRR, Missione 2, Componente 2, Investimento 1.2 (Promozione rinnovabili per le comunità energetiche e l’autoconsumo).

Comunicato pubblicato nella G.U. del 01/04/2025, n. 76

Sommario

D. Min. Ambiente e Sic. Energ. 28/02/2025, n. 52

D. Min. Ambiente e Sic. Energ. 07/12/2023, n. 414. – PREMESSA

TITOLO I – FINALITÀ, AMBITO DI APPLICAZIONE E DEFINIZIONI

TITOLO II – INCENTIVI PER LA CONDIVISIONE DELL’ENERGIA

TITOLO III – CONCESSIONE DEI BENEFICI PNRR

TITOLO IV – DISPOSIZIONI FINALI

Proroga del termine per la presentazione delle richieste di accesso ai contributi impianti a fonti rinnovabili della misura del PNRR, Missione 2, Componente 2, Investimento 1.2 (Promozione rinnovabili per le comunità energetiche e l’autoconsumo).

(Comunicato pubblicato nella G.U. del 01/04/2025, n. 76)

Il Decreto proroga il termine per la presentazione delle richieste di contributo di cui all’art. 8, comma 2, del D. Min. Ambiente e Sic. Energ. 07/12/2023, n. 414.

La società di ingegneria CED INGEGNERIA progetta in Italia e all’estero principalmente in Europa e in Asia.

IL MINISTRO DELL’AMBIENTE E DELLA SICUREZZA ENERGETICA

VISTA la Comunicazione della Commissione europea 2022/C 80/01 del 18 febbraio 2022 sulla “Disciplina in materia di aiuti di Stato a favore del clima, dell’ambiente e dell’energia 2022” (nel seguito: la Comunicazione CE), recante le condizioni in base alle quali gli aiuti possono essere considerati compatibili con il mercato interno a norma dell’articolo 107, paragrafo 3, lettera c), del Trattato sul funzionamento dell’Unione europea;

VISTO il regolamento (UE) 2020/2094 del Consiglio, del 14 dicembre 2020 che istituisce uno strumento di supporto straordinario dell’Unione europea a sostegno della ripresa dell’economia dopo la crisi COVID-19;

VISTO il regolamento (UE) 2021/241 del Parlamento europeo e del Consiglio, del 12 febbraio 2021 che istituisce il dispositivo per la ripresa e la resilienza;

VISTO il Regolamento delegato (UE) 2021/2106 della Commissione europea, del 28 settembre 2021 che integra il regolamento (UE) 2021/241 del Parlamento europeo e del Consiglio, che istituisce il dispositivo per la ripresa e la resilienza, stabilendo gli indicatori comuni e gli elementi dettagliati del quadro di valutazione della ripresa e della resilienza;

VISTA la decisione di esecuzione del Consiglio 10160/21, del 6 luglio 2021, relativa all’approvazione della valutazione del piano per la ripresa e la resilienza dell’Italia (Sessione n. 3808, del 13 luglio 2021) Allegato – Orientamenti agli Stati membri per i piani per la ripresa e la resilienza – Tabella, modello piani per la ripresa e la resilienza, del 22 gennaio 2022;

VISTO il Piano Nazionale di Ripresa e Resilienza (PNRR) la cui valutazione positiva è stata approvata con decisione del Consiglio ECOFIN del 13 luglio 2021, notificata all’Italia dal Segretariato generale del Consiglio con nota LT161/21, del 14 luglio 2021;

VISTO l’allegato alla citata decisione di esecuzione del Consiglio ECOFIN relativa all’approvazione della valutazione del piano per la ripresa e la resilienza dell’Italia e, in particolare, la misura Missione 2 (Rivoluzione verde e Transizione ecologica), Componente 2 (Energia rinnovabile, idrogeno, rete e mobilità sostenibile), Investimento 1.2 (Promozione rinnovabili per le comunità energetiche e l’autoconsumo) la quale prevede prestiti a tasso zero fino al 100% dei costi ammissibili per la realizzazione di impianti di produzione di energia da fonti rinnovabili, accoppiati a sistemi di stoccaggio inseriti in configurazioni di autoconsumo collettivo e comunità delle energie rinnovabili, in particolare in comuni con meno di 5 000 abitanti per una potenza complessiva pari almeno a 2 GW;

CONSIDERATI i traguardi, gli obiettivi e le ulteriori disposizioni definiti per l’Investimento dal medesimo allegato alla citata decisione di approvazione del Consiglio ECOFIN del 13 luglio 2021:

a) il traguardo M2C2-46, da raggiungere entro il 31 dicembre 2025, è costituito da “Firma dei contratti per la concessione di prestiti per la realizzazione degli interventi a beneficio delle comunità energetiche”;

b) l’obiettivo M2C2-47, da raggiungere entro il 30 giugno 2026, è costituito “Sostegno alle comunità energetiche in comuni con meno di 5 000 abitanti allo scopo di consentire l’installazione di almeno 2.000 MW da fonti rinnovabili, per una produzione indicativa di 2.500 GWh/anno. Questa misura non deve sostenere attività legate all’idrogeno che comportino emissioni di gas a effetto serra superiori a 3 t CO2eq/t H2”;

VISTA la nota, RGS prot. 10347 del 18/01/2023, con la quale il Ministero dell’economia e delle finanze invita il Ministero dell’ambiente e della sicurezza energetica a voler attuare il progetto PNRR – M2C2 – Investimento 1.2 (Promozione rinnovabili per le comunità energetiche e l’autoconsumo) attraverso l’erogazione di contributi a fondo perduto (piuttosto che prestiti a tasso zero), allo scopo di consentire il raggiungimento di milestone e target;

CONSIDERATO che l’allegato 1 agli Operational Arrangements associa ai citati milestone e target i seguenti meccanismi di verifica:

– M2C2-46: documento di sintesi che giustifichi debitamente come il traguardo (compresi tutti gli elementi costitutivi) sia stato conseguito in modo soddisfacente. Tale documento include in allegato le seguenti prove documentali: a) lista dei contratti firmati b) estratto delle sezioni pertinenti delle specifiche tecniche dell’avviso pubblico comprovanti l’allineamento con la descrizione del CID dell’investimento e dell’obiettivo;

– M2C2-47: documento esplicativo che giustifichi debitamente il modo in cui l’obiettivo è stato raggiunto in modo soddisfacente. Tale documento include in allegato le seguenti prove documentali: a) elenco dei progetti e per ognuno di essi: breve descrizione; riferimento ufficiale dei certificati di completamento rilasciati conformemente alla legislazione nazionale vigente; b) giustificazione dell’allineamento del progetto alla descrizione dell’investimento e dell’obiettivo del CID, incluso, dove rilevante, l’aggregato delle caratteristiche di tutti i progetti;

VISTI gli articoli 9 e 17 del regolamento (UE) 2020/852 del Parlamento europeo e del Consiglio, del 18 giugno 2020, che definiscono gli obiettivi ambientali e il principio di non arrecare un danno significativo (DNSH, “Do no significant harm”);

VISTA la comunicazione della Commissione europea 2021/C 58/01 recante “Orientamenti tecnici sull’applicazione del principio «non arrecare un danno significativo» a norma del regolamento sul dispositivo per la ripresa e la resilienza”;

VISTO il documento di lavoro dei servizi della Commissione SWD (2014)179 final, del 28 maggio 2014, sulla “Metodologia comune per la valutazione degli aiuti di Stato” per orientamenti sulla redazione di un piano di valutazione;

VISTO il regolamento (UE) 2018/1046 del 18 luglio 2018 che stabilisce le regole finanziarie applicabili al bilancio generale dell’Unione, modifica i regolamenti (UE) n. 1296/2013, n. 1301/2013, n. 1303/2013, n. 1304/2013, n. 1309/2013, n. 1316/2013, n. 223/2014, n. 283/2014 e la decisione n. 541/2014/UE che abroga il regolamento (UE, Euratom) n. 966/2012;

VISTO l’art. 22, paragrafo 2, lettera d, del regolamento (UE) 2021/241 del Parlamento europeo e del Consiglio, del 12 febbraio 2021 che, in materia di tutela degli interessi finanziari dell’Unione, prevede l’obbligo in capo agli Stati Membri beneficiari del dispositivo per la ripresa e la resilienza di raccogliere categorie standardizzate di dati, tra cui il/i nome/i, il/i cognome/i e la data di nascita del/dei titolare/i effettivo/i del destinatario dei fondi o appaltatore, ai sensi dell’articolo 3, punto 6, della direttiva (UE) 2015/849 del Parlamento europeo e del Consiglio, nonché l’articolo 9 del medesimo regolamento (UE) 2021/241 che pone il divieto del c.d. doppio finanziamento;

VISTO il regolamento (CE, EURATOM) n. 2988/1995 del Consiglio, del 18 dicembre 1995, relativo alla tutela degli interessi finanziari delle Comunità;

VISTO il regolamento (CE, EURATOM) n. 2185/1996 del Consiglio, dell’11 dicembre 1996, relativo ai controlli e alle verifiche sul posto effettuati dalla Commissione europea ai fini della tutela degli interessi finanziari delle Comunità europee contro le frodi e altre irregolarità;

VISTA la risoluzione del Comitato delle Regioni, (2014/C 174/01) – Carta della governance multilivello in Europa, adottata nella 106° sessione plenaria del 2 e 3 aprile 2014;

VISTA la direttiva (UE) 2015/849 del Parlamento europeo e del Consiglio, del 20 maggio 2015, relativa alla prevenzione dell’uso del sistema finanziario a fini di riciclaggio o finanziamento del terrorismo, che modifica il regolamento (UE) n. 648/2012 del Parlamento europeo e del Consiglio e che abroga la direttiva 2005/60/CE del Parlamento europeo e del Consiglio e la direttiva 2006/70/CE della Commissione;

VISTO il Trattato sul funzionamento dell’Unione europea;

VISTO il decreto della Presidenza del Consiglio dei ministri – Ufficio per le politiche in favore delle persone con disabilità 9 febbraio 2022, recante “Direttiva alle amministrazioni titolari di progetti, riforme e misure in materia di disabilità”, pubblicato nella Gazzetta Ufficiale n. 74 del 29 marzo 2022;

VISTO l’articolo 1, comma 1042, della legge 30 dicembre 2020, n. 178, recante “Bilancio di previsione dello Stato per l’anno finanziario 2021 e bilancio pluriennale per il triennio 2021-2023”, il quale prevede che con uno o più decreti del Ministro dell’economia e delle finanze, sono stabilite le procedure amministrativo-contabili per la gestione delle risorse di cui ai commi da 1037 a 1050, nonché le modalità di rendicontazione della gestione del Fondo di cui al comma 1037;

VISTO l’articolo 1, comma 1043, secondo periodo, della predetta legge n. 178 del 2020, ai sensi del quale, al fine di supportare le attività di gestione, di monitoraggio, di rendicontazione e di controllo delle componenti del Next Generation EU, il Ministero dell’economia e delle finanze – Dipartimento della Ragioneria generale dello Stato sviluppa e rende disponibile un apposito sistema informatico;

VISTO il comma 1044 dello stesso articolo 1 della legge 30 dicembre 2020, n. 178, il quale prevede che, con decreto del Presidente del Consiglio dei ministri, su proposta del Ministro dell’economia e delle finanze, sono definite le modalità di rilevazione dei dati di attuazione finanziaria, fisica e procedurale relativi a ciascun progetto;

VISTO il decreto-legge 31 maggio 2021 n. 77, concernente “Governance del Piano nazionale di rilancio e resilienza e prime misure di rafforzamento delle strutture amministrative e di accelerazione e snellimento delle procedure” convertito con modificazioni dalla legge 29 luglio 2021, n. 108, in particolare:

