Camera dei deputati

"Gli oneri generali di sistema elettrico sono componenti tariffarie il cui gettito, di natura parafiscale, è destinato alla copertura di costi relativi ad attività di interesse generale per il sistema elettrico, previsti in attuazione di disposizioni normative primarie" (cfr. il Documento per la consultazione 255/2016/R/eel dell'AEEGSI (ora ARERA) del 24 maggio 2016 "Riforma della struttura tariffaria degli oneri generali di sistema per clienti non domestici nel mercato elettrico - Orientamenti iniziali per l'attuazione delle disposizioni dell'art. 3, comma 2, lettera b) del D.L. n. 210/2015 convertito in Legge 21/2016").

Il gettito raccolto dall'applicazione degli oneri generali è trasferito su appositi Conti di gestione istituiti presso la CSEA (Cassa per i servizi energetici e ambientali) per ciascuna componente; fa eccezione la componente destinata al sostegno delle fonti rinnovabili che affluisce per circa il 98% direttamente al Gestore dei Servizi Energetici (GSE) e la componente a copertura degli oneri per il bonus elettrico, per la quale i distributori versano alla Cassa solo la differenza tra il gettito raccolto e i costi sostenuti per il riconoscimento del bonus elettrico (se la differenza è negativa, viene riconosciuta al distributore).

L'utilizzo e la gestione di questi fondi è disciplinata dall'Autorità che aggiorna trimestralmente le aliquote sulla base del fabbisogno.

Per il settore elettrico, fino al 1 gennaio 2018 le componenti della bolletta elettrica destinate a copertura degli oneri di sistema erano così ripartite:

• A2 a copertura degli oneri per il decommissioning nucleare. Tale componente tariffaria della bolletta elettrica è destinata alla copertura dei costi per lo smantellamento delle centrali nucleari dismesse (Latina, Caorso, Trino Vercellese, Garigliano alla chiusura del ciclo del combustibile nucleare e alle attività connesse e conseguenti, svolte dalla società a totale partecipazione diretta statale Sogin S.p.A. (cfr. articolo 1, comma 1, lett. a) del D.L. n. 25/2003, nonché, per 3,81 milioni di euro annui a decorrere dal 2018, per alimentare le attività in materia di sicurezza nucleare attribuite all'ISIN dal D.Lgs. n. 137/2017.In base a quanto disposto dalle Leggi Finanziarie 2005 e 2006, una quota degli introiti della componente tariffaria A2 sul prezzo dell'energia elettrica è anche destinata all'entrata del bilancio dello Stato. Per un approfondimento sul punto si rinvia al Focus "Componente tariffaria A2: disciplina del gettito".

• A3 a copertura degli incentivi alle fonti rinnovabili e assimilate. Tale componente tariffaria copre la differenza tra i costi sostenuti dal GSE per l'acquisto e l'incentivazione di energia elettrica e la somma dei ricavi derivanti dalla vendita di energia sul mercato elettrico. La componente A3 è la più consistente fra gli oneri di sistema e finanzia sia l'incentivazione del fotovoltaico sia il sistema del Cip6 (cui ormai non è più possibile accedere ma che è vigente per coloro i quali ne avevano titolo), che incentiva le fonti rinnovabili e assimilate (impianti alimentati da combustibili fossili e da combustibili di processo quali scarti di raffineria etc). La componente A3 finanzia inoltre: lo scambio sul posto, il ritiro dedicato dell'energia elettrica prodotta da impianti a fonti rinnovabili o non rinnovabili sotto i 10 MVA; il ritiro da parte del GSE dei certificati verdi CV invenduti nell'anno precedente (anche tale meccanismo è stato ora sostituito: a partire dal 2016, agli impianti che hanno maturato il diritto ai Certificati Verdi e per i quali non è ancora terminato il periodo incentivante è riconosciuto, per il periodo residuo di incentivazione, un incentivo sulla produzione netta incentivata aggiuntivo ai ricavi conseguenti alla valorizzazione dell'energia); la copertura degli oneri CV per gli impianti assimilati in convenzione CIP 6/92 non cogenerativi; la copertura degli oneri CO2 per gli impianti assimilati in convenzione CIP 6/92; la tariffa omnicomprensiva per gli impianti alimentati da fonti rinnovabili (feed-in). L'incidenza di questi incentivi sulla spesa delle famiglie aumenta con il crescere dei consumi. Nel corso dell'attuale legislatura, vari interventi sono stati finalizzati a ridurre il peso di tali oneri in bolletta, attraverso la previsione di una rimodulazione degli incentivi (sostenuti attraverso di essi), (cd. D.L. "spalma incentivi" volontario, D.L. n. 145/2013, e D.L. "spalma incentivi" obbligatorio. Su tale specifico punto, si rinvia al paragrafo su "Gli interventi nell'attuale legislatura per diminuire l'onere in bolletta di incentivazione alle fonti energetiche rinnovabili". Per una più approfondita descrizione, si rinvia più diffusamente al relativo tema dell'attività parlamentare e al relativo dossier di studi e di ricerca".

