La documentazione di inizio legislatura - accessibile dalla home page della Camera dei deputati - dà conto delle principali politiche pubbliche e delle attività
svolte dalle Commissioni parlamentari nella XVI legislatura, suddivise in Aree tematiche, a loro volta articolate per Temi e Approfondimenti. L'accesso è disponibile per Commissione ovvero per Area tematica.

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Energia

Nella XVI legislatura la politica energetica dell’Italia, in linea con la politica energetica dell’Unione europea, ha affrontato numerose questioni.

In primo luogo sussiste una problematica relativa alla sicurezza degli approvvigionamenti e alla tutela dell’ambiente, considerata la necessità di ridurre la dipendenza energetica dall’estero del nostro Paese e, al contempo, di contribuire agli obiettivi previsti in ambito UE (riduzione delle emissioni di gas a effetto serra, risparmio di energia tramite una maggiore efficienza energetica, uso delle energie rinnovabili).

Per ridurre la dipendenza energetica dall’estero del nostro Paese, sono stati programmati e adottati interventi volti:

alla diversificazione delle aree di approvvigionamento;

alla predisposizione di terminali di rigassificazione in grado di consentire un approvvigionamento indipendente e diversificato;

allo sviluppo delle interconnessioni e di nuovi collegamenti esterni alla UE;

all'aumento della capacità dei gasdotti interni agli Stati membri e degli stoccaggi.

Con riferimento alla necessità di diversificazione delle fonti energetiche, all'inizio della XVI Legislatura è stata disciplinata la localizzazione nel territorio nazionale di centrali nucleari e dei sistemi di stoccaggio dei rifiuti radioattivi, istituendo l'Agenzia per la sicurezza nucleare. In seguito al referendum tenutosi nei giorni 12 e 13 di luglio si è, poi, decisa l'abrogazione delle norme riguardanti l'energia nucleare e lastrategia energetica nazionale .

E' stata, poi, portata avanti la politica di incentivazione delle fonti rinnovabili , prevedendo svariate misure in tal senso, tra le quali la razionalizzazione dei sistemi di incentivazione e la semplificazione delle procedure autorizzative.

Gli interventi in materia di energia sono stati poi indirizzati anche ad incrementare il grado di concorrenzialità ed efficienza dei mercati energetici , per ottenere dei benefici in termini di riduzione del relativo costo per imprese e famiglie. Difatti, l’Autorità per l’energia, intervenendo in sede parlamentare in merito allo stato di avanzamento in Italia dei processi di liberalizzazione dei due principali mercati energetici, ne ha rilevato il diverso livello di concorrenza, molto maggiore nel settore elettrico rispetto a quello del gas, auspicando il completamento del processo di liberalizzazione in particolare del mercato del gas.

A tal fine sono state introdotte modifiche nell’organizzazione e funzionamento del mercato elettrico per promuoverne la concorrenzialità e garantire un prezzo dell’energia elettrica più basso.

Inoltre, per una maggiore efficienza del settore del gas è stata assegnata in esclusiva al Gestore dei mercati energetici la gestione economica del mercato del gas mentre all’Acquirente Unico è stato attribuito il compito di fornitore di ultima istanza anche in tale settore. Sono stati, poi, rivisti i tetti antitrust ed adottati gli strumenti per l’effettivo trasferimento dei benefìci della maggiore concorrenzialità anche ai clienti finali industriali.

Per recepire le direttive comunitarie relative ai mercati interni, ovvero il c.d. "terzo pacchetto energia", il Governo ha emanato il decreto legislativo 93/2011, con l'obiettivo di aumentare la sicurezza degli approvvigionamenti e la concorrenza nel mercato interno dell’elettricità e del gas, di assicurare un’efficace separazione tra imprese del gas che sono proprietarie e che gestiscono le reti di trasporto e le imprese che utilizzano le stesse reti di trasporto per l’importazione e la vendita di gas, nonché di tutelare maggiormente i consumatori e in particolare i clienti “vulnerabili”.

Ulteriori misure approvate dal legislatore hanno riguardato l’incentivazione del risparmio e dell'efficienza energetica . Innanzitutto, è stata prevista l’elaborazione di un piano straordinario, da trasmettere alla Commissione europea, volto ad accelerare l'attuazione dei programmi per l'efficienza e il risparmio energetico. Si è inoltre intervenuti sui requisiti tecnici e costruttivi degli impianti termici civili, con la finalità dell’adeguamento della normativa nazionale in tema di risparmio energetico a quella comunitaria. Sono state inoltre emanate dal Governo le Linee guida nazionali per la certificazione energetica degli edifici .

Cambiamenti climatici

Nel corso della XVI legislatura, il tema dei cambiamenti climatici è stato affrontato in numerose occasioni dal Parlamento attraverso l'approvazione di atti di indirizzo e nel corso dell'esame "in fase ascendente" di atti europei. Sono state, altresì, approvate talune norme volte, per un verso, alla tutela e alla riduzione delle emissioni di gas serra e, per l'altro, a incentivare i settori della cosiddetta green economy.

Il tema dei cambiamenti climatici è stato dibattuto in numerose occasioni nel corso dell'attività parlamentare della XVI legislatura. Nella prima fase della legislatura, sono stati approvati importanti atti di indirizzo, che hanno impegnato il Governo ad adottare specifiche iniziative in tali ambiti, e documenti in esito all'esame di atti europei concernenti il pacchetto clima energia, il riesame della politica ambientale e più in generale lo sviluppo sostenibile nella prospettiva di un nuovo modello di sviluppo basato sull'utilizzo efficiente delle risorse.

Il pacchetto clima-energia e il documento approvato dalla Commissione ambiente

Il cosiddetto pacchetto clima-energia, di cui fanno parte una serie di misure per una nuova politica energetica, si inserisce nell’azione di politica climatica dell’UE intesa a modificare la struttura del consumo energetico da parte degli Stati membri attraverso misure vincolanti finalizzate a raggiungere i c.d. “obiettivi 20-20-20”, e cioè:

la riduzione almeno del 20%, entro il 2020, delle emissioni di gas serra derivanti dal consumo di energia nell’UE rispetto ai livelli del 1990 (e addirittura del 30% in presenza di analoghi impegni da parte di altri paesi);

l’aumento al 20% della percentuale di energia prodotta da fonti rinnovabili entro il 2020;

il miglioramento del 20% dell’efficienza energetica.

In tale ambito, il documento finale approvato dalla Commissione ambiente della Camera Doc. XVIII, n. 7 ha impegnato il Governo, tra l’altro, a: valorizzare i meccanismi di flessibilità previsti dal pacchetto; garantire un'applicazione quanto più ampia possibile del concetto di carbon leakage (vale a dire dell'esclusione dal pacchetto delle imprese esposte al rischio di spostamento delle emissioni di CO₂ al di fuori dell'Unione europea), soprattutto con riferimento alle imprese di piccola e media dimensione, ovvero a particolari comparti manifatturieri; affermare il carattere non vincolante degli obiettivi intermedi, per lasciare i Paesi liberi di raggiungerli nella maniera più funzionale alla loro struttura produttiva e alle caratteristiche proprie di ogni Stato membro.

Gli atti di indirizzo approvati riguardanti lo sviluppo sostenibile

Successivamente, con la mozione n. 1-00122, approvata nella seduta del 24 febbraio 2009 , la Camera ha impegnato il Governo a realizzare una serie di iniziative per favorire uno sviluppo ambientale sostenibile, intervenendo nei settori della mobilità, dell’edilizia, dell’efficienza energetica, delle fonti rinnovabili e delle politiche sostenibili.

Analoghe finalità sono contenute nella mozione n. 1-00065, approvata nella seduta del 27 novembre 2008, che ha impegnato il Governo ad intraprendere un'azione coordinata in campo ambientale.

Sulla questione dei cambiamenti climatici e delle connesse politiche pubbliche è stata approvata la mozione n. 1-00290 in data 25 novembre 2009 , mentre nella seduta del 12 gennaio 2010 è stata approvata la mozione n. 1-00269, che ha impegnato il Governo a creare un sistema di ricarica dei veicoli - a partire dalle aree urbane - applicabile estensivamente sia nell'ambito del trasporto privato che pubblico.

Nella seduta del 17 marzo 2010 la Camera ha approvato le mozioni n. 1-00342 e n. 1-00346 concernenti misure urgenti per contrastare la crisi economica, impegnando il Governo, tra l'altro, a sostenere incentivandolo il settore della green economy al fine di rilanciare politiche di risparmio energetico utili all'economia del Paese ed alla soluzione dei principali problemi dell'ambiente.

Il riesame della politica ambientale

L'11 dicembre 2009 la Commissione ambiente della Camera ha approvato il documento finale sul Libro bianco in materia di adattamento ai cambiamenti climatici, nonché sul riesame della politica ambientale e della strategia dell'Unione europea per lo sviluppo sostenibile. La Commissione ha sottolineato l’esigenza di promuovere iniziative, anche di carattere normativo, in taluni ambiti che potrebbero contribuire a ridurre le emissioni in maniera efficace e duratura: energia, edilizia, trasporto, ambiente, settore idrico, agricoltura. La Commissione ha inoltre evidenziato la necessità di integrare le politiche ambientali nelle altre politiche comunitarie settoriali ed ha auspicato una maggiore sinergia con la strategia di Lisbona per la crescita e l’occupazione; ha sottolineato l’importanza delle politiche di incentivazione dell’innovazione tecnologica e di prodotto; ha infine auspicato l'introduzione, così come raccomandato a livello europeo, di indicatori di qualità della vita che vadano oltre il PIL.

L'attuazione del Protocollo di Kyoto

Nel corso della legislatura si sono tenute le sessioni annuali delle conferenze delle parti nell'ambito della Convenzione delle Nazioni Unite sui cambiamenti climatici, comunemente conosciute come COP, l'ultima delle quali si è tenuta a Doha (Qatar) dal 26 novembre all'8 dicembre 2012 (per una consultazione dei relativi documenti si veda il sito dell’UNFCCC). 