– l’articolo 6 che ha istituito presso il Ministero dell’economia e delle finanze – Dipartimento della Ragioneria generale dello Stato, un ufficio centrale di livello dirigenziale generale, denominato Servizio centrale per il PNRR, con compiti di coordinamento operativo, monitoraggio, rendicontazione e controllo del PNRR;

– l’articolo 8 il quale stabilisce che ciascuna amministrazione centrale titolare di interventi previsti nel PNRR provvede al coordinamento delle relative attività di gestione, nonché al loro monitoraggio, rendicontazione e controllo;

VISTO il decreto-legge 9 giugno 2021, n. 80 recante “Misure per il rafforzamento della capacità amministrativa delle pubbliche amministrazioni funzionale all’attuazione del Piano Nazionale di Ripresa e Resilienza (PNRR) e per l’efficienza della giustizia”, convertito, con modificazioni, dalla legge 6 agosto 2021, n. 113;

VISTO l’articolo 17-sexies, comma 1, del citato decreto-legge 9 giugno 2021, n. 80, ai sensi del quale “per il Ministero della transizione ecologica l’unità di missione di cui all’articolo 8, comma 1, del decreto-legge 31 maggio 2021, n. 77, la cui durata è limitata fino al completamento del PNRR e comunque fino al 31 dicembre 2026, è articolata in una struttura di coordinamento ai sensi dell’articolo 5 del decreto legislativo 30 luglio 1999, n. 300, e in due uffici di livello dirigenziale generale, articolati fino a un massimo di sei uffici di livello dirigenziale non generale complessivi”;

VISTO il decreto del Presidente del Consiglio dei Ministri 9 luglio 2021, recante l’individuazione delle Amministrazioni centrali titolari di interventi previsti dal PNRR ai sensi dell’articolo 8, comma 1, del decreto-legge 31 maggio 2021, n. 77;

VISTO il decreto del Ministro dell’economia e delle finanze 6 agosto 2021, che ha disposto in merito all’assegnazione delle risorse finanziarie in favore di ciascuna Amministrazione titolare degli interventi previsti nel PNRR e ai corrispondenti milestone e target, che, per la misura M2C2 Investimento 1.2, ha assegnato al Ministero della transizione ecologica l’importo complessivo di 2.200.000.000,00 euro;

VISTI i traguardi e gli obiettivi che concorrono alla presentazione delle richieste di rimborso semestrali alla Commissione europea, ripartiti per interventi a titolarità di ciascuna Amministrazione che sono riportati nella Tabella B allegata al predetto decreto del Ministro dell’economia e delle finanze del 6 agosto 2021, nonché le disposizioni di cui al punto 7 del medesimo decreto, ai sensi delle quali “le singole Amministrazioni inviano, attraverso le specifiche funzionalità del sistema informatico di cui all’articolo 1, comma 1043, della legge 30 dicembre 2020, n. 178 e secondo le indicazioni del Ministero dell’economia e delle finanze – Dipartimento Ragioneria generale dello Stato, i dati relativi allo stato di attuazione delle riforme e degli investimenti ed il raggiungimento dei connessi traguardi ed obiettivi al fine della presentazione, alle scadenze previste, delle richieste di pagamento alla Commissione europea ai sensi dell’articolo 22 del Regolamento (UE) 2021/241 del Parlamento Europeo e del Consiglio del 12 febbraio 2021, tenuto conto anche di quanto concordato con la Commissione Europea”;

CONSIDERATI i principi trasversali previsti dal PNRR, quali, tra l’altro, il principio del contributo all’obiettivo climatico e digitale (c.d. tagging), l’obbligo di protezione e valorizzazione dei giovani,

del superamento dei divari territoriali ed il principio di parità di genere in relazione agli articoli 2, 3, paragrafo 3, del TUE, 8, 10, 19 e 157 del TFUE, e 21 e 23 della Carta dei diritti fondamentali dell’Unione europea;

VISTO il decreto del Presidente del Consiglio dei ministri, su proposta del Ministro dell’economia e delle finanze, del 15 settembre 2021, che definisce le modalità di rilevazione dei dati di attuazione finanziaria, fisica e procedurale relativi a ciascun progetto, da rendere disponibili in formato elaborabile, con particolare riferimento ai costi programmati, agli obiettivi perseguiti, alla spesa sostenuta, alle ricadute sui territori che ne beneficiano, ai soggetti attuatori, ai tempi di realizzazione previsti ed effettivi, agli indicatori di realizzazione e di risultato, nonché a ogni altro elemento utile per l’analisi e la valutazione degli interventi;

VISTA la delibera del CIPE n. 63 del 26 novembre 2020 che introduce la normativa attuativa della riforma del CUP;

VISTO il decreto legislativo 6 settembre 2011, n. 159 recante “Codice delle leggi antimafia e delle misure di prevenzione, nonché nuove disposizioni in materia di documentazione antimafia, a norma degli articoli 1 e 2 della legge 13 agosto 2010, n. 136”;

VISTO l’articolo 25, comma 2, decreto-legge 24 aprile 2014, n. 66, convertito, con modificazioni, dalla legge 23 giugno 2014, n. 89, che, al fine di assicurare l’effettiva tracciabilità dei pagamenti da parte delle pubbliche amministrazioni, prevede l’apposizione del codice identificativo di gara (CIG) e del Codice Unico di Progetto (CUP) nelle fatture elettroniche ricevute;

VISTO il decreto del Ministro dell’economia e delle finanze 11 ottobre 2021 che disciplina le “Procedure relative alla gestione finanziaria delle risorse previste nell’ambito del PNRR di cui all’articolo 1, comma 1042, della legge 30 dicembre 2020, n. 178”;

VISTO il decreto del Ministro della transizione ecologica, di concerto con il Ministro dell’economia e delle finanze, del 29 novembre 2021, n. 492/UDCM, che ha istituito l’Unità di Missione per il PNRR presso il Ministero della transizione ecologica, ai sensi dell’articolo 8 del citato decreto-legge n. 77 del 2021 e dell’articolo 17-sexies, comma 1, del citato decreto-legge n. 80 del 2021;

VISTA la circolare RGS-MEF del 14 ottobre 2021, n. 21, che contiene “Istruzioni Tecniche per la selezione dei progetti PNRR”;

VISTA la circolare RGS-MEF del 29 ottobre 2021, n. 25, avente ad oggetto “Piano Nazionale di Ripresa e Resilienza (PNRR) – Rilevazione periodica avvisi, bandi e altre procedure di attivazione degli investimenti”;

VISTA la circolare RGS-MEF, del 14 dicembre 2021, n. 31, avente ad oggetto “Rendicontazione PNRR al 31.12.2021 – Trasmissione dichiarazione di gestione e check-list relativa a milestone e target”;

VISTA la circolare RGS-MEF del 30 dicembre 2021, n. 32 che contiene la “Guida operativa per il rispetto del principio di non arrecare danno significativo all’ambiente (DNSH)”;

VISTO il protocollo d’intesa tra il Ministero dell’economia e delle finanze e la Guardia di Finanza del 17 dicembre 2021 con l’obiettivo di implementare la reciproca collaborazione e garantire un adeguato presidio di legalità a tutela delle risorse del Piano Nazionale di Ripresa e Resilienza;

VISTA la circolare RGS-MEF del 31 dicembre 2021, n. 33, “Piano Nazionale di Ripresa e Resilienza (PNRR) – Nota di chiarimento sulla Circolare del 14 ottobre 2021, n. 21 – Trasmissione delle Istruzioni Tecniche per la selezione dei progetti PNRR – addizionalità, finanziamento complementare e obbligo di assenza del c.d. doppio finanziamento”;

VISTA la circolare RGS-MEF del 18 gennaio 2022, n. 4, recante “Piano Nazionale di Ripresa e Resilienza (PNRR) – articolo 1, comma 1, del decreto-legge n. 80 del 2021 – Indicazioni attuative”;

VISTA la circolare RGS-MEF del 24 gennaio 2022, n. 6, recante “Piano Nazionale di Ripresa e Resilienza (PNRR) – Servizi di assistenza tecnica per le Amministrazioni titolari di interventi e soggetti attuatori del PNRR”;

VISTA la circolare RGS-MEF del 10 febbraio 2022, n. 9, “Piano Nazionale di Ripresa e Resilienza (PNRR) – Trasmissione delle Istruzioni tecniche per la redazione dei sistemi di gestione e controllo delle amministrazioni centrali titolari di interventi del PNRR”;

VISTA la circolare RGS-MEF del 29 aprile 2022, n. 21, “Piano Nazionale di Ripresa e Resilienza (PNRR) e Piano Nazionale per gli investimenti complementari – Chiarimenti in relazione al riferimento alla disciplina nazionale in materia di contratti pubblici richiamata nei dispositivi attuativi relativi agli interventi PNRR e PNC”;

VISTA la circolare RGS-MEF del 21 giugno 2022 n. 27, recante “Piano nazionale di ripresa e resilienza (PNRR) – Monitoraggio delle misure PNRR”;

VISTA la circolare RGS-MEF del 4 luglio 2022 n. 28, recante “Controllo di regolarità amministrativa e contabile dei rendiconti di contabilità ordinaria e di contabilità speciale. Controllo di regolarità amministrativa e contabile sugli atti di gestione delle risorse del PNRR – prime indicazioni operative”;

VISTA la circolare RGS-MEF del 26 luglio 2022 n. 29, recante “Procedure finanziarie per il PNRR”;

VISTA la circolare RGS-MEF dell’11 agosto 2022, n. 30, recante “Procedure di controllo e rendicontazione delle misure PNRR”;

VISTA la circolare RGS-MEF del 21 settembre 2022, n. 31, recante “Modalità di accesso al Fondo per l’avvio di opere indifferibili di cui all’articolo 26, commi 7 e 7-bis, del decreto-legge 17 maggio 2022, n. 50”;

VISTA la circolare RGS-MEF del 22 settembre 2022, n. 32, recante “Piano Nazionale di Ripresa e Resilienza – acquisto di immobili pubblici a valere sul PNRR”;

VISTA la circolare RGS-MEF del 10 ottobre 2022, n. 33, recante “Aggiornamento Guida operativa per il rispetto del principio di non arrecare danno significativo all’ambiente (cd. DNSH)”;

VISTA la circolare RGS-MEF del 17 ottobre 2022, n. 34, recante “Linee guida metodologiche per la rendicontazione degli indicatori comuni per il Piano nazionale di ripresa e resilienza”;

VISTA la circolare RGS-MEF del 2 gennaio 2023, n. 1, recante “Controllo preventivo di regolarità amministrativa e contabile di cui al decreto legislativo 30 giugno 2011, n. 123. Precisazioni relative anche al controllo degli atti di gestione delle risorse del Piano Nazionale di Ripresa e Resilienza”;

VISTA la circolare del Dipartimento della Ragioneria generale dello Stato del Ministero dell’economia e delle finanze del 10/3/2023, n. 10, recante “Interventi PNRR. Ulteriori indicazioni operative per il controllo preventivo e il controllo dei rendiconti delle Contabilità Speciali PNRR aperte presso la Tesoreria dello Stato”;

VISTA la circolare del Dipartimento della Ragioneria generale dello Stato del Ministero dell’economia e delle finanze del 22 marzo 2023, n. 11, recante “Registro integrato dei controlli PNRR- Sezione controlli milestone e target”;