• A4 a copertura delle agevolazioni tariffarie riconosciute per il settore ferroviario (si veda il paragrafo dedicato al "Sistema tariffario speciale per l'approvvigionamento di energia elettrica da parte di RFI: previsioni di riforma"). L'agevolazione riguarda nello specifico Rete Ferroviaria Italiana che paga un corrispettivo ridotto per l'energia elettrica ("senza limiti temporali") e non deve pagare gli oneri ad eccezione della MCT.
• A5 a sostegno alla ricerca di sistema
• As a copertura degli oneri per il bonus elettrico
• Ae destinata a finanziare le agevolazioni alle imprese manifatturiere con elevati consumi di energia elettrica, ai sensi dell'art. 39 del D.L. n. 83/2012 e ss.mod. e integrazioni. Sulla riforma di tali incentivazioni, si rinvia al paragrafo su "La riforma degli incentivi a favore delle imprese "energivore" e dei relativi oneri generali del sistema elettrico";
• UC4 a copertura delle compensazioni per le imprese elettriche minori;
• UC7 per la promozione dell'efficienza energetica negli usi finali;
• MCT a copertura delle compensazioni territoriali agli enti locali che ospitano impianti nucleari.

La Tabella seguente, tratta dal sito istituzionale dell'ARERA, fornisce i dati del gettito 2016 derivante dagli oneri generali di sistema. Da tali dati, si evince che poco meno del 90 percento (l'89,9 percento) di tale gettito è assorbito dalla componente A3 destinata al sostegno alle fonti rinnovabili.

Dal 1 gennaio 2018, le componenti della bolletta che individuano gli oneri generali di sistema sono state così ripartite:

• Asos: oneri generali relativi al sostegno delle energie da fonti rinnovabili e alla cogenerazione CIP 6/92, in sostanza corrisponedenti alla sopra descritta componente A3
• ARIM: rimanenti oneri generali. Si tratta della componente della spesa per oneri di sistema destinata a: incentivazione della produzione ascrivibile a rifiuti non biodegradabili (quota parte della precedente componente A3 non pià ammessa agli incentivi delle fonti rinnovabili ai sensi della nuova disciplina europea in materia di aiuti di Stato e ambiente); messa in sicurezza del nucleare (già componenete A2) e misure di compensazione territoriale(già componente MCT); agevolazioni tariffarie riconosciute per il settore ferroviario (già componenete A4); sostegno alla ricerca di sistema (già componente A5); bonus elettrico (quota che ai clienti cui è stato riconosciuto il bonus viene compensata tramite il bonus medesimo) (già componente As); integrazioni delle imprese elettriche minori (già componenete UC4) e promozione dell'efficienza energetica (già componente UC7);

All'interno dei servizi di rete vengono applicate anche due ulteriori componenti perequative:

• UC3: a copertura degli squilibri dei sistemi di perequazione dei costi di trasporto dell'energia elettrica sulle reti di trasmissione e di distribuzione, nonché dei meccanismi di integrazione, espressa in centesimi di euro/kWh.
• UC6: a copertura dei costi riconosciuti derivanti da recuperi di qualità del servizio. La UC6 è espressa in centesimi di euro/KW e centesimi di euro/kWh per i domestici, mentre per gli altri utenti è espressa in centesimi di euro/pp e centesimi di euro/kWh.