Le competenti Commissioni parlamentari della Camera e del Senato hanno svolto un'intensa attività conoscitiva sulle tematiche relative ai cambiamenti climatici e all'attuazione del protocollo di Kyoto. In proposito, si segnala che, nel corso dell'audizione del 6 ottobre 2011 presso le Commissioni riunite ambiente e politiche europee della Camera e del Senato il Commissario europeo per l'azione per il clima ha fornito elementi di informazione in ordine alle politiche europee in materia di cambiamenti climatici ponendo l’attenzione sull’importanza di aumentare l’efficienza energetica e diminuire la dipendenza dell’Europa dall’importazione di combustibili fossili.

La Commissione ambiente del Senato ha svolto un ciclo di audizioni nell'ambito dell'indagine conoscitiva sulle problematiche relative alle fonti di energia alternative e rinnovabili, con particolare riferimento alla riduzione delle emissioni in atmosfera e ai mutamenti climatici, anche in vista delle conferenze delle Parti della Convenzione quadro delle Nazioni Unite sui cambiamenti climatici.

La Commissione ambiente della Camera ha svolto un'indagine conoscitiva sulle politiche ambientali in relazione alla produzione di energia da fonti rinnovabili approvando, nella seduta del 23 maggio 2012, il documento conclusivo.

Le Commissioni, inoltre, hanno esaminato i documenti allegati al DEF (Documento di economia e finanza), sullo stato di attuazione degli impegni per la riduzione delle emissioni di gas-serra, in coerenza con gli obblighi internazionali assunti dall'Italia in sede europea e internazionale, e sui relativi indirizzi, predisposti ai sensi dell’art. 2, comma 9, della legge 7 aprile 2011, n. 39. L'ultimo documento esaminato è l'allegato al DEF 2012.

Si rinvia, infine, alla scheda di approfondimento L'attuazione del Protocollo di Kyoto per informazioni più dettagliate con riguardo al Protocollo.

Il Fondo rotativo per l'attuazione del Protocollo di Kyoto

Nel corso della legislatura è divenuto operativo il Fondo rotativo per l'erogazione di finanziamenti a tasso agevolato (a soggetti pubblici o privati) di misure finalizzate all’attuazione del Protocollo di Kyoto, istituito dall’art. 1, commi 1110-1115, della L. n. 296/2006, attraverso la pubblicazione della circolare del 16 febbraio 2012 del Ministero dell'ambiente,  che ha definito le modalità di erogazione dei finanziamenti a tasso agevolato previsti dal Fondo.

Successivamente l'art. 57 del D.L. 83/2012 è intervenuto sulla destinazione delle risorse del Fondo rotativo, per un verso, modificando il novero dei settori in cui operano i soggetti destinatari dei finanziamenti e, per l’altro, disponendo che i finanziamenti siano destinati a progetti che devono prevedere l’assunzione a tempo indeterminato di persone con età non superiore a 35 anni.

Le norme per la tutela e la qualità dell'aria

Il D.Lgs. 128/2010 (cosiddetto terzo correttivo), a seguito della delega contenuta nella legge 69/2009, ha apportato una serie di correzioni ed integrazioni alla parte quinta del D.Lgs. 152/2006 (cd. Codice ambientale), che hanno riguardato la tutela dell'aria e la riduzione delle emissioni in atmosfera. La revisione ha interessato, in via prioritaria, le definizioni, tra le quali la distinzione tra nozione di impianto e nozione di stabilimento, indispensabile per la definizione degli adempimenti che ricadono sui gestori e sull'amministrazione; la definizione delle autorità competenti per il controllo delle piattaforme off-shore e dei terminali di rigassificazione di gas naturale liquefatto off-shore; l’applicazione della disciplina speciale agli impianti termici civili con potenza termica nominale inferiore a 3 MW.

Ulteriori integrazioni al Codice sono contenute nell’art. 34 della L. 99/2009 (e riguardano la parte II dell’allegato IX alla Parte quinta, che tratta dei requisiti tecnici e costruttivi degli impianti termici civili) e sono finalizzate all’adeguamento della normativa nazionale in tema di risparmio energetico a quella europea, in particolare in tema di impianti a condensazione.

Specifiche disposizioni in materia di caratteristiche tecniche e scarichi degli impianti termici civili e siti negli edifici sono, infine, dettate dall’art. 34, commi 52 e 53, del D.L. 179/2012.

Il d.lgs. n. 155 del 2010, di attuazione della direttiva 2008/50/CE relativa alla qualità dell'aria ambiente e per un'aria più pulita in Europa, non si è limitato a recepire la direttiva, ma ha istituito un quadro normativo unitario in materia di valutazione e di gestione della qualità dell'aria ambiente stabilendo anche valori limite e soglie critiche di concentrazione nell’aria di taluni inquinanti. Il D.lgs. n. 155 è stato, da ultimo, modificato dal D.Lgs. 250/2012. 

Si segnala, infine, che le Commissioni VIII e IX della Camera hanno approvato, nella seduta del 15 giugno 2010, la risoluzione n. 8-00074 su alcune misure volte a ridurre l’inquinamento atmosferico anche per rispondere ai rilievi europei in merito al superamento delle concentrazioni in atmosfera di PM10 registrati in alcune zone ricadenti sul territorio nazionale

Ulteriori interventi normativi per la riduzione delle emissioni di gas serra

In attuazione delle direttive facenti parte del pacchetto clima energia, al fine di contribuire alla riduzione delle emissioni di gas-serra, il D.lgs. 162/2011, recependo la direttiva 2009/31/CE, ha definito un quadro di misure per garantire lo stoccaggio geologico permanente di biossido di carbonio (CO₂) in formazioni geologiche profonde (carbon capture and storage).

Il d.lgs. n. 55 del 2011, recante l'attuazione della direttiva 2009/30/CE, ai fini della tutela della salute e dell'ambiente, ha stabilito le specifiche tecniche dei combustibili destinati all'utilizzo nei motori ad accensione comandata e nei motori ad accensione per compressione, nonché un obiettivo di riduzione delle emissioni di gas a effetto serra prodotte durante il ciclo di vita di tali combustibili.  

Il 5 maggio 2012 è entrato in vigore il Dpr 27 gennaio 2012, n. 43, che attua sul territorio nazionale quanto previsto dal regolamento (Ce) n. 842/2006/Ce, al fine di rendere sicuro l'utilizzo di determinati gas a effetto serra fluorurati negli apparecchi e nei prodotti.

Le competenti Commissioni parlamentari della Camera e del Senato hanno esaminato uno schema di decreto legislativo recante sanzioni per la violazione delle disposizioni derivanti dal regolamento (CE) n. 842/2006 su taluni gas fluorurati ad effetto serra (atto del Governo n. 517) esprimendo il parere nella seduta del 19 dicembre (Camera) e nella seduta del 18 dicembre 2012 (Senato).  

Sulla base della delega recata dalla legge comunitaria 2009 (L. 96/2010), le competenti Commissioni parlamentari hanno, infine, esaminato lo schema di decreto legislativo (atto del Governo 528), in attuazione della direttiva 2009/29/CE, che modifica la direttiva 2003/87/CE, al fine di perfezionare ed estendere il sistema comunitario per Io scambio di quote di emissioni dei gas ad effetto serra. Le Commissioni della Camera e del Senato hanno espresso rispettivamente il parere nelle sedute dell'11 febbraio e del 5 febbraio 2013.

Da ultimo, il CIPE nella seduta dell'8 marzo 2013 - secondo quanto si apprende dal comunicato ufficiale - ha approvato il Piano di azione nazionale per la riduzione dei livelli di emissione di gas ad effetto serra.

Le emissioni dei veicoli

Al fine di promuovere veicoli a ridotto impatto ambientale e a basso consumo energetico nel trasporto su strada è stato adottato il d.lgs. n. 24 del 2011 in attuazione della direttiva 2009/33/CE. Il D.Lgs. 30 luglio 2012, n. 125 ha invece recepito la direttiva 2009/126/CE relativa alla fase II del recupero di vapori di benzina durante il rifornimento dei veicoli a motore nelle stazioni di servizio.

Di rilevante importanza, infine, la previsione di una specifica disciplina per favorire la realizzazione di reti infrastrutturali per la ricarica dei veicoli alimentati ad energia elettrica e la sperimentazione e la diffusione di veicoli a basse emissioni complessive, specie nel contesto urbano (Capo IV-bis del D.L. 83/2012).