VISTA la circolare del Dipartimento della Ragioneria generale dello Stato del Ministero dell’economia e delle finanze del 14 aprile 2023, n. 16, recante “Integrazione delle Linee Guida per lo svolgimento delle attività di controllo e rendicontazione delle Misure PNRR di competenza delle Amministrazioni centrali e dei Soggetti Attuatori – Rilascio in esercizio sul sistema informativo ReGiS delle Attestazioni dei controlli svolti su procedure e spese e del collegamento alla banca dati ORBIS nonché alle piattaforme antifrode ARACHNE e PIAF-IT”;

VISTA la circolare del Dipartimento della Ragioneria generale dello Stato del Ministero dell’economia e delle finanze del 27 aprile 2023, n. 19, recante “Utilizzo del sistema ReGiS per gli adempimenti PNRR e modalità di attivazione delle anticipazioni di cassa a valere sulle contabilità di tesoreria NGEU”;

VISTO il decreto del Capo Dipartimento dell’Unità di Missione per il PNRR 23 gennaio 2023, n. 16, che adotta il documento denominato Descrizione del Sistema di Gestione e Controllo del Ministero dell’Ambiente e della Sicurezza Energetica per le misure PNRR di competenza e la relativa manualistica allegata;

VISTA la nota circolare n. prot. 62671 del 19 maggio 2022 del Ministero della transizione ecologica, Dipartimento dell’unità di missione per il piano nazionale di ripresa e resilienza, recante “PNRR – Procedura di verifica di coerenza programmatica, conformità al PNRR delle iniziative MiTE finanziate dal Piano”;

VISTA la nota circolare n. prot. 62625 del 19 maggio 2022 del Ministero della transizione ecologica, Dipartimento dell’unità di missione per il piano nazionale di ripresa e resilienza, recante “PNRR – Indicazioni e trasmissione format per l’attuazione delle misure”;

VISTA la nota circolare n. prot. 62711 del 19 maggio 2022 del Ministero della transizione ecologica, Dipartimento dell’unità di missione per il piano nazionale di ripresa e resilienza, recante “PNRR – Politica antifrode, conflitto di interessi e doppio finanziamento – Indicazioni nelle attività di selezione dei progetti”;

VISTO il decreto-legge 10 settembre 2021, n. 121, recante “Disposizioni urgenti in materia di investimenti e sicurezza delle infrastrutture, dei trasporti e della circolazione stradale, per la funzionalità del Ministero delle infrastrutture e della mobilità sostenibili, del Consiglio superiore dei lavori pubblici e dell’Agenzia nazionale per la sicurezza delle infrastrutture stradali e autostradali” e in particolare l’articolo 10, comma 3, secondo cui la notifica della decisione di esecuzione del Consiglio UE – ECOFIN recante “Approvazione della Valutazione del Piano Nazionale di Ripresa e Resilienza dell’Italia”, unitamente al decreto del Ministro dell’economia e delle finanze di cui al comma 2 del medesimo articolo 10 “costituiscono la base giuridica di riferimento per l’attivazione, da parte delle amministrazioni responsabili, delle procedure di attuazione dei singoli interventi previsti dal PNRR, secondo quanto disposto dalla vigente normativa nazionale ed europea, ivi compresa l’assunzione dei corrispondenti impegni di spesa, nei limiti delle risorse assegnate ai sensi del decreto di cui al comma 2”;

VISTO il decreto-legge 1° marzo 2021, n. 22, convertito, con modificazioni, dalla legge 22 aprile 2021, n. 55 recante “Disposizioni urgenti in materia di riordino delle attribuzioni dei Ministeri” e, in particolare, l’articolo 2 che ha istituito il Ministero della transizione ecologica attribuendo allo stesso, tra l’altro, le competenze in materia di energia già a qualunque titolo esercitate dal Ministero dello sviluppo economico;

VISTO il decreto-legge 11 novembre 2022, n. 173, convertito, con modificazioni, dalla legge 16 dicembre 2022, n. 204, recante “Disposizioni urgenti in materia di riordino delle attribuzioni dei ministeri” e, in particolare, l’articolo 4 che ha modificato la denominazione di “Ministero della Transizione Ecologica” in “Ministero dell’Ambiente e della Sicurezza Energetica”;

VISTO il decreto legislativo 29 dicembre 2003, n. 387, recante “Attuazione della direttiva 2001/77/CE relativa alla promozione dell’energia elettrica prodotta da fonti energetiche rinnovabili nel mercato interno dell’elettricità”;

VISTO il decreto legislativo 3 marzo 2011, n. 28, recante “Attuazione della direttiva 2009/28/CE sulla promozione dell’uso dell’energia da fonti rinnovabili, recante modifica e successiva abrogazione delle direttive 2001/77/CE e 2003/30/CE”;

VISTO il Decreto del Ministro dello Sviluppo economico 16 settembre 2020, pubblicato nella Gazzetta Ufficiale n. 285 del 16 novembre 2020, il quale, in attuazione di quanto previsto dal comma 9 dell’articolo 42-bis del decreto-legge 30 dicembre 2019, n. 162, convertito, con modificazioni, dalla legge 28 febbraio 2020, n. 8 (nel seguito: decreto-legge 162/2019), ha individuato una tariffa incentivante per la remunerazione degli impianti a fonti rinnovabili inseriti nelle configurazioni sperimentali di autoconsumo di potenza complessiva non superiore a 200 kW, e le relative modalità di accesso;

VISTO il decreto legislativo 8 novembre 2021, n. 199, recante “Attuazione della direttiva (UE) 2018/2001 del Parlamento europeo e del Consiglio, dell’11 dicembre 2018, sulla promozione dell’uso dell’energia da fonti rinnovabili”, e in particolare:

– il Titolo II “Regimi di sostegno e strumenti di promozione” che disciplina i regimi di sostegno applicati all’energia prodotta da fonti rinnovabili perseguendo nel contempo, l’armonizzazione con gli strumenti previsti dal Piano Nazionale di Ripresa e Resilienza:

– gli articoli 13 e 14, recanti rispettivamente “Principi generali di coordinamento fra misure del PNRR e strumenti di incentivazione settoriali” e “Criteri specifici di coordinamento fra misure del PNRR e strumenti di incentivazione settoriali”;

– Titolo IV “Autoconsumo, comunità energetiche rinnovabili e sistemi di rete”, Capo I, che disciplina le configurazioni di autoconsumo e comunità energetiche rinnovabili;

– Titolo V “Energia rinnovabile nei trasporti e criteri di sostenibilità per biocarburanti, bioliquidi e combustibili da biomassa” e in particolare l’articolo 42 che definisce i Criteri di sostenibilità e di riduzione delle emissioni di gas a effetto serra per i biocarburanti, i bioliquidi e i combustibili da biomassa;

VISTO, in particolare, l’articolo 8 del citato decreto legislativo n. 199 del 2021, che disciplina la “Regolamentazione degli incentivi per la condivisione dell’energia”;

VISTI, inoltre, i seguenti articoli del predetto decreto legislativo n. 199 del 2021:

– articolo 30 che disciplina gli autoconsumatori di energia rinnovabile stabilendo le condizioni e le modalità con le quali un cliente finale diviene autoconsumatore di energia rinnovabile, nonché le modalità e le condizioni per divenire autoconsumatori collettivi;

– articolo 31 che definisce le comunità energetiche rinnovabili stabilendo le condizioni e le modalità al ricorrere delle quali i clienti finali hanno il diritto di organizzarsi in comunità energetiche rinnovabili

– articolo 32 che definisce le modalità di interazione con il sistema elettrico delle configurazioni di autoconsumo e in particolare il comma 3 che stabilisce che l’Autorità di Regolazione per Energia Reti e Ambiente (di seguito ARERA) adotti i provvedimenti necessari a garantire l’attuazione delle disposizioni del Capo I, titolo IV del decreto legislativo n. 199 del 2021;

VISTO il citato articolo 14, comma 1, lettera e), del decreto legislativo n. 199 del 2021, il quale prevede che con decreto del Ministro della transizione ecologica, in attuazione della misura Missione 2 (Rivoluzione verde e Transizione ecologica), Componente 2 (Energia rinnovabile, idrogeno, rete e mobilità sostenibile), Investimento 1.2 “Promozione rinnovabili per le comunità energetiche e l’auto-consumo”, sono definiti criteri e modalità per la concessione di finanziamento a tasso zero fino al 100 per cento dei costi ammissibili, per lo sviluppo delle comunità energetiche, così come definite nell’articolo 31, nei piccoli comuni attraverso la realizzazione di impianti di produzione di FER, anche abbinati a sistemi di accumulo di energia. Con il medesimo decreto sono definite le condizioni di cumulabilità con gli incentivi tariffari di cui all’articolo 8;

VISTO il comma 4 del sopra richiamato articolo 32 del decreto legislativo n. 199 del 2021, che prevede che fino all’adozione dei provvedimenti di cui al comma 3, continuano ad applicarsi le disposizioni adottate in attuazione dell’articolo 42-bis, comma 8, del decreto-legge 162/2019;

VISTA la deliberazione ARERA 727/2022/R/EEL del 27 dicembre 2022 “Definizione, ai sensi del decreto legislativo 199/21 e del decreto legislativo 210/21, della regolazione dell’autoconsumo diffuso. Approvazione del testo integrato autoconsumo diffuso”;

VISTO il decreto legislativo 8 novembre 2021, n. 210, recante “Attuazione della direttiva (UE) 2019/944 del Parlamento Europeo e del Consiglio, del 5 giugno 2019, relativa a norme comuni per il mercato interno dell’energia elettrica e che modifica la direttiva 2012/27/UE, nonché’ recante disposizioni per l’adeguamento della normativa nazionale alle disposizioni del regolamento UE 943/2019 sul mercato interno dell’energia elettrica e del regolamento UE 941/2019 sulla preparazione ai rischi nel settore dell’energia elettrica e che abroga la direttiva 2005/89/CE”;

RITENUTO opportuno, in attuazione del predetto quadro nazionale e comunitario e del Piano Nazionale di Ripresa e Resilienza, definire le misure di incentivo per le configurazioni di autoconsumo che utilizzano la rete elettrica per la condivisione dell’energia;

VISTO il comma 1 dell’art. 25 del decreto-legge 24 giugno 2014, n. 91, convertito, con modificazioni, dalla legge 11 agosto 2014, n. 116, recante “Disposizioni urgenti per il settore agricolo, la tutela ambientale e l’efficientamento energetico dell’edilizia scolastica e universitaria, il rilancio e lo sviluppo delle imprese, il contenimento dei costi gravanti sulle tariffe elettriche, nonché’ per la definizione immediata di adempimenti derivanti dalla normativa europea”, il quale dispone che gli oneri sostenuti dal Gestore dei Servizi Energetici – GSE S.p.A. per lo svolgimento delle attività di gestione, di verifica e di controllo, inerenti i meccanismi di incentivazione e di sostegno, sono a carico dei beneficiari delle medesime attività, ivi incluse quelle in corso;

VISTO il decreto del Ministro dello sviluppo economico 24 dicembre 2014, recante “Approvazione delle tariffe per la copertura dei costi sostenuti dal Gestore servizi energetici GSE S.p.A. per le

attività di gestione, verifica e controllo, inerenti i meccanismi di incentivazione e di sostegno delle fonti rinnovabili e dell’efficienza energetica, ai sensi dell’articolo 25 del decreto-legge 24 giugno 2014, n. 91, convertito, con modificazioni, dalla legge 11 agosto 2014, n. 116”, pubblicato nella Gazzetta Ufficiale n. 302 del 31 dicembre 2014;

VISTO il decreto del Ministero dello sviluppo economico 31 gennaio 2014, recante “Attuazione dell’articolo 42 del decreto legislativo 3 marzo 2011, n. 28, sulla disciplina dei controlli e delle sanzioni in materia di incentivi nel settore elettrico di competenza del Gestore dei Servizi Energetici GSE S.p.A.”, pubblicato nella Gazzetta Ufficiale n. 53 del 12 febbraio 2014;