Le sopra descritte componenti vengono sostenute nella parte della bolletta elettrica destinata alla spesa per il trasporto e la gestione del contatore.

Dunque, richiamando quanto evidenziato dalla Corte dei Conti nella Relazione sul Rendiconto generale dello Stato 2016, gli interventi per il settore energetico risultano in gran parte supportati da risorse che non costituiscono propriamente oneri a carico del bilancio dello Stato, perché effettuati tramite finanziamenti derivanti da somme, a carico degli utenti, raccolte attraverso alcune componenti della bolletta elettrica per la copertura degli "oneri generali di sistema".

• Le fonti rinnovabili e i meccanismi incentivanti per il settore: prospettive e obiettivi
  Schede di lettura
  Servizio Studi
  Collana: Documentazione e ricerche n°284/1, pubblicato il 27 aprile 2017

Il previgente sistema di agevolazioni per le imprese a forte consumo di energia elettrica ("imprese energivore") era stato introdotto in attuazione dell'articolo 39 del D.L. n. 83/2012, in applicazione dell'articolo 17 della Direttiva 2003/96/UE. I requisiti per individuare le imprese energivore sono stati poi definiti con il decreto 5 aprile 2013 del Ministro dell'Economia e delle Finanze, di concerto con il Ministro dello Sviluppo Economico, in attuazione di quanto previsto dalla menzionata normativa. Le modalità attuative sono state definite dall'AEEGSI, ora ARERA (Autorità di regolazione per l'energia reti e ambiente), a seguito degli atti di indirizzo del Ministro dello Sviluppo Economico, con proprie deliberazioni (Cfr. Del. 340/2013/R/eel, Del. 437/2013/R/eel e 467/2013/R/eel).

Il sistema si basava su "sconti" a consuntivo sulle componenti A degli oneri generali di sistema applicati alle imprese operanti nel settore manifatturiero (secondo la classificazione ATECO), in modo crescente al crescere del rapporto tra il costo dell'energia ed il fatturato (intensità elettrica su fatturato): più consumi, meno paghi.

Il sistema di agevolazioni veniva finanziato (nel senso che gli sconti agli energivori venivano compensati), tramite una apposita componente tariffaria, denominata Ae, applicata dal 1° gennaio 2014 a tutte le utenze domestiche e alle utenze non domestiche nella titolarità di imprese non energivore. L'onere delle misure di agevolazione per le imprese energivore era pertanto gravante  su tutti i segmenti di clientela, inclusa la clientela domestica. L'onere derivanti dalle agevolazioni agli energivori costituiva e costituisce, anche nel nuovo assetto, uno i degli oneri generali del sistema elettrico.

A seguito della notifica alla Commissione europea, da parte del Governo italiano in data 17 aprile 2014, delle misure istitutive delle agevolazioni alle imprese a forte consumo di energia elettrica, si è instaurato un procedimento di verifica della compatibilità di tali misure con la Disciplina europea in materia di aiuti di Stato nei settori dell'energia e dell'ambiente (Comunicazione della Commissione europea 2014/C 200/01). Tale disciplina prevede, tra l'altro, che gli Stati membri presentino un "piano di adeguamento" per la transizione dal sistema nazionale vigente alla data del 1° luglio 2014 (data di entrata in vigore della nuova disciplina europea in matera di aiuti di Stato) a un nuovo sistema che rispetti i requisiti previsti dalla medesima Disciplina. Oggetto dell'analisi della Commissione sono state dunque le agevolazioni e il Piano di adeguamento contestualmente presentato dal Governo italiano.