Approfondimenti

Il pacchetto clima energia

L'attuazione del Protocollo di Kyoto

Dossier pubblicati

Sulle conferenze delle parti

Conferenza delle Nazioni Unite sui cambiamenti climatici - Copenhagen 7-18 dicembre 2009 (09/12/2009)

La strategia UE post-Copenhagen - Comunicazione della Commissione (COM(2010)86) (09/04/2010)

Conferenza delle Nazioni Unite sui cambiamenti climatici - Cancun, Messico 29 novembre - 10 dicembre 2010 (30/11/2010)

Conferenza delle Nazioni Unite sui cambiamenti climatici - Doha, 26 novembre - 7 dicembre 2012 (29/11/2012)

Sugli allegati al Documento di economia e finanza

Documento di economia e finanza 2011 - Commissione Ambiente -Parte seconda Allegati (27/04/2011)

Allegati al Documento di economia e finanza 2012 - Stato di attuazione degli impegni per la riduzione delle emissioni di gas a effetto serra (Parte terza) (24/04/2012)

Sugli ulteriori interventi normativi per la riduzione delle emissioni di gas a effetto serra

Stoccaggio geologico di biossido di carbonio Schema di D.Lgs. n. 367 - Elementi per l'istruttoria legislativa (14/06/2011)

Stoccaggio geologico di biossido di carbonio Schema di D.Lgs. n. 367 - Schede di lettura (14/06/2011)

Specifiche relative a combustibili, controllo gas serra e combustibile per navi adibite a navigazione interna - Schema di D.Lgs. n. 315 - Schede di lettura (17/01/2011)

Violazione delle disposizioni derivanti dal regolamento (CE) n. 842/2006 su taluni gas fluorurati ad effetto serra - Schema di D.Lgs. n. 517 (art. 1, L. 217/2011) - Elementi per l'istruttoria normativa (03/12/2012)

Sul D.L. 83/2012

Le leggi - D.L. 22 giugno 2012, n. 83 "Misure urgenti per la crescita del Paese" convertito in legge, con modificazioni, dalla legge 7 agosto 2012, n. 134 - Schede di lettura (10/10/2012)

Sul D.lgs. 128/2010 (terzo correttivo)

Disposizioni correttive ed integrative del decreto legislativo 3 aprile 2006, n. 152, recante norme in materia ambientale - Schema di D.Lgs. n. 220 (art. 12, L.18 giugno 2009 n.6) - Schede di lettura (03/06/2010)

Disposizioni correttive ed integrative del decreto legislativo 3 aprile 2006, n. 152, recante norme in materia ambientale - Schema di D.Lgs. n. 220 (art. 12, L.18 giugno 2009 n.6) - Testo a fronte (03/06/2010)

Sulle emissioni dei veicoli

Attuazione della direttiva 2009/126/CE relativa alla fase II del recupero di vapori di benzina durante il rifornimento dei veicoli a motore nelle stazioni di servizio Schema di D.Lgs. n. 469 (artt. 14 e 24, comma 1, L. 217/2011) - Elementi per l'istruttoria normativa (31/05/2012)

Sulle ulteriori norme per la tutela e la qualità dell'aria

Qualità aria ambiente e aria pulita in Europa Schema di D.Lgs. n. 224 - Schede di lettura e riferimento normativi (21/06/2010)

Qualità dell'aria ambiente e per un'aria più pulita in Europa - Schema di D.Lgs. n. 502 (03/10/2012)

Documenti e risorse web

United Nations Framework Convention on Climate Change

IPCC - Intergovernmental Panel on Climate Change - mutamento climatico

Ministero dell`Ambiente - Direttiva "Emission Trading"

Joint Research Centre, Trends in global CO2 emissions (2012)

Approfondimento: Il pacchetto clima energia

Il pacchetto clima-energia, entrato in vigore nel giugno 2009 dando seguito alle indicazioni del Consiglio europeo, si inserisce nell’azione di politica climatica dell’UE intesa a modificare la struttura del consumo energetico da parte degli Stati membri attraverso misure vincolanti finalizzate a raggiungere i c.d. “obiettivi 20-20-20”, e cioè:

la riduzione almeno del 20%, entro il 2020, delle emissioni di gas serra derivanti dal consumo di energia nell’UE rispetto ai livelli del 1990 (e addirittura del 30% in presenza di analoghi impegni da parte di altri paesi);

l’aumento al 20% della percentuale di energia prodotta da fonti rinnovabili entro il 2020;

il miglioramento del 20% dell’efficienza energetica.

L'Unione europea si è presentata alla Conferenza di Copenaghen - svolta sotto l’egida dell’ONU tra il 7 e il 18 dicembre 2009  e intesa a istituire per i cambiamenti climatici  un regime globale per il periodo successivo al 2012 - come l’unico attore mondiale ad aver anticipato gli impegni che essa intende assumersi nell’ambito di un regime climatico globale che preveda la significativa corresponsabilizzazione di tutti i paesi sviluppati e di quelli in via di sviluppo, che punti a contenere l’aumento della temperatura su scala mondiale entro 2 °C e che distribuisca in maniera equa gli oneri fra tutti i principali soggetti che intervengono. di Copenaghen

La legislazione adottata assegna a ciascuno Stato membro obiettivi di riduzione delle emissioni di CO2 quantificati e vincolanti. In particolare, l’accordo di compromesso raggiunto dal Consiglio europeo ha consentito l’adozione di un pacchetto di atti normativi (tre direttive e una decisione) riguardanti, rispettivamente la promozione dell’energia da fonti rinnovabili , la definizione dell’ambito di applicazione del sistema comunitario per lo scambio di quote di emissione (Emission Trading System ETS-UE), lo stoccaggio geologico di CO₂, nonché la ripartizione degli sforzi cui ciascuno degli Stati membri deve far fronte affinché l’UE rispetti gli obiettivi di riduzione delle emissioni  per il 2020.

Il compromesso e gli atti normativi che ne sono scaturiti prevedono, tra l’altro, che le imprese esposte a rischio di rilocalizzazione possano ricevere quote gratuite di emissione. I settori interessati sono stati individuati sulla base di parametri atti a valutare l’incidenza dei costi aggiuntivi derivanti dall’applicazione della normativa proposta sulla capacità concorrenziale di uno specifico settore. Per i settori non esposti al rischio di rilocalizzazione dal 2013 è previsto un progressivo aumento delle assegnazioni di quote mediante vendita all’asta.

A tali atti normativi vanno poi aggiunti un regolamento che fissa a 130 g/km a vettura i livelli di emissione di CO₂ delle autovetture nuove entro il 2015, ed una direttiva sugli standard dei combustibili che fissa limiti al tenore di zolfo per il diesel e consente un maggior utilizzo di biocarburanti nella benzina.

Il pacchetto clima-energia e i suoi sviluppi: verso un'economia verde

L’impegno dell’UE a trasformare l’Europa in un’economia dal profilo energetico altamente efficiente e a basse emissioni di CO₂ ha trovato conferma nella strategia “Europa 2020" per una crescita intelligente, sostenibile e inclusiva approvata dal Consiglio europeo del giugno 2010, nella quale l’energia figura tra i settori d’intervento prioritari e in cui risultano integrati gli obiettivi UE fissati dal pacchetto clima-energia per il 2020 - ridurre le emissioni di gas a effetto serra del 20%, aumentare la quota di energie rinnovabili al 20% e migliorare l'efficienza energetica del 20%. “Europa 2020” pone la crescita sostenibile al centro di una visione strategica che, in linea con gli obiettivi UE in materia di cambiamenti climatici, intende trasformare l’Europa nella regione in assoluto più compatibile col clima, proiettata verso un’economia a basse emissioni di carbonio, efficiente in termini di risorse e resiliente sotto il profilo climatico.

In tale contesto la Commissione europea ha definito innanzitutto le priorità energetiche dell’UE per il prossimo decennio nella nuova strategia (COM(2011)639) per un’energia competitiva, sostenibile e sicura, presentata il 10 novembre 2010. energetiche

La questione energetica e i temi ad essa collegati sono stati affrontati dal Consiglio europeo del 4 febbraio 2011 che, nelle sue conclusioni, ha sottolineato l’esigenza di potenziare gli investimenti nel settore dell’efficienza energeticae delle infrastrutture, nonché di promuovere l'innovazione attraverso un approccio strategico e integrato, ribadendo l’urgenza di introdurre nei mercati europei nuove tecnologie a basse emissioni di carbonio e ad elevate prestazioni  senza le quali l'UE non potrà riuscire nel suo intento di decarbonizzare, entro il 2050, i settori maggiormente responsabili delle emissioni di CO2 – elettricità e trasporti. Nella stessa occasione, il Consiglio europeo ha rinviato al 2013 l’eventuale riesame dell’obiettivo del 20% di risparmio energetico e la considerazione di ulteriori misure, se necessarie, ritenendo comunque non giustificata la fissazione di obiettivi aggiuntivi e vincolanti in materia di efficienza energetica.

Entro tale schema e al fine di rendere più facilmente raggiungibile l’obiettivo del 20% di risparmio energetico entro il 2020 il 4 ottobre 2012 il Consiglio ha approvato definitivamente la nuova direttiva sull’efficienza energetica. Il testo approvato, pur senza fissare obiettivi vincolanti per gli Stati membri, prevede la definizione di obiettivi indicativi nazionali di risparmio energetico in tema di ristrutturazione degli edifici pubblici, di piani di risparmio energetico per le imprese pubbliche e audit energetici per tutte le grandi imprese, e fornisce indicazioni per l’individuazione di strumenti di finanziamento delle misure di efficienza energetica. La Commissione ha in più occasioni auspicato che gli Stati membri provvedano a un rapido recepimento prima del termine fissato al 5 giugno 2014.

In secondo luogo, la Commissione ha definito una strategia di ampio respiro che, nel quadro della strategia Europa 2020, stimoli i soggetti economici e industriali operanti nel mercato interno dell’UE a investire nell’innovazione tecnologica con l’obiettivo di ridurre le emissioni di carbonio e di utilizzare in maniera efficiente energia e risorse. Tale strategia si compone di un insieme di iniziative faro intese a:

creare un contesto adatto alla competitività dell’innovazione nelle imprese su scala mondiale rimuovendo le barriere che impediscono alle idee innovative di raggiungere il mercato, coinvolgendo il settore privato, migliorando l’accesso ai finanziamenti, promuovendo un maggior coordinamento della ricerca. I cambiamenti climatici e la sicurezza dell'approvvigionamento energetico figurano tra i settori prioritari d’intervento;

rafforzare la competitività dell’industria europea nel contesto più generale della promozione di un'economia più efficiente e a minor consumo di carbonio, attraverso un approccio coordinato che superi il concetto di settori e attività industriali nazionali. Il successivo piano d'azione fissa l’obiettivo di aumentare entro il 2020 al 20% il contributo dell’industria al PIL dell’UE rispetto all’attuale 15,6%;

definire un quadro strategico basato sull’uso efficiente delle risorse quale principio guida trasversale a diversi settori delle politiche europee - energia, clima, trasporti, industria, servizi, agricoltura, pesca, biodiversità e sviluppo regionale - con l’obiettivo a lungo termine di ridurre le emissioni di gas serra nell’UE dall'80 al 95% entro il 2050. La strategia è completata dalla tabella di marcia per l'uso efficiente delle risorse con la quale si propone un piano per la competitività e la crescita economica fondato su una più razionale gestione e sull'uso di tutti i materiali e risorse naturali nel corso del loro ciclo di vita - dall'estrazione al trasporto, dalla trasformazione al consumo, allo smaltimento dei rifiuti. Il percorso prospetta un ampio ricorso a strumenti basati sul mercato e appropriate interconnessioni tra differenti settori e diversi livelli politici;

una tabella di marcia verso un'economia competitiva a basse emissioni di carbonio nel 2050 che rappresenta un’ulteriore contributo all’analisi delle modalità per  raggiungere, in maniera economicamente sostenibile, l’obiettivo di riduzione di CO2 dell’80-95%. L'analisi dei vari scenari individua un'opzione efficace in termini di costi nel realizzare riduzioni interne delle emissioni,rispetto ai livelli del 1990, del 25% nel 2020, del 40% entro il 2030 e del 60%entro il 2040.