CONSIDERATO che la materia degli sbilanciamenti imputabili agli impianti da fonti rinnovabili è oggetto di regolazione dell’ARERA;

VISTO l’art. 119, comma 7, del decreto-legge 19 maggio 2020, n. 34, convertito, con modificazioni, con legge 17 luglio 2020, n. 77, recante “Misure urgenti in materia di salute, sostegno al lavoro, e all’economia, nonché di politiche sociali connesse all’emergenza epidemiologica da COVID-19”;

CONSIDERATO che la durata dell’incentivo riconosciuto alla produzione da fonti rinnovabili deve essere coerente con le disposizioni per l’ammortamento contabile degli impianti, di cui all’articolo 2426, comma 2, del codice civile, fermo restando quanto previsto dalla vigente normativa fiscale;

CONSIDERATI gli adempimenti connessi agli obblighi di rilevazione e imputazione nel sistema informativo dei dati di monitoraggio sull’avanzamento procedurale, fisico e finanziario del progetto secondo quanto previsto dall’articolo 22, paragrafo 2, lettera d), del regolamento (UE) 2021/241, nonché sul conseguimento di eventuali milestone e target associati ad essi e della documentazione probatoria pertinente;

VISTO l’articolo 9, comma 4, del decreto-legge 31 maggio 2021, n. 77, convertito, con modificazioni, con la legge 29 luglio 2021, n. 108, il quale stabilisce l’obbligo di conservazione della documentazione progettuale in fascicoli cartacei o informatici per assicurare la completa tracciabilità delle operazioni che, nelle diverse fasi di controllo e verifica previste dal sistema di gestione e controllo del PNRR, dovranno essere messi prontamente a disposizione su richiesta del Ministero, del Servizio centrale per il PNRR, dell’Organismo di Audit, della Commissione europea, dell’OLAF, della Corte dei Conti europea (ECA), della Procura europea (EPPO) e delle competenti Autorità giudiziarie nazionali e autorizzare la Commissione, l’OLAF, la Corte dei conti e l’EPPO a esercitare i diritti di cui all’articolo 129, paragrafo 1, del regolamento finanziario (UE, Euratom, 2018/1046);

VISTO l’articolo 34 del regolamento (UE) 2021/241 che, in materia di comunicazione e informazione, prevede l’obbligo di indicare, nella documentazione progettuale, che il progetto è finanziato nell’ambito del PNRR, mediante una esplicita dichiarazione di finanziamento che reciti “finanziato dall’Unione europea – NextGenerationEU”, nonché di valorizzare l’emblema dell’Unione europea;

VISTA la nota prot. MITE n. 26159 del 23 febbraio 2023 della Direzione generale gestione finanziaria, monitoraggio, rendicontazione e controllo (DG GEFIM) del Dipartimento dell’Unità di missione per il piano nazionale di ripresa e resilienza del Ministero dell’ambiente e della sicurezza energetica, con la quale è stata espressa la positiva valutazione circa la coerenza programmatica e conformità normativa al PNRR e la conferma della relativa disponibilità finanziaria;

CONSIDERATO l’esito della consultazione pubblica sulla proposta di regolamentazione, avviata il 28 novembre 2022 sul sito istituzionale del Ministero dell’ambiente e della sicurezza energetica e terminata il 12 dicembre 2022;

VISTA la decisione della Commissione europea C(2023) 8086 final del 22 novembre 2023 con la quale la medesima Commissione ha deciso di non sollevare obiezioni nei confronti della misura di aiuto di cui al presente decreto, in quanto compatibile con il mercato interno ai sensi dell’articolo 107, paragrafo 3, lettera c) del Trattato sul funzionamento dell’Unione europea.

VISTO il paragrafo 25, lettera d) della citata decisione C(2023) 8086 final in cui, ai fini dell’accesso alla misura, si prevede che le imprese che sono soci o membri delle comunità energetiche devono essere PMI, e che la loro partecipazione alla comunità di energia rinnovabile non può costituire l’attività commerciale e industriale principale.