In tale contesto, la Commissione è giunta alle seguenti conclusioni:

• le agevolazioni agli energivori, per come strutturate, rappresentavano un aiuto di Stato in quanto comportavano un vantaggio selettivo nei confronti solo di determinate imprese, limitate nel numero, con specifici livelli di consumi e operanti in determinati settori (quali quello manifatturiero);
• inoltre, la degressività del sistema non corrispondeva ad un principio di ordinaria tassazione non rappresentando una caratteristica tipica delle tariffe di trasmissione; posto l'utilizzo di risorse statali, in quanto una risorsa può definirsi statale non solo quando avviene un trasferimento a livello di bilancio pubblico, ma anche quando tali risorse rimangono sotto il controllo pubblico, e ciò avveniva nel caso di specie, dal momento che le componenti tariffarie ex lege venivano imposte sui consumatori finali e trasferite in conti gestiti da organismi pubblici, quali la Cassa e il GSE, le misure erano in grado di avere un effetto distorsivo sulla concorrenza;
• inoltre, la Disciplina in materia di aiuti di Stato a favore dell'ambiente e dell'energia 2014-2020, di cui alla Comunicazione 2014/C 200/01 (Linee guida, sezioni 3.7.2 e 3.7.3), prevede che gli Stati membri possano adottare misure di agevolazione per le imprese energivore sotto forma di riduzione dei costi associati esclusivamente al finanziamento della produzione di energia da fonti rinnovabili e nel rispetto di determinate condizioni (indicate al paragrafo 3.7.2);
• per tali ragioni, le agevolazioni alle imprese a forte consumo di energia elettrica - ha concluso la Commissione - dovevano essere limitate agli oneri generali relativi al sostegno delle energie rinnovabili e della cogenerazione, con l'esclusione degli oneri relativi alla frazione non bio-degradabile nel caso di utilizzo di rifiuti per la cogenerazione.

Sulla base e all'esito della Decisione della Commissione UE, la legge europea 2017, legge n. 167/2017, all'articolo 19, comma 2-5, ha definito i criteri e principi per la definizione delle nuove agevolazioni alle "imprese energivore", al fine di renderli conformi alla disciplina europea sugli aiuti di Stato, demandando ad uno o più decreti ministeriali, da adottare entro l'11 gennaio 2018 (trenta giorni dalla data di entrata in vigore della legge europea), sentita l'ARERA, previo parere obbligatorio delle competenti Commissioni parlamentari:

• la delimitazione delle imprese "energivore" e delle relative agevolazioni di cui all'articolo 39, comma 3, del D.L. n. 83/2012;
• i criteri e modalità con cui l'AEEGSI provvede all'attuazione delle nuove misure;
• le modalità di applicazione della clausola sul valore aggiunto lordo (VAL) per l'impresa di cui ai punti 189 e 190 della Disciplina in materia di aiuti di Stato a favore dell'ambiente e dell'energia 2014-2020 ( "Linee Guida", Disc. 28 giugno 2014, n. 2014/C200/01).

La novità principale della riforma è l'utilizzo di una possibilità prevista dall'Unione europea: l'applicazione della clausola sul valore aggiunto lordo (Val) per le imprese che hanno un costo dell'energia pari ad almeno il 20% dello stesso Val. Queste imprese potranno ridurre il proprio contributo per le rinnovabili fino allo 0,5% del Val, rendendo questo onere esclusivamente funzione del proprio risultato aziendale (fatto salvo la contribuzione minima richiesta dalle regole Ue).

Sulla base delle previsioni contenute nella legge europea, è stato adottato il Decreto del Ministro dello sviluppo economico del 21 dicembre 2017.

Con riferimento agli utenti domestici, si ricorda peraltro che l'articolo 19, comma 1, della legge europea 2017, legge n. 167/2017,  introduce un principio volto al contenimento degli oneri generali di sistema a sostegno delle fonti rinnovabili (componente A3) che sono dagli stessi clienti domestici sostenuti in bolletta. In particolare il citato comma 1 dispone che le risorse derivanti dal minor fabbisogno economico relativo alla componente A3 per gli anni 2018, 2019 e 2020 rispetto all'anno 2016 siano destinate, dal 1° gennaio 2018 e nella misura minima del 50 per cento, alla riduzione diretta delle tariffe elettriche degli utenti che sostengono gli oneri connessi all'attuazione della riforma delle misure di sostegno agli energivori, di cui all'articolo 19, commi 2 e seguenti della legge europea.

Si rinvia, per un esame più approfondito della materia al Dossier relativo all'A.G. 483 "Disposizioni in materia di riduzioni delle tariffe a copertura degli oneri generali di sistema per le imprese energivore".