Nel contesto fin qui descritto, la dimensione climatica rappresenta, a livello sia europeo sia nazionale, un’opzione strategica da  includere in tutte le politiche atte a promuovere l'ecoinnovazione, i prodotti e i sistemi efficienti sotto il profilo energetico. Va ricordato infine che l’UE è tuttora impegnata nella valutazione della fattibilità di un aumento del tasso di riduzione delle emissioni di CO2 al 30% entro il 2020, nel quadro di un accordo globale e completo per il periodo successivo al 2012, in presenza di analoghi impegni di riduzione da parte degli altri Paesi sviluppati.

Il passaggio ad un’economia verde è affrontato dalla Commissione europea anche nel contesto dello sviluppo sostenibile globale per il quale la Commissione propone di: investire in risorse chiave e nel capitale naturale (ad esempio, risorse idriche, energie rinnovabili, risorse marine, biodiversità e servizi ecosistemici, agricoltura sostenibile, foreste, rifiuti e riciclaggio); combinare strumenti normativi e di mercato; migliorare la governance e incoraggiare la partecipazione del settore privato. In una risoluzione del 29 settembre 2011 il Parlamento europeo si è unito alla richiesta di una Roadmap globale per un’economia verde che definisca target “responsabili”, comprensivi di obiettivi globali sull'energia rinnovabile e l'efficienza energetica, nonché l’interruzione entro il 2020 di tutte le forme di incentivo che provocano danni all'ambiente.

Il sistema UE-ETS

La creazione di un mercato mondiale del carbonio basato sul sistema europeo per lo scambio delle quote di emissione (EU-ETS) è uno degli obiettivi prioritari della strategia climatica dell’UE. Il sistema di scambio di quote di emissione è disegnato per consentire alle imprese partecipanti di acquistare o vendere quote di emissione in maniera tale che i tagli delle emissioni possano essere raggiunti in maniera efficiente in termini di costi. La direttiva 2009/29/CE, contenuta nel pacchetto clima-energia, perfeziona il  sistema UE-ETS  e lo estende a tutte le grandi fonti industriali di emissioni, ad esempio le centrali elettriche. I paesi aderenti possono scambiare le rispettive quote nell'ambito di un contingente globale fissato a livello europeo. La nuova direttiva, in particolare, prevede un sistema di aste, dal 2013, per l'acquisto delle quote di emissione, i cui introiti andranno a finanziare misure di riduzione delle emissioni e di adattamento al cambiamento climatico. Viene altresì previsto che il quantitativo comunitario di quote rilasciate ogni anno a decorrere dal 2013 diminuisca in maniera lineare, a partire dall’anno intermedio del periodo 2008-2012, di un fattore pari all’1,74% rispetto al quantitativo medio annuo totale di quote rilasciate dagli Stati membri conformemente alle decisioni della Commissione sui loro piani nazionali di assegnazione per il periodo 2008-2012. Secondo la Commissione, tale impegno dovrebbe tradursi, entro il 2020, in una riduzione complessiva delle emissioni di CO2 del 21% a livello dell'UE rispetto al 2005. A partire dal 2020, i permessi nei settori non esposti al rischio di rilocalizzazione delle emissioni di carbonio saranno messi gradualmente all’asta - 70% delle quote nel 2020, fino al 100% nel 2027 - con eccezione del settore dell’energia elettrica, per il quale si prevede che già nel 2020 la percentuale di quote da mettere all’asta sia pari al 100%. Ai settori esposti a rischio elevato di rilocalizzazione verrà invece assegnato il 100% delle quote gratuite, tenendo conto del parametro di riferimento della migliore tecnologia disponibile.

Il 27 aprile 2011 la Commissione europea ha adottato una decisione che stabilisce  i criteri attraverso i quali, dal 2013, gli Stati membri potranno calcolare il numero di quote di emissione da assegnare gratuitamente agli impianti presenti nel proprio territorio che soddisfano le condizioni previste dalla direttiva 2003/87/CE (direttiva ETS), con particolare riferimento ai settori ritenuti esposti alla concorrenza dei paesi terzi con conseguente rischio elevato di rilocalizzazione delle emissioni di carbonio.

Il 15 maggio 2012 la Commissione ha reso noto che nel 2011 le emissioni verificate di gas serra provenienti da tali impianti sono scese a 1889 miliardi di tonnellate di CO2 equivalente, con un calo di oltre il 2 per cento rispetto al 2010, restando ben al di sotto del tetto di 2,081 miliardi l'anno fissato per l'UE per il periodo 2008-2012. I dati evidenziano altresì che le quote di scambio inutilizzate sono in aumento. Al fine di ridurre il numero di quote messo all'asta la Commissione sta pertanto riesaminando il profilo temporale delle aste relative al terzo periodo di scambio, che è iniziato il 1° gennaio 2013 e termina nel 2020.

Il 22 maggio 2012 la Commissione europea ha approvato una comunicazione (C(2012)3230) relativa agli orientamenti sulla concessione, a partire dal 1° gennaio 2013, di aiuti di Stato nel quadro dell’attuazione del sistema UE-ETS per lo scambio di quote di emissione dei gas a effetto serra (di cui alla direttiva 2009/29/CE approvata nel quadro del pacchetto 20-20-20). Il documento considera compatibili con le norme per la concorrenza: aiuti per compensare l'incremento dei prezzi dell'energia elettrica derivante dall'integrazione dei costi delle emissioni di gas serra in applicazione dell'UE-ETS (c.d. "costi delle emissioni indirette": intensità di aiuto massima dell’85% fino al 2015; 80% fino al 2017, 75% fino al 2020); aiuti all'investimento a favore di centrali elettriche ad elevata efficienza - comprese le nuove centrali elettriche predisposte per la cattura e lo stoccaggio geologico di CO2 (CCS) in modo ambientalmente sicuro (15% fino al 2020); aiuti connessi all’opzione di assegnazione di quote a titolo gratuito per un periodo transitorio ai fini dell’ammodernamento della produzione di energia elettrica  (100% fino al 2020);  esclusione di alcuni impianti di piccole dimensioni e degli ospedali dall'ETS-UE, se la riduzione delle emissioni di gas serra può essere ottenuta fuori dal quadro di tale sistema con costi amministrativi inferiori.

Il 25 luglio 2012 la Commissione europea ha presentato una proposta di decisione) che consentirebbe di ricalendarizzare la terza fase di scambio (2013-2020) prevista dal sistema UE-ETS (direttiva 2003/87/CE), e di ridurre il volume di permessi di emissione di carbonio in vendita nel triennio 2013-2015. Tale proposta intende affrontare il problema dell’accumulo eccessivo di quote di emissione dovuto alla recessione economica, che potrebbe avere in futuro un impatto negativo sul costo del carbonio e dunque sul funzionamento del sistema UE_ETS.

Il 14 novembre 2012 la Commissione ha presentato una (relazione) sulla situazione del mercato europeo del carbonio nella quale prende atto di alcuni squilibri tra domanda e offerta determinatisi nel breve periodo e, al fine di evitare ripercussioni negative a lungo termine, propone di modificare il calendario delle aste e di avviare un processo consultivo per individuare le soluzioni strutturali che possano incidere in modo più profondo e duraturo sull’equilibrio tra la domanda e l’offerta.

L’inclusione del trasporto aereo

Il nuovo sistema ETS prevede il progressivo inserimento del settore del trasporto aereo. Il 26 settembre 2011 la Commissione europea ha resi noti i valori di riferimento che saranno utilizzati per assegnare annualmente a titolo gratuito, fino al 2020, le quote di emissione di gas ad effetto serra alle compagnie aeree. L’assegnazione delle quote dovrebbe essere effettuata da ogni singolo Stato membro in base alle tonnellate di CO2 per chilometro registrate da ogni vettore aereo nel 2010. In precedenza, la Commissione ha presentato una proposta di regolamento che fissa le norme procedurali per la messa all’asta di 120 milioni di quote di emissione nel 2012, in vista dell’avvio nel 2013 della terza fase del sistema UE-ETS, che dovrebbe estendere il campo d’applicazione del sistema dal 40 al 43 % delle emissioni totali europee di gas a effetto serra.

Il 20 novembre 2012 la Commissione ha presentato una proposta di decisione che, nell’ambito del sistema di scambio delle quote di emissioni (ETS) dell’Unione europea, sospende fino al 1° gennaio 2014 l’applicazione degli obblighi previsti per le compagnie aeree non europee in relazione ai voli in arrivo e in partenza dall’Europa. Si ricorda che la legislazione europea per le emissioni (UE-ETS), duramente contestata dalle compagnie aeree americane, canadesi, cinesi e russe, è entrata in vigore il 1° gennaio 2012 e, da aprile 2013, prevede pagamenti per le emissioni dei voli da/per l'Europa delle compagnie aeree non europee.