decreta

TITOLO I – FINALITÀ, AMBITO DI APPLICAZIONE E DEFINIZIONI
Art. 1 – (Finalità e ambito di applicazione)
1. Il presente decreto, nel perseguire gli obiettivi di decarbonizzazione al 2030, disciplina, ai sensi dell’articolo 8 del decreto legislativo n. 199 del 2021, le modalità di incentivazione per sostenere l’energia elettrica prodotta da impianti a fonti rinnovabili inseriti in configurazioni di autoconsumo per la condivisione dell’energia rinnovabile di cui all’articolo 2, comma 1, lettera h), e definisce criteri e modalità per la concessione dei contributi previsti dalla Missione 2, Componente 2, Investimento 1.2 (Promozione rinnovabili per le comunità energetiche e l’autoconsumo) del Piano Nazionale di Ripresa e Resilienza (d’ora in avanti PNRR).
2. Il Titolo II del presente decreto reca disposizioni per la definizione degli incentivi sotto forma di tariffa incentivante sulla quota di energia condivisa per gli impianti a fonti rinnovabili inseriti in configurazioni di autoconsumo per la condivisione dell’energia rinnovabile di cui all’articolo 2, comma 1, lettera h) e si applica fino al trentesimo giorno successivo alla data del raggiungimento di un contingente di potenza incentivata pari a 5 GW, e comunque non oltre il 31 dicembre 2027.
3. Il Titolo III del presente decreto reca disposizioni per l’erogazione di contributi in conto capitale fino al 40 per cento dei costi ammissibili per lo sviluppo delle comunità energetiche e delle configurazioni di autoconsumo collettivo nei comuni con popolazione inferiore ai 5.000 abitanti attraverso la realizzazione di impianti a fonti rinnovabili, anche abbinati a sistemi di accumulo di energia in attuazione della Missione 2, Componente 2, Investimento 1.2 (Promozione rinnovabili per le comunità energetiche e l’autoconsumo) del PNRR. Le disposizioni del medesimo Titolo III si applicano fino al 30 giugno 2026 per la realizzazione di una potenza complessiva pari almeno a 2 GW, ed una produzione indicativa di almeno 2.500 GWh/anno e nel limite delle risorse finanziarie attribuite a valere sul PNRR.
Art. 2 – (Definizioni)
1. Ai fini del presente decreto si applicano le definizioni di cui all’articolo 2 del decreto legislativo n. 199 del 2021 e le pertinenti definizioni di cui di cui all’articolo 1 dell’Allegato A alla deliberazione ARERA 727/2022/R/EEL, nonché le seguenti:
a) “Impianto alimentato da fonti rinnovabili”: insieme delle opere e delle apparecchiature, funzionalmente interconnesse, destinate alla conversione dell’energia rinnovabile in energia elettrica; esso comprende in particolare:
1. le opere, compresi eventuali edifici e i macchinari che consentono l’utilizzo diretto oppure il trattamento della fonte rinnovabile e il suo successivo utilizzo per la produzione di energia elettrica;
2. i gruppi di generazione dell’energia elettrica, i servizi ausiliari di impianto, i trasformatori posti a monte del o dei punti di connessione alla rete elettrica, nonché i misuratori dell’energia elettrica funzionali alla quantificazione degli incentivi;
b) “Potenza nominale di un impianto”: somma, espressa in MW, delle potenze elettriche nominali degli alternatori ovvero, ove non presenti, dei generatori, che appartengono all’impianto stesso, ove la potenza nominale di un alternatore è determinata moltiplicando la potenza apparente nominale, espressa in MVA, per il fattore di potenza nominale riportato sui dati di targa dell’alternatore medesimo, in conformità alla norma CEI EN 60034. Fatto salvo quanto previsto nel primo periodo:
1. per gli impianti eolici, la potenza è la somma delle potenze nominali dei singoli aerogeneratori che compongono l’impianto, come definite ai sensi della normativa CEI EN 61400; laddove il singolo aerogeneratore abbia una potenza nominale uguale o inferiore a 0,5 MW, si applica la definizione di cui alla lettera b);
2. per gli impianti fotovoltaici la potenza nominale è determinata dal minor valore tra la somma delle singole potenze nominali di ciascun modulo fotovoltaico facente parte del medesimo impianto, misurate alle condizioni STC (Standard Test Condition) e la potenza nominale del gruppo di conversione cc/aa, come definite dalle pertinenti norme del Comitato elettrotecnico italiano (CEI), espressa in kW;
c) “Data di entrata in esercizio di un impianto”: data in cui, al termine dell’intervento di realizzazione delle opere funzionali all’esercizio dell’impianto, si effettua il primo funzionamento dell’impianto in parallelo con il sistema elettrico, così come risultante dal sistema Gestione delle Anagrafiche Uniche Degli Impianti di produzione istituito con delibera di ARERA ARG/elt 124/10 (nel seguito: GAUDÌ);
d) “Data di entrata in esercizio commerciale di un impianto”: data, comunicata al GSE, a decorrere dalla quale ha inizio il periodo di incentivazione di cui al Titolo II del presente decreto;
e) “Sistemi di autoconsumo individuale di energia rinnovabile a distanza”: sistemi che prevedono l’autoconsumo a distanza di energia elettrica rinnovabile da parte di un singolo cliente finale, senza ricorrere a una linea diretta, utilizzando la rete di distribuzione esistente per collegare i siti di produzione e i siti di consumo, ai sensi dell’articolo 30, comma 1, lettera a), numero 2.2, del decreto legislativo n. 199 del 2021;
f) “Sistemi di autoconsumo collettivo da fonti rinnovabili”: sistemi realizzati da gruppi di autoconsumatori che agiscono collettivamente ai sensi dell’articolo 30, comma 2, del decreto legislativo n. 199 del 2021;
g) “Comunità energetiche rinnovabili”: sistemi realizzati da clienti finali ai sensi dell’articolo 31 del decreto legislativo n. 199 del 2021;
h) “Configurazioni di autoconsumo per la condivisione dell’energia rinnovabile o CACER”: una delle configurazioni di cui alle lettere e), f) e g), che utilizzano la rete di distribuzione esistente per condividere l’energia prodotta da impianti a fonti rinnovabili;
i) “Potenziamento di un impianto alimentato da fonti rinnovabili”: intervento tecnologico eseguito su un impianto già entrato in esercizio che prevede la realizzazione di opere sull’impianto volte a ottenere un aumento della potenza tramite la realizzazione di nuove sezioni di impianto, purché l’energia elettrica prodotta e immessa in rete sia oggetto di separata misurazione ai sensi del Testo Integrato sulla Misura Elettrica dell’ARERA;
l) “Tariffa spettante”: è la tariffa attribuita all’impianto, calcolata sulla base di quanto stabilito nell’allegato 1;
m) Ministero: Ministero dell’ambiente e della sicurezza energetica;
2. Per gli impianti che accedono ai benefici di cui al Titolo III, valgono inoltre le seguenti definizioni:
n) “Linee guida per i Soggetti attuatori”: documento allegato al Si.Ge.Co (v. definizione infra lett. p) tramite il quale il Ministero fornisce ai Soggetti attuatori di progetti finanziati con fondi PNRR, nell’ambito delle misure assegnate alla sua responsabilità, indicazioni operative finalizzate al rispetto degli impegni che gli stessi sono chiamati ad adempiere in materia di gestione finanziaria, monitoraggio, controllo e rendicontazione dei predetti progetti. Il documento descrittivo del Si.Ge.Co. e le Linee guida per i Soggetti attuatori sono pubblicate sul sito web del Ministero;
o) “PNRR”: il Piano nazionale di ripresa e resilienza approvato con decisione del Consiglio ECOFIN del 13 luglio 2021 e notificato all’Italia dal Segretariato generale del Consiglio con nota LT161/21, del 14 luglio 2021;
p) “Si.Ge.Co.”: Sistema di Gestione e Controllo del Ministero dell’ambiente e della sicurezza energetica per le misure PNRR di competenza e relativa manualistica allegata, adottato il 23 gennaio 2023 con decreto n. 16 del Capo Dipartimento dell’Unità di Missione per il PNRR., pubblicato sul sito web del Ministero;
q) “Soggetto gestore”: Gestore dei servizi energetici S.p.A. (di seguito, GSE), organismo incaricato delle attività di supporto tecnico-operativo per garantire la corretta attuazione dell’Investimento 1.2 Promozione rinnovabili per le comunità energetiche e l’autoconsumo, appartenente alla Missione 2, Componente 2, del PNRR;
r) “Soggetto attuatore esterno o beneficiario: soggetto assegnatario dell’agevolazione, responsabile dell’avvio, dell’attuazione e della funzionalità del progetto ammesso a finanziamento, nonché dell’espletamento delle attività di monitoraggio, rendicontazione e controllo degli avanzamenti fisici, finanziari e procedurali relativi al medesimo progetto.
TITOLO II – INCENTIVI PER LA CONDIVISIONE DELL’ENERGIA
Art. 3 – (Soggetti beneficiari e requisiti per l’accesso agli incentivi)
1. I soggetti beneficiari degli incentivi di cui al presente Titolo sono le configurazioni di autoconsumo per la condivisione dell’energia rinnovabile o CACER.
2. Gli incentivi di cui al presente Titolo si applicano a impianti a fonti rinnovabili, inclusi i potenziamenti, inseriti all’interno delle configurazioni di cui al comma 1 nel rispetto dei seguenti requisiti:
a) la potenza nominale massima del singolo impianto, o dell’intervento di potenziamento, risulta non superiore a 1 MW;
b) le CACER che accedono agli incentivi di cui al presente Titolo sono realizzate nel rispetto delle condizioni previste dagli articoli 30 e 31 del decreto legislativo n. 199 del 2021 e operano, in interazione con il sistema energetico, secondo le modalità individuate dall’articolo 32 del medesimo decreto legislativo;
c) N1 le Comunità energetiche rinnovabili risultano già regolarmente costituite alla data di entrata in esercizio degli impianti che accedono al beneficio, e prevedono, nel caso di imprese, che la loro partecipazione in qualità di soci o membri sia consentita esclusivamente per le PMI;
d) gli impianti di produzione e i punti di prelievo facenti parte delle CACER sono connessi alla rete di distribuzione tramite punti di connessione facenti parte dell’area sottesa alla medesima cabina primaria fermo restando quanto disposto per le isole minori dall’articolo 32, comma 8, lettera e) del decreto legislativo n. 199 del 2021;
e) gli impianti posseggono i requisiti prestazionali e di tutela ambientale, ivi inclusi i criteri di sostenibilità di cui all’Allegato 3, necessari anche per rispettare il principio del “Do No Significant Harm” (DNSH) e i requisiti costruttivi declinati nelle regole operative di cui all’articolo 11 del presente decreto;
f) l’investimento concorre al raggiungimento degli obiettivi climatici di cui all’allegato VI al Regolamento (UE) 2021/241 del Parlamento Europeo e del Consiglio del 12 febbraio 2021 che istituisce il dispositivo per la ripresa e la resilienza;
g) le CACER assicurano, mediante esplicita previsione statutaria, pattuizione privatistica, o, nel caso di autoconsumo individuale, dichiarazione sostitutiva di atto notorio, che l’eventuale importo della tariffa premio eccedentario, rispetto a quello determinato in applicazione del valore soglia di quota energia condivisa espresso in percentuale di cui all’Allegato 1, sia destinato ai soli consumatori diversi dalle imprese eo utilizzato per finalità sociali aventi ricadute sui territori ove sono ubicati gli impianti per la condivisione; le CACER assicurano altresì, completa, adeguata e preventiva informativa a tutti i consumatori finali, che siano soci o membri o autoconsumatori che agiscono collettivamente facenti parte delle medesime configurazioni, sui benefici loro derivanti dall’accesso alla tariffa incentivante di cui all’articolo 4;
h) gli impianti rispettano i requisiti di cui all’articolo 8, comma 1, lettera a) del decreto legislativo n. 199 del 2021.
3. Non è consentito l’accesso agli incentivi di cui al presente Titolo:
a) alle imprese in difficoltà secondo la definizione riportata nella Comunicazione della Commissione Orientamenti sugli aiuti di Stato per il salvataggio e la ristrutturazione di imprese non finanziarie in difficoltà, pubblicata nella Gazzetta Ufficiale dell’Unione europea C 249 del 31 luglio 2014;
b) ai soggetti richiedenti per i quali ricorre una delle cause di esclusione di cui all’articoli da 94 a 98 del decreto legislativo 31 marzo 2023 n. 36;
c) ai soggetti richiedenti che siano assoggettati alle cause di divieto, decadenza o sospensione di cui all’articolo 67 del decreto legislativo 6 settembre 2011, n. 159;
d) alle imprese nei confronti delle quali pende un ordine di recupero per effetto di una precedente decisione della Commissione Europea che abbia dichiarato gli incentivi percepiti illegali e incompatibili con il mercato interno;
e) ai progetti relativi all’idrogeno che comportino emissioni di gas a effetto serra superiori a 3 tCO2eq/t H2.
Art. 4 – (Determinazione delle tariffe incentivanti e periodo di diritto)
1. Fermo restando quanto previsto dal comma 2, alla quota di energia condivisa nell’ambito delle CACER attraverso la porzione di rete di distribuzione sottesa alla medesima cabina primaria è attribuita una tariffa incentivante in forma di tariffa premio, calcolata sulla base dell’Allegato 1.
2. L’intera energia prodotta e immessa in rete resta nella disponibilità del produttore, con facoltà di cessione al GSE con le modalità di cui all’articolo 13, comma 3, del decreto legislativo n. 387 del 2003.
3. Il periodo di diritto alla tariffa incentivante decorre dalla data di entrata in esercizio commerciale dell’impianto ed è pari a 20 anni, considerato al netto di eventuali fermate derivanti da cause di forza maggiore ovvero di fermate effettuate per la realizzazione di interventi di ammodernamento e potenziamento non incentivati.
4. Per i potenziamenti di impianti esistenti gli incentivi di cui al presente Titolo si applicano limitatamente alla nuova sezione di impianto ascrivibile al potenziamento, nel limite di quanto previsto all’art. 3, comma 2, lettera a).
5. L’ARERA definisce, ai sensi dell’articolo 5, comma 1, lettera e), del decreto legislativo n. 199 del 2021, le modalità con le quali trovano copertura sulle componenti tariffarie dell’energia elettrica le risorse necessarie per l’erogazione delle tariffe incentivanti di cui Titolo II.
6. Il GSE provvede ad erogare le tariffe incentivanti di cui al presente Titolo congiuntamente al corrispettivo di valorizzazione individuato da ARERA con deliberazione 727/2022/R/EEL.
7. La tariffa spettante resta ferma per l’intero periodo di diritto agli incentivi.
Art. 5 – (Procedure per l’accesso agli incentivi e casi di decadenza)
1. La domanda di accesso alle tariffe incentivanti di cui al presente Titolo è presentata entro i centoventi giorni successivi alla data di entrata in esercizio degli impianti esclusivamente tramite il sito www.gse.it. La domanda deve essere corredata dalla documentazione prevista per la verifica del rispetto dei requisiti di accesso di cui all’articolo 3, sulla base di quanto stabilito dalle regole operative di cui all’articolo 11.
2. La mancata comunicazione entro il termine di cui al comma 1 comporta la perdita del diritto al riconoscimento della tariffa spettante per il periodo intercorrente tra la data di entrata in esercizio dell’impianto e il giorno di ricevimento alla data della comunicazione tardiva.
3. Il GSE, entro l’ultimo giorno del terzo mese successivo dalla comunicazione di cui al comma 1, accerta la completezza della documentazione trasmessa e, in caso di esito positivo della verifica del rispetto dei requisiti di accesso, attribuisce la tariffa incentivante.
4. Il GSE dispone la decadenza degli incentivi di cui al presente titolo, con l’integrale recupero delle somme eventualmente già versate nei seguenti casi:
a) perdita di uno o più dei requisiti di ammissibilità di cui all’articolo 3;
b) dichiarazioni mendaci contenute nell’istanza di accesso al contributo o rese in qualunque altra fase del procedimento.
5. Il diritto alle tariffe incentivanti è altresì soggetto alla disciplina di cui al decreto del Ministro dello sviluppo economico del 31 gennaio 2014, nonché alle regole operative di cui all’articolo 11.
6. Alla copertura dei costi gestionali ed operativi sostenuti dal GSE si provvede tramite un corrispettivo richiesto ai soggetti ammessi alle tariffe incentivanti a valere su risorse proprie degli stessi quantificato secondo le modalità previste dall’articolo 25 del decreto-legge 24 giugno 2014, n. 91.
Art. 6 – (Cumulabilità degli incentivi)
1. Gli incentivi di cui al presente Titolo sono cumulabili con contributi in conto capitale nella misura massima del 40 per cento, nel rispetto del principio di divieto di doppio finanziamento di cui all’art. 9 del Reg. (UE) 241/2021. In tal caso, l’incentivo è ridotto secondo le modalità di cui all’allegato 1.
2. Fermo restando quanto statuito dall’articolo 16-bis, comma 1, lettera h), del testo unico di cui al decreto del Presidente della Repubblica 22 dicembre 1986, n. 917, ai fini di quanto previsto dall’articolo 119, comma 7, del decreto-legge 19 maggio 2020, n. 34, convertito con legge 17 luglio 2020, n. 77, le tariffe incentivanti non si applicano all’energia elettrica condivisa sottesa alla quota di potenza di impianti fotovoltaici che ha accesso al Superbonus, per la quale resta fermo il diritto al contributo di cui all’articolo 32, comma 3, lettera a) del decreto legislativo n. 199 del 2021, nonché l’obbligo di cessione secondo le modalità previste dalle disposizioni di cui all’articolo 119, comma 7, del predetto decreto.
TITOLO III – CONCESSIONE DEI BENEFICI PNRR
Art. 7 – (Soggetti beneficiari e interventi ammissibili)
1. I beneficiari della misura PNRR di cui all’articolo 14, comma 1, lettera e) del decreto legislativo n. 199 del 2021 sono le comunità energetiche rinnovabili e i sistemi di autoconsumo collettivo da fonti rinnovabili ubicati in Comuni con popolazione inferiore a 5.000 abitanti.
2. Possono essere ammesse al contributo in conto capitale di cui al presente titolo le spese sostenute per gli impianti a fonti rinnovabili, inclusi i potenziamenti, inseriti all’interno delle configurazioni di cui al comma 1, al verificarsi delle seguenti condizioni:
a) sussistenza dei requisiti di cui alle lettere da a) a g) dell’articolo 3, comma 2;
b) insussistenza dei casi di cui all’articolo 3, comma 3;
c) l’avvio dei lavori sia successivo alla data di presentazione della domanda di contributo da parte del soggetto beneficiario;
d) possesso del titolo abilitativo alla costruzione e all’esercizio dell’impianto, ove previsto;
e) possesso del preventivo di connessione alla rete elettrica accettato in via definitiva, ove previsto.