La determinazione della componente compensativa è quantificata secondo dati forniti dal MISE in circa 200 ML corrispondenti al gettito raccolto dalla componente A4 nel 2015.

La componente compensativa è strutturata come differenza tra il costo dell'energia sul mercato e una soglia di costo prefissata. L'Autorità di regolazione per energia reti e ambiente (ARERA) fissa le aliquote del gettito tenendo conto anche di aspetti congiunturali; naturalmente sul medio periodo gli effetti congiunturali si annullano e quindi si assicura l'allineamento tra fabbisogno e gettito, ma questo può non valere nel breve periodo.

Nel corso dell'attuale legislatura, il D.L. n. 91/2014 (articolo 29) ha ristretto, dal 1° gennaio 2015, l'ambito di applicazione del regime tariffario speciale ai soli consumi di energia elettrica impiegati per uso trazione rientranti nel servizio universale e per il settore del trasporto ferroviario delle merci, lasciando fuori dal perimetro dell'agevolazione i c.d. "servizi a mercato" (alta velocità e treni a medio/lunga percorrenza), con l'obiettivo di conseguire un risparmio per il sistema utile a diminuire il costo delle bollette a carico di famiglie e imprese.

Fino all'adozione del decreto ministeriale attuativo (D.M. 22 dicembre 2015) che ha fissato le modalità di calcolo dei consumi rilevanti ai fini della nuova disciplina, il D.L. n.91/2014 ha previsto una norma transitoria individuando un obiettivo di risparmio per il sistema di 80 ML€, da conseguire attraverso una riduzione della componente compensativa sull'energia eccedente la soglia dei 3300 GWh di energia elettrica consumata.

Nel 2015, non essendo ancora entrato in vigore il citato D.M. attuativo, è stata quindi applicata la riduzione forfettaria di 80 M€ alla suddetta componente compensativa.

Secondo dati forniti dal MISE, l'applicazione della norma del comma 1 del D.L. n. 91/2014 ha favorito nel corso del 2016 un risparmio per il sistema di entità superiore agli 80 ML€ conseguiti nel 2015 grazie alla norma transitoria. L'impatto di tale risparmio sulle imprese ferroviarie erogatrici di servizi a mercato è stato molto gravoso, con stime di aggravio di costi per approvvigionamento di energia elettrica di circa 130 ML€ rispetto al regime precedente. La ricaduta di tale aggravio di costi per le imprese ferroviarie che operano esclusivamente nel settore dell'alta velocità ha avuto ripercussioni sulla concorrenza e sull'aumento dei prezzi dei biglietti.

Tale situazione avrebbe potuto divenire più critica in seguito all'entrata in vigore della nuova struttura tariffaria degli oneri di sistema per i clienti non domestici prevista dal D.L. 244/2016, in conseguenza della rimozione della degressività, con un ulteriore aggravio di costi per le imprese ferroviarie. Nella legge europea 2017, legge n. 167/2017, l'articolo 19, ha introdotto pertanto una disposizione (comma 6), che, in connessione alla riforma tariffaria per i clienti non domestici relativa agli oneri di sistema (in vigore dal 1 gennaio 2018), interviene con disposizioni interpretative sull'articolo 29 del decreto legge 91/2014, concernente il regime tariffario elettrico di Ferrovie dello Stato, per chiarire che gli effetti di tale decreto sul regime tariffario speciale che riguarda l'energia elettrica per i trasporti ferroviari sono riferiti alla componente compensativa di tale regime tariffario, senza impatto sulla parte che riguarda il pagamento degli oneri di sistema.

 L'articolo interviene poi direttamente (comma 7) sull'articolo 29, co. 1 del decreto-legge n. 91/2014, riperimetrando l'ambito di applicazione del regime tariffario speciale al fine di mitigare gli effetti della riforma degli oneri generali sul settore ferroviario. In particolare sono esclusi dal regime tariffario speciale solo i servizi passeggeri espletati sulle linee appositamente costruite per l'alta velocità ed alimentate a 25 kV corrente alternata. Rientrano quindi nel perimetro di applicazione del regime tutte le reti diverse da quelle asservite all'alta velocità (dunque rientra nella tariffa speciale agevolata l'alta capacità).