Approfondimento: L'attuazione del Protocollo di Kyoto

Il Protocollo di Kyoto e il periodo successivo al 2012

Gli impegni al 2012

Con il termine “Protocollo di Kyoto” si intende l’accordo internazionale sottoscritto il 7 dicembre 1997 da oltre 160 paesi partecipanti alla terza sessione della Conferenza delle Parti della Convenzione sui cambiamenti climatici (UNFCCC ). Oggetto del Protocollo è uno degli aspetti del cambiamento climatico: la riduzione, attraverso un’azione concordata a livello internazionale, delle emissioni di gas serra.

Obiettivo del Protocollo è la riduzione delle emissioni globali di sei gas, ritenuti responsabili di una delle cause del riscaldamento del pianeta, primo tra tutti l’anidride carbonica (CO₂). Gli altri gas interessati sono il metano (CH₄), l’ossido di azoto (N₂O), l’esafluoruro di zolfo (SF₆), gli idrofluorocarburi (HFCs) e i perfluorocarburi (PFCs).

Il Protocollo di Kyoto ha impegnato i Paesi industrializzati ed i Paesi con economia in transizione a ridurre del 5,2%, rispetto ai livelli del 1990, le emissioni di gas in grado di alterare l’effetto serra del Pianeta entro il 2012.

Il protocollo di Kyoto non ha previsto infatti vincoli alle emissioni per tutti i paesi firmatari (oltre 160), ma solo per quelli compresi nell’elenco riportato nell’Annex I: una lista di 39 paesi che include i paesi OCSE e quelli con economie in transizione verso il mercato. Tale scelta è stata operata in attuazione del principio di “responsabilità comune ma differenziata” secondo il quale, nel controllo delle emissioni, i paesi industrializzati si fanno carico di maggiori responsabilità, in considerazione dei bisogni di sviluppo economico dei Paesi in via di sviluppo (PVS).

L'onere di riduzione delle emissioni è stato ripartito fra i Paesi dell’Annex I in maniera non uniforme, in considerazione del grado di sviluppo industriale, del reddito e dei livelli di efficienza energetica. In particolare per l’UE è stata prevista, nell’ambito degli obiettivi di riduzione del Protocollo, un taglio delle emissioni dell’8%, a sua volta ripartito tra gli Stati membri dell’Unione (che ha provveduto a ratificare il Protocollo in data 31 maggio 2002) con la decisione politica nota come accordo sulla ripartizione degli oneri (raggiunto nel Consiglio Ambiente del 16-17 giugno 1998), che ha fissato per l'Italia un obiettivo di riduzione del 6,5%.

Gli impegni generali previsti dal Protocollo sono:

il miglioramento dell’efficienza energetica;

la correzione delle imperfezioni del mercato (attraverso incentivi fiscali e sussidi);

la promozione dell’agricoltura sostenibile;

la riduzione delle emissioni nel settore dei trasporti;

l’informazione a tutte le altre Parti sulle azioni intraprese (c.d. “comunicazioni nazionali”).

Per garantire un’attuazione flessibile del Protocollo e una riduzione di costi gravanti complessivamente sui sistemi economici dei paesi soggetti al vincolo sono stati introdotti i seguenti meccanismi flessibili:

l’emission trading(commercio dei diritti di emissione), previsto dall’art. 3 del Protocollo, in base al quale i paesi soggetti al vincolo che riescano ad ottenere un surplus nella riduzione delle emissioni possono “vendere” tale surplus ad altri paesi soggetti a vincolo che - al contrario - non riescano a raggiungere gli obiettivi assegnati;

la joint implementation (attuazione congiunta degli obblighi individuali), prevista dall’art. 6 del Protocollo, secondo cui gruppi di paesi soggetti a vincolo, fra quelli indicati dall’Annex I, possono collaborare per raggiungere gli obiettivi fissati accordandosi su una diversa distribuzione degli obblighi rispetto a quanto sancito dal Protocollo, purchè venga rispettato l'obbligo complessivo. A tal fine essi possono trasferire a, o acquistare da, ogni altro Paese “emission reduction units” (ERUs) realizzate attraverso specifici progetti di riduzione delle emissioni;

i clean development mechanisms (meccanismi per lo sviluppo pulito), previsti dall’art. 12 del Protocollo, il cui fine è quello di fornire assistenza alle Parti non incluse nell’Annex I negli sforzi per la riduzione delle emissioni. I privati o i governi dei paesi dell’Annex I che forniscono tale assistenza possono ottenere, in cambio dei risultati raggiunti nei paesi in via di sviluppo grazie ai progetti, “certified emission reductions” (CERs) il cui ammontare viene calcolato ai fini del raggiungimento del target.

Il protocollo è diventato vincolante a livello internazionale il 16 febbraio 2005 in seguito al deposito dello strumento di ratifica da parte della Russia.

Si ricorda, infatti, che l’art. 24 del Protocollo ne ha previsto l’entrata in vigore 90 giorni dopo la ratifica da parte di almeno 55 paesi firmatari della Convenzione, comprendenti un numero di paesi dell’Annex I a cui sia riferibile almeno il 55% delle emissioni calcolate al 1990. Si fa presente, inoltre, che gli Stati Uniti, che rappresentano, da soli, oltre un terzo delle emissioni dei Paesi industrializzati, non hanno aderito al Protocollo.

Il post-Kyoto

Nel corso della 18a conferenza delle Parti dell'UNFCCC (COP 18) e dell'8a conferenza delle Parti che funge da riunione delle Parti del protocollo di Kyoto (COP/MOP 8), tenutasi a Doha (Qatar) dal 26 novembre all'8 dicembre 2012, l'impegno per la prosecuzione oltre il 2012 delle misure previste dal Protocollo è stato assunto solamente da un gruppo di Paesi (tra i quali Unione Europea, Australia, Svizzera e Norvegia), che rappresentano appena il 15% circa delle emissioni globali di gas-serra. I 200 paesi partecipanti hanno invece lanciato, a partire dal 1° gennaio 2013, un percorso finalizzato al raggiungimento, entro il 2015, di un nuovo accordo che dovrà entrare in vigore nel 2020.

La ratifica dell'Italia e le conseguenti misure di attuazione

La ratifica del protocollo di Kyoto da parte dell'Italia è avvenuta con la legge 120/2002, la quale reca anche una serie di disposizioni finalizzate al raggiungimento degli obiettivi di riduzione delle emissioni di gas serra.

Per il finanziamento delle misure finalizzate al contenimento ed alla riduzione delle emissioni di gas-serra nel corso della XV legislatura è intervenuto l’art. 1, commi 1110-1115, della L. 296/2006 (finanziaria 2007), che ha istituito presso la Cassa depositi e prestiti S.p.A., un Fondo rotativo per l'erogazione di finanziamenti a tasso agevolato (a soggetti pubblici o privati) di misure finalizzate all’attuazione del Protocollo di Kyoto, con una dotazione di 200 milioni di euro per ciascuno degli anni del triennio 2007-2009.

Tale norma è stata attuata solo nel corso della XVI legislatura con il D.M. ambiente 25 novembre 2008. Per l'effettiva operatività del fondo, però, si è dovuta attendere la pubblicazione della circolare del 16 febbraio 2012 del Ministero dell'ambiente,  recante le modalità di erogazione dei finanziamenti a tasso agevolato previsti dal Fondo, avvenuta nella G.U. n. 51 del 1-3-2012, S.O.

Successivamente l'art. 57 del D.L. 83/2012 (convertito dalla L. 134/2012) è intervenuto sulla destinazione delle risorse del Fondo rotativo, per un verso, modificando il novero dei settori in cui operano i soggetti destinatari dei finanziamenti e, per l’altro, prevedendo che i finanziamenti siano destinati a progetti che devono prevedere l’assunzione a tempo indeterminato di persone con età non superiore a 35 anni.

Una parte delle risorse del Fondo è stata successivamente destinata, dall'art. 1, comma 8, del D.L. 129/2012, per un importo massimo di 70 milioni di euro, agli interventi di riqualificazione e di ambientalizzazione compresi nell’area del Sito di interesse nazionale (SIN) di Taranto.

In attuazione del citato art. 57 del D.L. 83/2012 è stata emanata la circolare 18 gennaio 2013, n. 5505 del Ministero dell'ambiente, da cui risulta la seguente ripartizione in plafond delle risorse del Fondo: 380 milioni di euro destinati ad imprese, 10 milioni a progetti di investimento proposti da s.r.l. semplificata (S.r.l.s.) e 70 milioni di euro riservati, nel rispetto del citato D.L. 129/2012, al finanziamento di interventi di ambientalizzazione e riqualificazione ricompresi nel SIN di Taranto.

Ulteriori misure connesse all'attuazione del Protocollo sono state previste in numerosi provvedimenti normativi, che hanno riguardato principalmente l’incentivazione delle energie rinnovabili e la promozione della efficienza e del risparmio energetici. Nonostante gli sforzi intrapresi, però, l’incertezza sulle possibilità di riuscire a raggiungere gli obiettivi di riduzione delle emissioni di gas-serra previsti dal Protocollo di Kyoto ha reso necessaria una maggiore attenzione sul problema (sollecitata anche dalla Corte dei conti, con la Delibera 1/2009/G del 5 marzo 2009), che si è concretizzata, tra l'altro, mediante la previsione, all’art. 2, comma 9, della legge 7 aprile 2011, n. 39, dell'obbligo di presentare, in allegato al DEF (Documento di economia e finanza), un documento, predisposto dal Ministro dell'ambiente sentiti gli altri Ministri interessati, sullo stato di attuazione degli impegni per la riduzione delle emissioni di gas-serra, in coerenza con gli obblighi internazionali assunti dall'Italia in sede europea e internazionale, e sui relativi indirizzi.

L’allegato al DEF 2012 presenta la situazione delle emissioni di gas serra al 2011 e le stime preliminari per il 2012 indicando le azioni da intraprendere per colmare il gap che separa l’Italia dal raggiungimento dell’obiettivo di Kyoto.Lo stesso documento contiene inoltre una valutazione degli scenari delle emissioni con orizzonte temporale al 2020 idonei al raggiungimento dell’obiettivo previsto per i settori “non ETS” dalla Decisione 406/2009 del 23 aprile 2009 (c.d. effort sharing, vedi infra) e indica le azioni da attuare prioritariamente per porre il Paese sul giusto percorso rispetto a tale obiettivo. Nel documento viene sottolineato che il gap medio annuo nel periodo 2008-2012 è quantificato in circa 25 MtCO2eq.