3. Gli impianti ammessi al contributo di cui al presente titolo devono entrare in esercizio entro diciotto mesi dalla data di ammissione al contributo e comunque non oltre il 30 giugno 2026.
Art. 8 – (Procedure per l’accesso al contributo e casi di revoca)
Modificanti
1. L’accesso ai contributi avviene attraverso la presentazione delle domande a sportello esclusivamente tramite il sito www.gse.it. La domanda deve essere corredata dalla documentazione prevista per la verifica del rispetto dei requisiti di accesso di cui all’articolo 7, sulla base di quanto stabilito dalle regole operative di cui all’articolo 11.
2. Il GSE apre lo sportello per la presentazione delle richieste entro le medesime tempistiche di cui all’art. 11, comma 3. Il termine ultimo per la presentazione delle richieste è fissato al 30 novembre 2025 N2, fatto salvo il preventivo esaurimento delle risorse disponibili individuate all’articolo 10, comma 7.
3. Al fine di garantire ai soggetti beneficiari del contributo PNRR l’accesso alle tariffe incentivanti di cui al Titolo II, il GSE, nel valorizzare il contingente disponibile per gli incentivi, tiene conto della potenza allocata per i progetti PNRR e della tempistica per l’entrata in esercizio degli impianti individuata all’articolo 7, comma 3.
4. Il contributo PNRR è revocato nei seguenti casi:
a) perdita di uno o più dei requisiti di ammissibilità di cui all’articolo 7, comma 2;
b) dichiarazioni mendaci contenute nell’istanza di accesso al contributo o rese in qualunque altra fase del procedimento;
c) violazione dei principi generali di DNSH e tagging climatico;
d) mancato rispetto dei tempi massimi previsti per la realizzazione degli interventi di cui all’articolo 7, comma 3.
5. Il contributo PNRR è altresì revocato, in tutto o in parte, negli altri casi individuati con il decreto di cui all’articolo 11.
Art. 9 – (Soggetto gestore)
1. Il Soggetto gestore per l’attuazione della misura di cui al presente Titolo è il GSE.
2. Con specifico accordo, redatto e sottoscritto ai sensi dell’articolo 7, comma 4, del decreto legislativo 31 marzo 2023, n. 36, tra il Ministero e il GSE S.p.A. sono definiti i compiti dell’Amministrazione centrale e del soggetto gestore. Alla copertura dei costi connessi all’accordo si provvede tramite un corrispettivo richiesto ai soggetti ammessi al beneficio di cui al presente titolo, quantificato secondo le modalità previste dall’articolo 25 del decreto-legge 24 giugno 2014, n. 91.
Art. 10 – (Modalità di rendicontazione e erogazione del contributo in conto capitale)
1. Il GSE eroga il contributo spettante, secondo criteri e modalità definite nelle regole operative di cui all’art. 11, nel rispetto dei seguenti principi:
a) su espressa richiesta da parte dei beneficiari, un’anticipazione fino al 10% del contributo secondo le modalità e le garanzie individuate nelle regole operative di cui all’articolo 11;
b) in alternativa alla precedente lettera a), sulla base delle spese effettivamente sostenute e documentate, in un’unica soluzione o in più quote, in considerazione degli importi da erogare e della potenza degli impianti da incentivare ed in relazione allo stato di avanzamento dei lavori;
c) in ogni caso, le quote a saldo sono erogate sulla base della presentazione della richiesta di rimborso finale da parte del beneficiario, comprensiva della documentazione a comprova della conclusione dei progetti agevolati e a valle dell’avvenuta sottoscrizione del contratto di incentivazione per l’erogazione degli incentivi di cui al Titolo II.
2. La domanda di erogazione del contributo è presentata in coerenza con le procedure definite dal Si.Ge.Co del Ministero e dalle relative Linee guida per i Soggetti attuatori. La documentazione di dettaglio da allegare alle domande di rimborso è individuata dalle regole operative di cui all’articolo 11.
3. Le voci di spesa ammissibili sono indicate all’Allegato 2. Il costo di investimento massimo di riferimento per l’erogazione del finanziamento è posto pari a 1.500 €/kW, per impianti fino a 20 kW, a 1.200 €/kW, per impianti di potenza superiore a 20 kW e fino a 200 kW, e 1.050 €/kW, per impianti di potenza superiore a 200 kW e fino a 1.000 kW.
4. Le modalità di rendicontazione delle spese ammissibili di cui all’Allegato 2 e di erogazione del contributo in conto capitale sono definite all’interno delle regole operative di cui all’articolo 11.
5. Le spese devono essere sostenute successivamente all’avvio dei lavori pena la loro inammissibilità.
6. Tutte le spese ammissibili devono essere comprovate con pagamenti effettuati tramite bonifico bancario. Al fine di evitare il doppio finanziamento della medesima spesa, i giustificativi di spesa o di pagamento connessi ai progetti agevolati e consistenti in fatture emesse in forma elettronica riportano rispettivamente nell’oggetto o nella causale il CUP, il CIG, ove applicabile, nonché il riferimento all’investimento Missione 2, Componente 2, Investimento 1.2 “Promozione rinnovabili per le comunità energetiche e l’autoconsumo”. Sono ammesse solo le spese quietanzate entro la data di entrata in esercizio commerciale dell’impianto e comunque non oltre il 30 giugno 2026.
7. Alla copertura dei contributi di cui al presente Titolo si provvede mediante l’impiego delle risorse di cui alla Missione 2, Componente 2, Investimento 1.2, del PNRR pari a 2.200.000.000 Euro.
TITOLO IV – DISPOSIZIONI FINALI
Art. 11 – (Regole operative)
Attuazione e prassi
1. Entro trenta giorni dalla data di entrata in vigore del presente decreto, sono approvate, con decreto del Ministero su proposta del GSE, e previa verifica da parte di ARERA per le parti di sua competenza, ai sensi del Testo Integrato Autoconsumo Diffuso (TIAD), le regole operative per l’accesso ai benefici.
2. Le regole operative di cui al comma 1 disciplinano, in particolare:
a. i modelli e i requisiti per le richieste di accesso alla tariffa incentivante e ai contributi in conto capitale, in modo tale che il soggetto richiedente sia informato in modo adeguato degli adempimenti e delle modalità di compilazione, nonché delle conseguenze penali e amministrative derivanti dalle false dichiarazioni rese ai sensi degli articoli 46 e 47 del decreto del Presidente della Repubblica 28 dicembre 2000, n. 445;
b. lo schema di avviso pubblico per l’apertura dello sportello previsto in conformità alle “Istruzioni tecniche per la selezione dei progetti PNRR” trasmesse dal Ministero dell’Economia e delle Finanze con circolare del 14 ottobre 2021, n. 21 ed in coerenza con le Linee guida per i Soggetti attuatori elaborate dal Ministero dell’Ambiente e della Sicurezza Energetica;
c. le modalità di presentazione delle richieste di verifica preliminare di conformità di cui all’articolo 12;
d. le modalità di trasmissione dell’insieme minimo di informazioni per la verifica di quanto previsto dall’articolo 22, paragrafo 2, lettera d) del Regolamento (UE) 2021/241 del Parlamento Europeo e del Consiglio del 12 febbraio 2021 relativamente al titolare effettivo del destinatario dei fondi o appaltatore, ai sensi dell’articolo 3, punto 6, della direttiva (UE) 2015/849 del Parlamento europeo e del Consiglio, secondo il format di cui all’Allegato 7 alle Linee Guida per i Soggetti attuatori allegate al Si.Ge.Co. pubblicato sul sito del Ministero dell’Ambiente e della Sicurezza Energetica;
e. i requisiti prestazionali e di tutela ambientale cui devono conformarsi gli impianti, anche al fine di rispettare il principio del “Do No Significant Harm” (DNSH). In particolare, deve essere rispettata la circolare MEF-RGS n.33 del 2022;
f. i contratti-tipo da sottoscrivere da parte dei soggetti richiedenti ai fini del riconoscimento della tariffa incentivante;
g. gli obblighi a carico dei soggetti beneficiari, ivi inclusi, per quanto attiene ai beneficiari PNRR, gli adempimenti finalizzati al rispetto del principio di sana gestione finanziaria secondo quanto disciplinato nel Regolamento finanziario (UE, Euratom) 2018/1046 e nell’articolo 22 del Regolamento (UE) 2021/241, in particolare in materia di prevenzione dei conflitti di interessi, delle frodi, comprese le frodi sospette, della corruzione e di recupero e restituzione dei fondi che sono stati indebitamente assegnati nonché a garantire l’assenza del c.d. doppio finanziamento ai sensi dell’articolo 9 del Regolamento (UE) 2021/241;
h. i requisiti di costruzione degli impianti e delle configurazioni ammissibili;
i. le tempistiche e le modalità con le quali il GSE provvede all’erogazione degli incentivi spettanti, tenuto conto di quanto stabilito dall’articolo 32, comma 3, lettera a) del decreto legislativo n. 199 del 2021;
j. le modalità attuative delle previsioni di cui all’articolo 3, comma 2, lettera g);
l. le modalità operative con le quali è verificato il rispetto della previsione di cui all’articolo 5, comma 5, lettera d), del decreto legislativo 199 del 2021, in materia di artato frazionamento delle iniziative;
m. le modalità con le quali si provvede alle verifiche e ai controlli;
n. le modalità di rendicontazione ed erogazione del contributo in conto capitale;
o. le modalità di monitoraggio finanziario, fisico e procedurale dell’attuazione degli interventi finanziati per come stabilito dalla circolare MEF-RGS 27/2022 e dalle Linee guida per i Soggetti attuatori del Ministero dell’Ambiente e della Sicurezza Energetica;
p. le fattispecie di decadenza e di revoca totale e parziale dei benefici di cui al presente decreto;
q. le modalità operative di raccordo concernenti la transizione dal regime incentivante di cui al D.M. 16 settembre 2020.
3. Entro quarantacinque giorni dall’entrata in vigore del decreto di cui al comma 1, il GSE avvia la piattaforma per l’invio delle richieste di accesso all’incentivo di cui al Titolo II.
Art. 12 – (Verifica preliminare di ammissibilità)
1. È possibile richiedere al GSE una verifica preliminare di ammissibilità dei progetti alle disposizioni del presente decreto. Tale verifica è richiesta su base volontaria e non è condizione necessaria per l’accesso agli incentivi di cui al Titolo II e/o ai contributi di cui al Titolo III.
2. Il GSE esamina i progetti presentati con l’istanza di cui al comma 1 e ne dà comunicazione all’interessato entro sessanta giorni dal ricevimento della richiesta.
3. La comunicazione di cui al comma 2 reca, ove ne ricorrano le condizioni, un parere preliminare positivo per l’ammissibilità del progetto ai benefici di cui al presente decreto, ovvero suggerisce le prescrizioni da seguire per addivenire alla predetta ammissibilità.
4. Resta fermo che il diritto di accesso agli incentivi di cui al Titolo II e ai contributi in conto capitale di cui al Titolo III è valutato dal GSE sulla base della documentazione presentata con l’istanza di accesso ai rispettivi benefici.
Art. 13 – (Monitoraggio)
1. Il GSE pubblica con cadenza semestrale un bollettino informativo sulla diffusione delle configurazioni di cui al presente decreto.
2. Il GSE svolge le attività di monitoraggio previste dagli articoli 33 e 48 del decreto legislativo n. 199 del 2021, dando evidenza degli effetti derivanti dall’attuazione del presente decreto. Il GSE analizza altresì i costi delle tecnologie e delle materie prime riscontrabili sul mercato, tenendo conto dei dati raccolti dagli impianti già in esercizio nonché delle eventuali variazioni dei costi delle materie prime e dei componenti registrati sul mercato nazionale ed europeo. I predetti dati sono trasmessi annualmente al Ministero. Per le misure PNRR, il GSE svolge altresì le attività di monitoraggio, rendicontazione e controllo in capo al soggetto gestore in conformità con le prescrizioni del Sistema di Gestione e Controllo adottato dal Ministero e di quanto previsto dall’accordo sottoscritto di cui all’art. 9, comma 2.
3. Il rapporto di cui al comma 2 tiene conto delle risultanze del monitoraggio svolto da RSE ai sensi dell’articolo 33, comma 1, lettera b), del decreto legislativo n. 199 del 2021.
4. Se dalle analisi di cui ai commi 2 e 3 risulta che il livello di aiuto previsto dal presente decreto è, in tutto o in parte, non più necessario o non più sufficiente, con decreto del Ministro da adottare ai sensi dell’articolo 8, comma 1, del decreto legislativo n. 199 del 2021, sono aggiornati i valori delle tariffe incentivanti di cui all’Allegato 1, nonché i costi massimi ammissibili di cui all’articolo 10, comma 2. Tali eventuali modifiche si applicano alle richieste di accesso pervenute in data successiva alla pubblicazione del decreto di cui al presente comma.
5. I beneficiari degli incentivi di cui al presente decreto sono tenuti a fornire tutti gli elementi richiesti ai fini dello svolgimento delle attività di valutazione e monitoraggio di cui ai precedenti commi, ivi compresa una rendicontazione dettagliata su base annuale dei benefici conseguenti alle incentivazioni e delle modalità della loro ripartizione tra i membri o soci delle CACER e/o dell’utilizzo per finalità sociali aventi ricadute sui territori ove sono ubicati gli impianti per la condivisione, anche ai fini di verifiche a campione sul rispetto di quanto stabilito all’articolo 3, comma 2, lettera g) del presente decreto, pena la sospensione dell’erogazione degli incentivi fino alla trasmissione completa dei dati richiesti.
6. Il GSE aggiorna e rende pubbliche, sul proprio sito internet in un apposito contatore, le informazioni sul contingente disponibile, di cui all’articolo 1, commi 2 e 3, del presente decreto.
Art. 14 – (Piano di valutazione)
1. Entro centottanta giorni dalla data di entrata in vigore del presente decreto, il Ministero individua, nel rispetto della normativa eurounitaria e nazionale in materia di contratti pubblici, un soggetto funzionalmente indipendente cui affidare la valutazione della misura secondo i criteri previsti dal Piano di valutazione approvato con decisione della Commissione europea C (2023) 8086 final del 22 novembre 2023. In particolare, il soggetto valutatore:
a) è indipendente dal Ministero e dal GSE e non risulta in conflitto di interesse rispetto ai potenziali beneficiari della misura;
b) è dotato di rilevante esperienza nell’analisi economico/quantitativa anche con riferimento al settore dell’energia e dell’ambiente;
c) è tenuto a perfezionare un piano di valutazione di dettaglio, redigere almeno una relazione di valutazione intermedia entro il 31 dicembre 2025 e una relazione di valutazione finale entro il 31 marzo 2027. Entro i medesimi termini, i predetti documenti sono trasmessi al Ministero, che provvede a renderli pubblici sul proprio sito internet.
2. Il GSE raccoglie i dati richiesti per le valutazioni previste nel Piano di valutazione nell’ambito delle attività di monitoraggio di cui all’articolo 48 del decreto legislativo n. 199 del 2021 e li rende pubblici, anche ai fini delle attività di valutazione di cui al comma 1.
3. Gli eventuali costi correlati allo svolgimento delle attività di cui al comma 1 del presente articolo sono valutati da ARERA ed eventualmente posti a carico del gettito delle componenti tariffarie dell’energia elettrica.
Art. 15 – (Partecipazione delle configurazioni di autoconsumo per la condivisione dell’energia rinnovabile ubicate in altri Stati )
1. Possono accedere alle tariffe incentivanti di cui al presente decreto, alle condizioni e secondo le modalità indicate nel presente articolo, le CACER ubicate sul territorio di Stati membri dell’Unione europea o di Stati terzi confinanti con l’Italia e con i quali la UE ha stipulato un accordo di libero scambio.
2. Sono ammessi alle tariffe incentivanti di cui al presente decreto le CACER di cui al comma 1 a condizione che:
a) esista un accordo con lo Stato Membro o con lo Stato terzo confinante, redatto ai sensi degli artt. 16 e 17 di cui al decreto legislativo n. 199 del 2021;
b) l’accordo stabilisca un sistema di reciprocità e le modalità con le quali è fornita prova dell’importazione fisica o del trasferimento statistico dell’elettricità rinnovabile prodotta;
c) le CACER rispettino tutti i requisiti soggettivi e oggettivi richiesti dal presente decreto per le CACER realizzate sul territorio nazionale, comprovati secondo modalità indicate dal GSE nelle regole operative di cui all’articolo 11.
3. La potenza massima disponibile per gli impianti inseriti nelle configurazioni di cui al comma 1 risulta al netto della potenza destinata ai benefici di cui alla Missione 2, Componente 2, Investimento 1.2 del PNRR.
4. Il GSE verifica la sussistenza delle condizioni di cui al comma 2 del presente articolo, nonché il rispetto del contingente di potenza di cui al precedente comma 3 e dà comunicazione dell’esito agli interessati secondo le condizioni e i termini stabiliti dal Titolo II del presente decreto.
Art. 16 – (Disposizioni finali)
1. Il decreto del Ministro dello Sviluppo economico del 16 settembre 2020 è abrogato a decorrere dal sessantesimo giorno successivo alla data di adozione del decreto di cui all’articolo 11, comma 1.
2. Il presente decreto, di cui gli allegati sono parte integrante, è trasmesso ai competenti organi di controllo ed entra in vigore il giorno successivo a quello della sua pubblicazione sul sito istituzionale del Ministero dell’ambiente e della sicurezza energetica www.mase.gov.it, e della sua adozione è data notizia mediante pubblicazione di avviso sulla Gazzetta Ufficiale della Repubblica Italiana.
Allegato 1 – Tariffa premio spettante da applicare all’energia condivisa incentivabile
1. Calcolo della tariffa premio
La tariffa premio spettante applicabile all’energia elettrica condivisa, espressa in €/MWh, è determinata sulla base della presente formula:
a) per impianti di potenza> 600 kW
TIP: 60 + max (0; 180 – Pz)
Dove Pz è il prezzo zonale orario dell’energia elettrica.
La tariffa premio non può eccedere il valore di 100 €/MWh.
b) per impianti di potenza > 200 kW e ≤600 kW
TIP: 70 + max (0; 180 – Pz)
Dove Pz è il prezzo zonale orario dell’energia elettrica.
La tariffa premio non può eccedere il valore di 110 €/MWh.
c) Per impianti di potenza ≤ 200 kW
TIP: 80 + max (0; 180 – Pz)
Dove Pz è il prezzo zonale orario dell’energia elettrica.
La tariffa premio non può eccedere il valore di 120 €/MWh.
2. Correzione della tariffa premio per impianti fotovoltaici
Per impianti fotovoltaici la tariffa premio, calcolata secondo le modalità di cui al primo paragrafo, è corretta per tenere conto dei diversi livelli di insolazione, sulla base della seguente tabella:

 

Zona Geografica Fattore di correzione
Regioni del Centro (Lazio, Marche, Toscana, Umbria, Abruzzo) +4€/MWh
Regioni del Nord (Emilia-Romagna, Friuli-Venezia Giulia, Liguria, Lombardia, Piemonte, Trentino-Alto Adige, Valle d’Aosta, Veneto) +10€/MWh

3. Applicazione delle decurtazioni nel caso di contribuzione in conto capitale

Nei casi di cui è prevista l’erogazione di un contributo in conto capitale, come disciplinato dall’articolo 6, comma 1 del presente decreto, la tariffa spettante è determinata come segue:

TIPConto Capitale = Tip * (1 – F)

dove F è un parametro che, nella generalità dei casi, varia linearmente tra 0, nel caso in cui non sia previsto alcun contributo in conto capitale, e un valore pari a 0,50, nel caso di contributo in conto capitale pari al 40% dell’investimento.

Tale fattore di riduzione non trova applicazione in relazione all’energia elettrica condivisa da punti di prelievo nella titolarità di enti territoriali e autorità locali, enti religiosi, enti del terzo settore e di protezione ambientale.

4. Valori soglia per l’applicazione delle previsioni di cui all’articolo 3, comma 2, lettera g)

La disposizione di cui all’articolo 3, comma 2, lettera g) trova applicazione per percentuali della quota di energia condivisa che eccedono i seguenti valori:

a) nei casi di accesso alla sola tariffa premio: 55%;

b) nei casi di cumulo della tariffa premio con un contributo in conto capitale: 45%;

La verifica del superamento del valore soglia è effettuata dal GSE su base annuale.

Allegato 2 – Spese ammissibili
Sono ammissibili le seguenti spese:

i. realizzazione di impianti a fonti rinnovabili (a titolo di esempio: componenti, inverter, strutture per il montaggio, componentistica elettrica, etc.)

ii. fornitura e posa in opera dei sistemi di accumulo;

iii. acquisto e installazione macchinari, impianti e attrezzature hardware e software, comprese le spese per la loro installazione e messa in esercizio;

iv. opere edili strettamente necessarie alla realizzazione dell’intervento;

v. connessione alla rete elettrica nazionale;

vi. studi di prefattibilità e spese necessarie per attività preliminari, ivi incluse le spese necessarie alla costituzione delle configurazioni;

vii. progettazioni, indagini geologiche e geotecniche il cui onere è a carico del progettista per la definizione progettuale dell’opera;

viii. direzioni lavori, sicurezza;

ix. collaudi tecnici e/o tecnico-amministrativi, consulenze e/o supporto tecnico-amministrativo essenziali all’attuazione del progetto.

Le spese di cui alle lettere da vi) a ix) sono finanziabili in misura non superiore al 10% dell’importo ammesso a finanziamento.

Le spese di cui sopra sono ammissibili nel limite del costo di investimento massimo di riferimento pari a:

– 1.500 €/kW, per impianti fino a 20 kW;

– 1.200 €/kW, per impianti di potenza superiore a 20 kW e fino a 200 kW;

– 1.100 €/kW per potenza superiore a 200 kW e fino a 600 kW;

– 1.050 €/kW, per impianti di potenza superiore a 600 kW e fino a 1.000 kW.

L’imposta sul valore aggiunto (IVA) non è ammissibile alle agevolazioni, salvo il caso in cui non sia recuperabile ai sensi della legislazione sull’IVA.

Allegato 3 – Requisiti specifici per l’accesso ai benefici
L’ammissione ai benefici di cui al presente decreto è subordinata al rispetto dei requisiti specifici di cui ai successivi paragrafi, resta fermo l’obbligo di rispetto delle prescrizioni della normativa tecnica in materia di qualità e sicurezza.

1. Impianti a biogas

1. Per gli impianti alimentati a biogas l’accesso ai benefici è subordinato al rispetto di tutti i seguenti requisiti:

I. Biogas ottenuto da digestione anaerobica della biomassa:

a) le vasche del digestato degli impianti, di volume pari alla produzione di almeno trenta giorni, come specificato nell’ambito del pertinente titolo autorizzativo, sono dotate di copertura a tenuta di gas e di sistemi di recupero del gas da reimpiegare per produzione elettrica o biometano;

b) l’energia termica prodotta è recuperata ed è prioritariamente autoconsumata in sito, a servizio dei processi aziendali, oppure immessa in un sistema di teleriscaldamento efficiente;

c) gli impianti utilizzano in misura pari almeno all’80% sottoprodotti di cui alla Tabella 1, Parte A, allegata al presente decreto e per l’eventuale quota residua prodotti di cui alla Tabella 1, Parte B;

d) prodotti e sottoprodotti utilizzati, derivano per almeno il 51% dal ciclo produttivo delle aziende agricole che realizzano l’impianto di produzione elettrica.