Negli ultimi anni, in coerenza con la Strategia energetica nazionale, sono stati approvati alcuni provvedimenti mirati a ridurre i costi dell'energia, e in particolare le cosiddette norme "spalma-incentivi", che puntano a diminuire l'onere annuo dell'incentivazione delle fonti rinnovabili che si scarica sulla componente A3.

Dapprima, con il D.L. 145/2013(articolo 1, commi 3-6), c.d. Destinazione Italia è stato previsto il cosiddetto "spalma-incentivi volontario" con il quale si è proposto ai produttori di energia elettrica da fonti rinnovabili titolari di impianti che beneficiano di Certificati Verdi, Tariffe Onnicomprensive e tariffe premio, un'alternativa tra continuare a godere del regime incentivante spettante per il periodo di diritto residuo oppure optare per la fruizione di un incentivo ridotto a fronte di una proroga del periodo di incentivazione.

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

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

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

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

Il cd. "spalma incentivi obbligatorio" interviene sulle tariffe incentivanti già godute, in quanto, dalla metà dell'anno 2013, si sono esauriti i fondi del Quinto Conto Energia per l'incentivazione del fotovoltaico, essendo stata raggiunta la soglia annua dei 6,7 miliardi di euro.

Per ciò che attiene agli effetti del cd. "spalma incentivi obbligatorio" il GSE, nell'ultimo Rapporto disponibile sull'attività svolta nel corso del 2016, pubblicato a marzo 2017, osserva che la diminuzione dei corrispettivi erogati nel 2015 rispetto al 2014 è principalmente ascrivibile alla prima applicazione dello "spalma-incentivi". La flessione del 2016 rispetto al 2015 è invece principalmente imputabile a una minore produzione degli impianti (tra le cause di tale fenomeno un minore irraggiamento medio nell'anno 2016 rispetto al 2015).

Con riferimento agli effetti della rimodulazione degli incentivi per gli impianti fotovoltaici operata con il D.L. n. 91/2014, il GSE fornisce uno scenario di riduzione del costo indicativo annuo legato a tale rimodulazione, dal quale si evince comunque che gli effetti maggiori saranno visibili dal 2020.

Alcuni più recenti interventi sono invece suscettibili di determinare un aumento degli oneri della componente A3. La legge di stabilità 2016 (legge n. 208/2015), come modificata da ultimo dalla legge di bilancio 2018 (Legge n. 205/2017, articolo 1, comma 588), riconosce alla produzione di energia elettrica di impianti alimentati da biomasse, biogas e bioliquidi sostenibili, che hanno cessato al 1° gennaio 2018, o cessano entro il 31 dicembre 2016, di beneficiare di incentivi sull'energia prodotta - in alternativa all'integrazione dei ricavi prevista dall'articolo 24, comma 8 del D.Lgs. n. 28/2011 a favore degli impianti di produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili eserciti in assenza di incentivi  - un diritto a fruire fino al 31 dicembre 2021 o per cinque anni dal rientro in esercizio degli impianti stessi di un incentivo all'energia prodotta.

L'incentivo è pari all'80% degli incentivi di cui all'articolo 19, comma 1, primo capoverso, del D.M 6 luglio 2012, cioè conteggiato secondo le modalità di calcolo per l'importo degli incentivi per gli impianti già esistenti a fonti rinnovabili che - avendo maturato il diritto a fruire dei certificati verdi – sono beneficiari per il residuo periodo successivo al 2015 di un incentivo sulla produzione netta incentivata. L'erogazione dell'incentivo (da parte del GSE) è subordinata alla decisione favorevole della Commissione europea in esito alla notifica del regime di aiuto.

Entro il 31 dicembre 2018, i produttori interessati devono fornire al MISE gli elementi per la notifica alla Commissione UE del regime di aiuto ai fini della verifica con la disciplina in materia di aiuti di Stato a favore dell'ambiente e dell'energia 2014-2020 (Comunicazione 2014/C 200/01) (commi 149-151 dell'articolo 1).