Il documento sottolinea inoltre che, poichè il contributo emissivo dei settori ETS al totale nazionale può essere considerato invariabile, sarà pertanto necessario focalizzare gli interventi sulle emissioni dei settori non ETS (per i quali l’Italia deve conseguire, in base alla decisione effort sharing, l’obiettivo al 2020 di riduzione del 13% rispetto ai livelli del 2005).

Da ultimo, il CIPE nella seduta dell'8 marzo 2013 - secondo quanto si apprende dal comunicato ufficiale - ha approvato il Piano di azione nazionale per la riduzione dei livelli di emissione di gas ad effetto serra.

Lo scambio delle quote d'emissione

La direttiva emission trading 2003/87/CE

Con l’emanazione della direttiva 2003/87/CE del Parlamento europeo e del Consiglio del 13 ottobre 2003 che istituisce un sistema per lo scambio di quote di emissioni dei gas a effetto serra nella Comunità - denominato Emission Trading System (ETS) - al fine di promuovere la riduzione di dette emissioni secondo criteri di efficacia dei costi ed efficienza economica, l’Unione europea ha anticipato la piena entrata in vigore dell'emission trading, prevista a livello internazionale solo dal 2008. Tale direttiva ha infatti previsto l’istituzione di un mercato delle emissioni su scala europea già a partire dal 2005 da affiancare all’emission trading previsto su scala globale dal Protocollo.

Tale direttiva è stata successivamente integrata dalla direttiva 2004/101/CE (cd. direttiva linking), che ha riconosciuto i meccanismi flessibili del Protocollo di Kyoto (Joint Implementation e Clean Development Mechanism) all’interno dell’ETS, stabilendo la validità dei crediti di emissione (ottenuti grazie all’attuazione di tali progetti) per rispondere agli obblighi di riduzione delle emissioni.

Tali direttive sono state recepite nell’ordinamento italiano con il D.Lgs. 216/2006, che è stato modificato, nel corso della XVI legislatura, dall’art. 4, comma 9-sexies, del D.L. 97/2008 (convertito dalla legge 129/2008), dall'art. 27, comma 47, della legge 99/2009, nonchè dall'art. 4, comma 1, del D.L. 135/2009, che hanno apportato modifiche volte a razionalizzare la collocazione amministrativa, le funzioni e la governance del Comitato nazionale per la gestione della direttiva 2003/87/CE, istituito presso il Ministero dell'ambiente.

Con il D.Lgs. 30 dicembre 2010, n. 257 è stata recepita la direttiva 2008/101/CE che ha modificato la direttiva 2003/87/CE al fine dell'inclusione delle attività di trasporto aereo nell’ETS. Tale decreto:

ha introdotto, nel testo del D.Lgs. n. 216, specifiche disposizioni per l’assegnazione gratuita o tramite asta delle quote di emissione al settore aereo, recependo in tal modo il dettato del 4° considerando della direttiva 2008/101/CE;

ha modificato, integrandole, le disposizioni vigenti del D.Lgs. n. 216, al fine di estendere le norme già previste per gli impianti fissi anche al settore aereo, sia attraverso recepimenti puntuali del testo della direttiva 2008/101/CE, sia attuando quanto auspicato nel 31° considerando della direttiva 2008/101/CE, secondo cui le disposizioni del sistema comunitario in materia di monitoraggio, comunicazione e verifica delle emissioni e di sanzioni applicabili ai gestori dovrebbero applicarsi anche agli operatori aerei.

La nuova direttiva ETS

La direttiva 2009/29/CE del Parlamento europeo e del Consiglio concerne la revisione del sistema europeo di scambio delle quote di emissione di gas a effetto serra (Emission Trading System - ETS) per il periodo successivo al 2012. A tal fine essa ha modificato la direttiva 2003/87/CE (recepita nell’ordinamento nazionale con il D.Lgs. 216/2006) allo scopo di perfezionare ed estendere il sistema europeo per lo scambio di quote di emissione di gas a effetto serra nel nuovo orizzonte temporale.

Secondo quanto indicato nel 5° considerando della direttiva “per ottemperare in maniera economicamente efficiente all’impegno di abbattere le emissioni di gas a effetto serra della Comunità di almeno il 20% rispetto ai livelli del 1990, le quote di emissione assegnate a tali impianti dovrebbero essere, nel 2020, inferiori del 21% rispetto ai livelli di emissione registrati per detti impianti nel 2005”. Al fine di raggiungere tali ambiziosi obiettivi, la nuova direttiva ha modificato significativamente il sistema ETS delineato dalla precedente direttiva 2003/87/CE.

Di seguito si illustrano le principali novità introdotte dalla direttiva 2009/29/CE, facendo riferimento alla numerazione degli articoli della direttiva 2003/87/CE, che viene novellata dall’articolo 1 della direttiva 2009/29/CE.

La direttiva interviene innanzitutto sul campo di applicazione (art. 2) definendolo in maniera più puntuale per quanto riguarda gli impianti di combustione ed estendendo il sistema ad altri gas diversi dalla CO₂.

La direttiva ha altresì previsto la possibilità di escludere i piccoli impianti (ossia gli impianti con emissioni annue inferiori a 25.000 t di CO₂ e, laddove sono svolte attività di combustione, con potenza termica nominale inferiore ai 35 MW), purché le emissioni di tali impianti siano regolamentate con misure che comportano una riduzione "equivalente" a quella che sarebbe stata loro imposta se fossero rimasti all'interno dell'ETS. E’ stata, altresì, introdotta la possibilità di stabilire regole semplificate per il monitoraggio, la rendicontazione e la verifica a favore degli impianti caratterizzati, nel periodo 2008-2010, da emissioni inferiori alle 5.000 t annue di CO₂ (art. 27).

Sul metodo di assegnazione delle quote (artt. da 10 a 10-quater), la nuova direttiva prevede che le quote vengano assegnate mediante asta. Più precisamente, per gli impianti di produzione di elettricità, gli impianti per la cattura di CO₂, le condutture per il trasporto di CO₂ o i siti di stoccaggio di CO₂ l'assegnazione sarà totalmente a titolo oneroso (“full auctioning”), ad eccezione del teleriscaldamento e della cogenerazione ad alto rendimento definita dalla direttiva 2004/8/CE in caso di domanda economicamente giustificabile, rispetto alla generazione di energia termica o frigorifera.

Per gli impianti per i quali è contemplata l'assegnazione gratuita di quote, l'art. 10-bis, comma 11, della direttiva prevede una transizione graduale verso il "full auctioning"; in particolare, il primo anno sarà assegnato gratuitamente l'80% delle quote spettanti, mentre negli anni successivi la percentuale di assegnazione gratuita sarà ridotta linearmente fino ad arrivare al 30% nel 2020 (il che implica un'assegnazione gratuita, come media del periodo, pari al 55% delle quote spettanti).

Per la gestione delle aste la direttiva prevede che avverrà a livello nazionale con regole armonizzate definite con uno specifico regolamento europeo. Viene altresì disciplinato il meccanismo di ripartizione tra gli Stati membri della quantità totale di quote da mettere all'asta. Per i proventi derivanti dalle aste è poi previsto che vengano destinati ad interventi di mitigazione per favorire gli adattamenti ai cambiamenti climatici.

Il recepimento della direttiva 2009/29/CE

Sulla base della delega recata dalla legge comunitaria 2009 (L. 96/2010), le competenti Commissioni parlamentari hanno esaminato lo schema di decreto legislativo (atto del Governo 528), che, da un lato, recepisce nell'ordinamento nazionale le modifiche apportate dalla direttiva 2009/29/CE alla precedente direttiva ETS, dall'altro provvede ad abrogare il D.Lgs. 216/2006 riproducendone, nel contempo, le disposizioni non modificate dalla direttiva 2009/29/CE.
Le Commissioni della Camera e del Senato hanno espresso rispettivamente il parere nelle sedute dell'11 febbraio e del 5 febbraio 2013.

La decisione "effort sharing"

Si ricorda, infine, che per i settori non regolati dalla direttiva 2009/29/CE (cosiddetti settori "non ETS" identificabili approssimativamente con i settori agricolo, trasporti e civile), la decisione del Parlamento Europeo e del Consiglio n. 406/2009 del 23 aprile 2009 (Decisione concernente gli sforzi degli Stati membri per ridurre le emissioni dei gas a effetto serra al fine di adempiere agli impegni della Comunità in materia di riduzione delle emissioni di gas a effetto serra entro il 2020 - cd. Decisione “effort sharing”) stabilisce, per ogni Stato Membro della UE, obiettivi obbligatori di riduzione delle emissioni di gas ad effetto serra. Per l’Italia l’obiettivo di riduzione è del 13%, rispetto ai livelli del 2005, da raggiungere entro il 2020.

Dossier pubblicati

Conferenza delle Nazioni Unite sui cambiamenti climatici - Doha, 26 novembre 2012 (28/11/2012)

Attuazione della dir. 2009/29/CE che modifica la dir. 2003/87/CE al fine di perfezionare ed estendere il sistema comunitario per lo scambio di quote di emissione di gas a effetto serra -Schema di D.Lgs. n. 528 (21/01/2013)

Strategia energetica nazionale

Nel 2008, con l'articolo 7 del decreto-legge n. 112, il legislatore ha introdotto nell'ordinamento l'istituto della "Strategia energetica nazionale" quale strumento di indirizzo e programmazione della politica energetica nazionale. Al centro di questo istituto era originariamente prevista la attivazione di una nuova politica per l'energia nucleare. Il decreto-legge 34/2011 ha dettato una nuova formulazione che manteneva l'istituto della "Strategia energetica" senza però riferimento al nucleare; anche questa nuova formulazione è stata abrogata dal referendum del 12 e 13 giugno 2011 (abrograzione resa esecutiva con D.P.R. n. 114/2011). Rimangono naturalmente nell'ordinamento una serie di disposizioni concernenti piani su singoli settori dell'energia (gas, elettricità, rinnovabili, ecc., escluso il nucleare) e relative infrastrutture.