2. Impianti a biomassa

1. Per gli impianti alimentati a biomassa l’accesso ai benefici è subordinato al rispetto di tutti i seguenti requisiti:

a) l’energia termica prodotta è recuperata ed è prioritariamente autoconsumata in sito, a servizio dei processi aziendali, oppure immessa in un sistema di teleriscaldamento efficiente, ed è garantito il rispetto del limite di emissione per le polveri pari a 50 mg/Nm3 (tenore di ossigeno del 6%);

b) gli impianti utilizzano sottoprodotti di cui alla Tabella 2, Parte A, allegata al presente decreto per almeno l’80% e per l’eventuale quota residua prodotti di cui alla Tabella 2, Parte B, in entrambi i casi in assenza di trasformazione in pellet;

c) i sottoprodotti di cui alla Tabella 2, Parte A, nonché i prodotti di cui alla Tabella 2, Parte B, sono approvvigionati dalle aziende realizzatrici degli impianti con accordi che identificano le aree geografiche e i siti di provenienza dei medesimi prodotti e sottoprodotti;

d) i sottoprodotti e i prodotti impiegati garantiscono, rispetto al combustibile fossile di riferimento, un risparmio emissivo di gas a effetto serra pari almeno al 70% come deducibile dai valori standard applicabili per la produzione di energia elettrica di cui all’Allegato VII, Parte A1, del decreto legislativo n. 199 del 2021, prendendo come parametro di riferimento la distanza geografica in linea d’aria tra l’impianto e i siti di provenienza; per i sottoprodotti e i prodotti non espressamente indicati nel citato Allegato VII, il suindicato risparmio emissivo di gas a effetto serra si intende rispettato quando la predetta distanza geografica è inferiore a 500 km.

Elenco sottoprodotti e dei prodotti di integrazione utilizzabili negli impianti a biogas e biomasse

Gli elenchi dei sottoprodotti e prodotti contenuti nelle seguenti Tabelle 1 e 2 sono da considerarsi esaustivi e possono essere aggiornati, decorsi 2 anni dall’entrata in vigore del presente decreto, dal Ministero dell’ambiente e della sicurezza energetica di concerto con il Ministero delle politiche agricole alimentari e forestali

Tabella 1 – Elenco sottoprodotti e dei prodotti di integrazione utilizzabili negli impianti a biogas

Parte A – Sottoprodotti

Fermo restando il rispetto delle disposizioni di cui al decreto legislativo 3 aprile 2006, n. 152, del regolamento CE n. 1069/2009 e del regolamento CE n. 142/2011 si elencano di seguito i sottoprodotti utilizzabili negli impianti a biogas ai fini dell’accesso ai meccanismi incentivanti di cui al presente decreto integrati con quanto disposto dalla legge n. 211 del 28 dicembre 2015 (c.d. Collegato Ambientale).

1) Sottoprodotti di origine animale non destinati al consumo umano – Reg. Ce 1069/2009

– classificati di Cat. 3 (con specifiche di utilizzo previste nel regolamento stesso e nel regolamento CE n. 142/2011):

✓ carcasse e parti di animali macellati non destinati al consumo umano per motivi commerciali;

✓ prodotti di origine animale o prodotti alimentari contenenti prodotti di origine animale non più destinati al consumo umano per motivi commerciali o a causa di problemi di fabbricazione o difetti che non presentano rischi per la salute pubblica o degli animali;

✓ sottoprodotti di origine animale derivanti dalla fabbricazione di prodotti destinati al consumo umano, compresi ciccioli, fanghi da centrifuga o da separatore risultanti dalla lavorazione del latte;

✓ sangue che non presenti alcun sintomo di malattie trasmissibili all’uomo o agli animali;

✓ rifiuti, materiale organico ovvero sottoprodotti da cucina e ristorazione;

✓ sottoprodotti di animali acquatici.

– classificati di Cat. 2 (con specifiche di utilizzo previste nel regolamento stesso e nel regolamento CE n. 142/2011):

✓ stallatico: escrementi e/o urina di animali, guano non mineralizzato;

✓ tubo digerente e suo contenuto;

✓ farine di carne e d’ossa;

✓ sottoprodotti di origine animale raccolti nell’ambito del trattamento delle acque reflue a norma delle misure di attuazione adottate conformemente all’articolo 27, primo comma, lettera c) del predetto regolamento:

– da stabilimenti o impianti che trasformano materiali di categoria 2; o

– da macelli diversi da quelli disciplinati dall’articolo 8, lettera e) del predetto regolamento.

– Tutti i sottoprodotti classificati di categoria 1 ed elencati all’articolo 8 del regolamento CE n. 1069/2009 (con specifiche di utilizzo previste nel regolamento stesso e nel regolamento CE n. 142/2011).

2) Sottoprodotti provenienti da attività agricola e di allevamento

– effluenti zootecnici;

– paglia;

– stocchi;

– fieni e trucioli da lettiera.

– residui e potature di campo delle aziende agricole.

3) Sottoprodotti provenienti da attività alimentari ed agroindustriali

– sottoprodotti della trasformazione del pomodoro: buccette, semini, bacche fuori misura;

– sottoprodotti della trasformazione delle olive: sanse di oliva disoleata, sanse umide “bifasiche”, acque di vegetazione

– sottoprodotti della trasformazione dell’uva: vinacce, graspi, buccette, vinaccioli e farine di vinaccioli;

– sottoprodotti della trasformazione della frutta: derivanti da attività di condizionamento, spremitura, sbucciatura o detorsolatura, pastazzo di agrumi, noccioli, gusci;

– sottoprodotti della trasformazione di ortaggi vari: condizionamento, sbucciatura, confezionamento;

– sottoprodotti della trasformazione delle barbabietole da zucchero: borlande, melasso, polpe di bietola esauste essiccate, soppressate fresche, soppressate insilate;

– sottoprodotti derivanti dalla lavorazione del risone: farinaccio, pula, lolla;

– sottoprodotti derivanti dalla lavorazione dei cereali: farinaccio, farinetta, crusca, tritello, glutine, amido, semi spezzati;

– pannello di spremitura di alga;

– sottoprodotti delle lavorazioni ittiche;

– sottoprodotti dell’industria della panificazione, della pasta alimentare, dell’industria dolciaria: sfridi di pasta, biscotti, altri prodotti da forno;

– sottoprodotti della torrefazione del caffè;

– sottoprodotti della lavorazione della birra;

– sottoprodotti della lavorazione di frutti e semi oleosi: pannelli di germe di granoturco, lino, vinacciolo, terre decoloranti usate oleose, pezze e code di lavorazione di oli vegetali.

– sottoprodotti della trasformazione degli zuccheri tramite fermentazione;

– sottoprodotti della produzione e della trasformazione degli zuccheri da biomasse non alimentari;

– sottoprodotti della lavorazione o della raffinazione di oli vegetali.

Parte B – Prodotti

1) Specie Erbacee annuali

– Avena (Avena sativa)

– Barbabietola da zucchero (Beta vulgaris)

– Canapa da fibra (Cannabis spp.)

– Canapa del Bengala (Crotalaria juncea L.)

– Favino (Vicia faba minor)

– Insilato di mais di secondo raccolto (Zea mays L.)

– Loiessa (Lolium spp.)

– Orzo (Hordeum vulgare)

– Rapa invernale (Brassica rapa L.)

– Ricino (Ricinus communis L.)

– Segale (Secale cereale L.)

– Senape abissina (Brassica carinata L.)

– Sorgo (Sorghum spp.)

– Tabacco (Nicotiana tabacum L.)

– Trifoglio (Trifolium spp.)

– Triticale (Triticum secalotriticum)

– Veccia (Vicia sativa L.)

2) Specie Erbacee poliennali

– Cactus (Cactaceae spp.)

– Canna comune (Arundo donax L.)

– Cardo (Cynara cardunculus L.)

– Cardo mariano (Silybum marianum L.)

– Erba medica (Medicago sativa L.)

– Fico d’India (Opuntia ficus-indica L.)

– Panìco (Panicum virgatum L.)

– Penniseto (Pennisetum spp.)

– Saggina spagnola (Phalaris arundinacea L.)

– Silphium perfoliatum L.

– Sulla (Hedysarum coronarium L.)

– Topinambur (Helianthus tuberosus L.)

– Vetiver (Chrysopogon zizanioides L.)

Tabella 2 – Elenco dei sottoprodotti e dei prodotti di integrazione utilizzabili negli impianti a biomasse

Parte A – Sottoprodotti

Fermo restando il rispetto delle disposizioni di cui al decreto legislativo 3 aprile 2006, n. 152, del regolamento CE n. 1069/2009 e del regolamento CE n. 142/2011 si elencano di seguito i sottoprodotti utilizzabili negli impianti a biomasse ai fini dell’accesso ai meccanismi incentivanti di cui al presente decreto integrati con quanto disposto dalla legge n. 211 del 28 dicembre 2015 (c.d. Collegato Ambientale).

1) Sottoprodotti provenienti da attività agricola, di allevamento, dalla gestione del verde e da attività forestale

– paglia;

– stocchi;

– residui di campo delle aziende agricole;

– sottoprodotti derivati dall’espianto;

– sottoprodotti derivati dalla lavorazione dei prodotti forestali

– sottoprodotti derivati dalla gestione del bosco

– potature, ramaglie e residui dalla manutenzione del verde pubblico e privato

– sottoprodotti derivati attività di miglioramento delle aree forestali;

– sottoprodotti derivanti da attività di prevenzione selvicolturale degli incendi boschivi;

– sottoprodotti derivanti da lavori di mantenimento della funzionalità idraulica degli alvei;

2) Sottoprodotti provenienti da attività alimentari ed agroindustriali

– sottoprodotti della trasformazione dell’uva: vinacce, graspi, buccette, vinaccioli

– sottoprodotti della trasformazione della frutta: derivanti da attività di condizionamento, spremitura, sbucciatura o detorsolatura, noccioli, gusci;

– sottoprodotti derivanti dalla lavorazione del risone: pula, lolla.

3) Sottoprodotti provenienti da attività industriali

– sottoprodotti della lavorazione del legno per la produzione di mobili e relativi componenti;

– sottoprodotti dell’industria del recupero e del riciclo di materie a base organica.

Parte B – Prodotti

1) Specie erbacee annuali

– Kenaf (Hibiscus cannabinus L.)

2) Specie erbacee poliennali

– Canna comune (Arundo donax L.)

– Canna d’Egitto (Saccharum spontaneum L.)

– Cannuccia di palude (Phragmites australis L.)

– Disa o saracchio (Ampelodesmus mauritanicus L.)

– Ginestra (Spartium junceum L.)

– Miscanto (Miscanthus spp.)

– Panìco (Panicum virgatum L.)

3) Specie arboree

– Acacia (Acacia spp.)

– Eucalipto (Eucalyptus spp.)

– Olmo siberiano (Ulmus pumila L.)

– Ontano (Alnus spp.)

– Paulonia (Paulownia spp.)

– Pino della California (Pinus Radiata)

– Pioppo (Populus spp.)

– Platano (Platanus spp.)

– Robinia (Robinia pseudoacacia L.)

– Salice (Salix spp.)

Testo elaborato da CED INGEGNERIA con studio tecnico in Bergamo vicino all’aeroporto di Orio al Serio, connessa con uffici di ingegneria con sede a Milano e connessa con uffici di architettura con sedi in Lombardia.
La società di ingegneria CED INGEGNERIA progetta in Italia e all’estero principalmente in Europa e in Asia. Contibuti impianti a fonti rinnovabili

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