L’ordinamento italiano prevede, anche in correlazione con apposite indicazioni di direttive e regolamenti europei, diversi strumenti di pianificazione/indirizzo in materia energetica.

Si fa riferimento, in particolare, ai seguenti:

gli Scenari decennali relativi allo sviluppo dei mercati del gas naturale e dell’energia elettrica, che il Ministero dello Sviluppo economico è tenuto a predisporre, previa consultazione delle regioni e della parti interessate e ad aggiornare ogni biennio (art. 1 del D.Lgs. 93/2011);

il Piano degli impianti e infrastrutture energetiche necessari a conseguire gli obiettivi della politica energetica nazionale (dell’art. 3 del D.Lgs. 93/2011);

il Piano di azione preventivo e il Piano di emergenza e monitoraggio della sicurezza degli approvvigionamenti di gas naturale (Regolamento 2010/994/CE e ora anche l’art. 8, comma 1, del D.Lgs. 93/2011);

il Piano decennale per lo sviluppo della Rete gas Predisposto dai Gestori della Rete gas secondo modalità definite con decreto del Ministro delle Sviluppo economico, sentite la Conferenza Stato-Regioni e l’Autorità per l’energia (cfr. l’art. 16 del D.Lgs. 93/2011);

il Piano di sviluppo della Rete elettrica nazionale di trasmissione (predisposto ai sensi dell’art. 17, comma 3, del D.Lgs. 28/2011);

il Piano di azione nazionale per le energie rinnovabili predsposto in attuazione della Direttiva 2009/28/CE (si veda ora anche l’art. 3, comma 1, del D.Lgs. 93/2011);

il Piano di azione per l’Efficienza energetica predisposto in attuazione della Direttiva 2006/32/CE (si veda ora anche l’art. 3, comma 1, del D.Lgs. 93/2011).

Oltre a questi “piani di settore” il nostro ordinamento ha conosciuto, nel periodo 2008-2010, anche un istituto di indirizzo generale in materia di energia, denominato “Strategia energetica nazionale”.

Più in dettaglio, si ricorda che l’art. 7 del decreto-legge 112/2008 (A.C. 1386), aveva attribuito al Governo il compito di definire una “Strategia energetica nazionale” (SEN) intesa quale strumento di indirizzo e programmazione a carattere generale della politica energetica nazionale, cui pervenire a seguito di una Conferenza nazionale dell’energia e dell’ambiente.

Lo scopo era di indicare le priorità per il breve ed il lungo periodo per conseguire, anche attraverso meccanismi di mercato, gli obiettivi della diversificazione delle fonti di energia e delle aree di approvvigionamento, del potenziamento della dotazione infrastrutturale, della promozione delle fonti rinnovabili e dell’efficienza energetica, della realizzazione nel territorio nazionale di impianti di produzione di energia nucleare, del potenziamento della ricerca nel settore energetico e della sostenibilità ambientale nella produzione e negli usi dell'energia.

La originaria versione della norma sulla “Strategia energetica nazionale” del 2008 menzionava espressamente, tra le diverse fonti di energia su cui puntare, anche l’energia nucleare, il cui sviluppo è stato poi disciplinato dalla legge-delega 99/2009 e dal decreto legislativo 31/2010. Tuttavia tre anni dopo vi è stato un mutamento di orientamento del Governo, anche a seguito dell’incidente giapponese di Fukushima, e il decreto-legge 34/2011 (A.C. 4307) ha abrogato tutte le norme del 2008-2010 in materia di energia nucleare, mentre a sua volta l’articolo 5, comma 8 ha dettato una nuova formulazione della norma sulla “Strategia energetica nazionale”, depurata da riferimenti all’energia nucleare.

La riformulazione della norma sulla “Strategia energetica nazionale” (SEN) dettata dalla legge del 2010 era del seguente tenore: "Entro dodici mesi dalla data di entrata in vigore della legge di conversione del presente decreto il Consiglio dei Ministri, su proposta del Ministro dello sviluppo economico e del Ministro dell'ambiente e della tutela del territorio e del mare, sentita la Conferenza permanente per i rapporti tra lo Stato, le regioni e le province autonome di Trento e di Bolzano e acquisito il parere delle competenti Commissioni parlamentari, adotta la Strategia energetica nazionale, che individua le priorità e le misure necessarie al fine di garantire la sicurezza nella produzione di energia, la diversificazione delle fonti energetiche e delle aree geografiche di approvvigionamento, il miglioramento della competitività del sistema energetico nazionale e lo sviluppo delle infrastrutture nella prospettiva del mercato interno europeo, l'incremento degli investimenti in ricerca e sviluppo nel settore energetico e la partecipazione ad accordi internazionali di cooperazione tecnologica, la sostenibilità ambientale nella produzione e negli usi dell'energia, anche ai fini della riduzione delle emissioni di gas ad effetto serra, la valorizzazione e lo sviluppo di filiere industriali nazionali. Nella definizione della Strategia, il Consiglio dei Ministri tiene conto delle valutazioni effettuate a livello di Unione europea e a livello internazionale sulla sicurezza delle tecnologie disponibili, degli obiettivi fissati a livello di Unione europea e a livello internazionale in materia di cambiamenti climatici, delle indicazioni dell'Unione europea e degli organismi internazionali in materia di scenari energetici e ambientali".  

Anche questa nuova versione della norma è poi venuta meno per effetto del referendum popolare abrogativo tenutosi nei giorni 12 e 13 giugno 2011. Uno dei quesiti sottoposti al corpo elettorale – così come riformulati dalla Corte di Cassazione in veste di ufficio centrale per il referendum – aveva infatti ad oggetto proprio la riformulazione della norma sulla Strategia energetica nazionale dettata dal D.L. 34/2011. Il successo dei Sì al referendum ha quindi determinato l'abrogazione anche del citato comma 8 dell'articolo 5 (abrogazione resa esecutiva con D.P.R. n. 114/2011) e dell’istituto della SEN da esso disciplinato. L’istituto della SEN non fa perciò più parte del nostro ordinamento. In una Segnalazione a Governo e Parlamento, l'Autorità per l'energia elettrica e il gas ha manifestato al legislatore l’esigenza di prevedere una norma espressa che disciplini il procedimento d’adozione della SEN.

Per completezza di informazione, si ricorda che la formulazione della norma sulla Strategia energetica nazionale contenuta nel D.L. 34/2011 presentava, oltre all’abrogazione dei riferimenti al nucleare, anche altre differenze rispetto alla formulazione del 2008, soprattutto riguardo ai soggetti coinvolti, agli obiettivi e alle modalità di definizione della SEN. Ai sensi della norma del 2008, la Strategia doveva essere definita dal Consiglio dei ministri, su proposta del Ministro dello sviluppo economico, previa convocazione, d'intesa con il Ministro dell'ambiente e della tutela del territorio e del mare, di una Conferenza nazionale dell'energia e dell'ambiente. Per converso, la nuova formulazione del 2010 prevedeva che la proposta della SEN fosse effettuata dal Ministro dello sviluppo economico congiuntamente con il Ministro dell'ambiente e della tutela del territorio e del mare, che fosse inoltre sentita la Conferenza permanente per i rapporti tra lo Stato, le regioni e le province autonome di Trento e di Bolzano e che fossero acquisiti i pareri delle competenti Commissioni parlamentari. Della Conferenza nazionale dell'energia e dell'ambiente non si faceva poi menzione nella nuova formulazione introdotta dalla legge 75/2011 di conversione del decreto-legge 34/2011 (A.C. 4307). Infine, rispetto alla formulazione del 2008, si precisava che nella definizione della SEN il Consiglio dei ministri doveva tener conto delle valutazioni effettuate a livello di Unione europea e a livello internazionale. 

Si ricorda anche che la Commissione Industria del Senato il 19 ottobre 2010 ha avviato una "Indagine conoscitiva sulla Strategia energetica nazionale".

Il Ministero dello sviluppo economico ha pubblicato sul proprio sito internet un documento che costituisce la base per una consultazione pubblica finalizzata alla stesura della Strategia energetica nazionale. Su tale documento l'Antitrust ha inviato al Ministero una segnalazione, pubblicata sul bollettino del 28 gennaio 2013.

Dossier pubblicati

D.L. 34/2011 - A.C. 4307 - Disposizioni urgenti in materia di cultura, stampa e televisione, spettro radioelettrico, nucleare, Cassa depositi e prestiti, ed enti del Servizio sanitario nazionale dell'Abruzzo - Schede di lettura (28/04/2011)

D.L. 34/2011 - A.C. 4307 - Disposizioni urgenti in materia di cultura, stampa e televisione, spettro radioelettrico, nucleare, Cassa depositi e prestiti, ed enti del Servizio sanitario nazionale dell'Abruzzo - Elementi per l'istruttoria legislativa (28/04/2011)

Energie rinnovabili

La Commissione ambiente ha concluso un'indagine conoscitiva sulle politiche ambientali in relazione alla produzione di energia da fonti rinnovabili. Sono stati pubblicati i due decreti ministeriali che definiscono i nuovi incentivi per il fotovoltaico (cd. Quinto conto energia) e per le altre rinnovabili elettriche. Con un altro decreto ministeriale è stato varato il cd. "conto termico", per dare impulso alla produzione di energia termica da fonti rinnovabili.

Obiettivi dell'Unione europea e provvedimenti nazionali di attuazione

Il "pacchetto clima-energia" adottato dall'Unione europea contiene misure volte a combattere i cambiamenti climatici e a promuovere l'uso delle energie rinnovabili, che consentirà alla UE, entro il 2020, di ridurre del 20% le emissioni di gas a effetto serra (rispetto al 1990), di conseguire un risparmio energetico del 20% e di aumentare al 20% la quota di energia da fonti rinnovabili sul consumo finale di energia. Tra le misure, oltre alla decisione n. 406/2009/CE diretta a ridurre i livelli delle emissioni anche tramite una maggiore efficienza energetica, rientra anche la direttiva 2009/28/CE sulla promozione delle energie rinnovabili, che fissa obiettivi vincolanti per ciascuno Stato membro, coerenti con l'obiettivo di una quota complessiva di energie rinnovabili sul consumo energetico finale della UE pari almeno al 20% nel 2020; per l’Italia tale quota complessiva al 2020 dovrà essere non inferiore al 17%. In attuazione della direttiva è stato adottato il Piano di Azione Nazionale (PAN) per le energie rinnovabili dell’Italia, trasmesso alla Commissione europea ai fini della valutazione della sua adeguatezza.

La legge 96/2010, legge comunitaria 2009 (A.C. 2449), delega il Governo al recepimento della predetta direttiva 2009/28/CE. Acquisiti i pareri parlamentari sullo schema iniziale (atto n. 302), il Governo ha adottato definitivamente il decreto legislativo 28/2011 che dà attuazione alla direttiva. Il provvedimento, che recepisce e attua gli obiettivi vincolanti fissati dall’UE, traduce in misure concrete le strategie delineate nel PAN trasmesso alla Commissione europea, per il conseguimento entro il 2020 della quota del 17% di energia da fonti rinnovabili sui consumi energetici nazionali. Per il raggiungimento di tale obiettivo, il decreto provvede: alla razionalizzazione e all’adeguamento dei sistemi di incentivazione della produzione di energia da fonti rinnovabili (energia elettrica, energia termica, biocarburanti) e di incremento dell’efficienza energetica, così da ridurre i relativi oneri in bolletta a carico dei consumatori; alla necessaria semplificazione delle procedure autorizzative; allo sviluppo delle reti energetiche necessarie per il pieno sfruttamento delle fonti rinnovabili. Il provvedimento individua, inoltre, modalità relative alla diffusione delle informazioni e al monitoraggio del progressivo raggiungimento degli obiettivi. Si consideri che il testo deliberato in via definitiva accoglie solamente in parte le numerose condizioni e osservazioni contenute nei pareri parlamentari e reca varie modifiche ed integrazioni non riconducibili a tali pareri.

Alla definizione dei criteri di sostenibilità ambientale per i biocarburanti e i bioliquidi (v. Le agroenergie), necessari perché siano conteggiabili per il raggiungimento degli obiettivi nazionali sulle energie rinnovabili e per accedere ai previsti strumenti di sostegno, provvede il decreto legislativo 31 marzo 2011, n. 55 (emanato dal Governo dopo l'acquisizione dei pareri sullo schema di decreto legislativo n. 315), volto al recepimento della direttiva 2009/30/CE che prevede l'aggiornamento delle specifiche dei combustibili utilizzati nei trasporti (carburanti), fissate ai fini della riduzione delle emissioni inquinanti.

Misure di sostegno

Particolarmente complesso si presenta, in Italia, il quadro degli incentivi alla produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili. Tali incentivi sono finanziati dalla collettività tramite le bollette dell’energia elettrica e costituiscono la voce di spesa più rilevante tra quelle finanziate dagli utenti sotto la voce “oneri generali di sistema”. Coesistono, infatti, numerosi meccanismi di incentivazione (alcuni fondati su regimi di mercato e altri su regimi amministrativi) che vanno dalle “tariffe incentivate” in base alla delibera CIP 6/92 al sistema dei “certificati verdi”, dal sistema “feed-in-tariffs” per gli impianti di minor potenza al sistema del “conto energia” utilizzato per gli impianti fotovoltaici, fino ai contributi a fondo perduto per talune energie rinnovabili.

Il principale meccanismo di incentivazione della produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili è costituito dai certificati verdi - titoli emessi dal Gestore dei servizi energetici (GSE) attestanti la produzione di energia da fonti rinnovabili - introdotti nell’ordinamento nazionale dall’articolo 11 del decreto legislativo 79/1999 per superare il criterio di incentivazione noto come CIP 6.

La legge 244/2007 (finanziaria 2008) ha delineato un nuovo meccanismo di incentivazione per gli impianti entrati in esercizio dopo il 31 dicembre 2007 che prevede il rilascio di certificati verdi per gli impianti di potenza superiore a 1MW, mentre, per gli impianti di potenza elettrica non superiore a 1MW, si attribuisce il diritto, in alternativa ai certificati verdi, ad una tariffa fissa onnicomprensiva variabile a seconda delle fonte utilizzata.

Le direttive per regolare la transizione dal vecchio meccanismo di incentivazione (certificati verdi) al nuovo (tariffa onnicomprensiva in alternativa ai certificati verdi) - dal quale rimane esclusa la tecnologia fotovoltaica che gode di una forma di incentivazione specifica - sono state emanate, in attuazione della legge 244/2007, con il D.M. 18 dicembre 2008.

I certificati verdi possono essere utilizzati per assolvere all’obbligo, posto a carico dei produttori ed importatori di energia elettrica prodotta da fonti non rinnovabili, di immettere nella rete elettrica, a decorrere dal 2002, una quota minima - crescente negli anni - di elettricità prodotta da impianti alimentati da fonti rinnovabili entrati in esercizio dopo il 1° aprile 1999.

Con l'art. 45 del decreto-legge 78/2010 (A.C. 3638), si stabilisce che a partire dal 2011 venga assicurata, rispetto al 2010, la riduzione del 30% dell'importo complessivo derivante dal ritiro, da parte del GSE, dei certificati verdi ulteriori rispetto a quelli necessari per assolvere all'obbligo della suddetta quota minima da fonti rinnovabili (certificati verdi in eccesso di offerta).

Il decreto legislativo 28/2011 sulle energie rinnovabili riforma i meccanismi incentivanti la produzione di elettricità da fonti rinnovabili per gli impianti entrati in esercizio dal 1° gennaio 2013, prevedendo un periodo di transizione dall'attuale sistema (certificati verdi) al nuovo. I nuovi meccanismi di incentivazione consistono in tariffe fisse per i piccoli impianti (fino a 5 MW) e in aste al ribasso per gli impianti di taglia maggiore. Anche per gli impianti entrati in esercizio entro il 2012, a partire dal 2016 i certificati verdi saranno sostituiti - per il residuo periodo di spettanza - da una tariffa fissa tale da garantire la redditività degli investimenti realizzati. Il GSE ritira annualmente i certificati verdi rilasciati per gli anni dal 2011 al 2015, in eccesso di offerta, ad un prezzo di ritiro pari al 78% del prezzo definito secondo i criteri vigenti; contestualmente viene soppressa la previsione - connotata da analoga finalità - introdotta dal decreto-legge 78/2010 (cfr. supra). A partire dal 2013 la quota d'obbligo di energia rinnovabile da immettere nel sistema elettrico si riduce linearmente negli anni successivi fino ad annullarsi per l'anno 2015.

Tra le misure sulle fonti rinnovabili contenute nella legge 99/2009, si segnala quella che consente ai comuni di destinare aree del proprio patrimonio disponibile alla realizzazione di impianti per l'erogazione in conto energia (fotovoltaici) e di servizi di scambio sul posto dell'energia elettrica prodotta, da cedere a privati cittadini.

La legge contiene anche misure di semplificazione per l’installazione e l’esercizio di impianti di cogenerazione, prevedendo  la  semplice comunicazione all’autorità competente ai sensi del Testo Unico in materia edilizia (D.P.R. 380/2001) per le unità di microcogenerazione, fino a 50 kWe, e una denuncia di inizio attività (DIA) per gli impianti di piccola cogenerazione, fino a 1 MWe.

Il provvedimento interviene anche in materia di energia geotermica, con una delega al Governo finalizzata al riassetto della normativa in materia di ricerca e coltivazione delle risorse geotermiche in modo da garantire un regime concorrenziale per l'utilizzo delle risorse ad alta temperatura e semplificare i procedimenti amministrativi per l'utilizzo delle risorse a bassa e media temperatura. In attuazione di tale delega è stato emanato il decreto legislativo 22/2010.

Per quanto concerne la produzione di energia elettrica da impianti fotovoltaici, dal 2005 ad oggi si sono susseguiti cinque decreti del Ministro dello sviluppo economico per l’approvazione di altrettanti “Conto energia”, con cui sono stati disciplinati modalità e misure di incentivazione riferiti ai diversi tipi di impianti da fotovoltaico (si veda la scheda di approfondimento sui vari "conti energia".

Le modalità di incentivazione con riferimento agli impianti che entrino in esercizio nel triennio 2011-2013 erano state inizialmente definite dal D.M. 6 agosto 2010 ("Terzo Conto Energia"). Tuttavia, in un'ottica di riduzione degli incentivi al fotovoltaico e al relativo aggravio sulle bollette elettriche, il decreto legislativo sulle energie rinnovabili ha successivamente limitato gli incentivi del Terzo Conto Energia agli impianti entrati in esercizio entro il 31 maggio 2011. Per gli altri impianti l'incentivazione è stata disciplinata con il "Quarto conto energia", pubblicato sulla G.U. del 12 maggio 2011 (decreto interministeriale 5 maggio 2011). Successivamente, sono stati pubblicati sulla Gazzetta ufficiale del 10 luglio 2012 i due decreti interministeriali che definiscono i nuovi incentivi per l'energia fotovoltaica (cd. Quinto Conto Energia: D.M. 5 luglio 2012) e per le rinnovabili elettriche non fotovoltaiche (idroelettrico, geotermico, eolico, biomasse, biogas: D.M. 6 luglio 2012).

Le nuove previsioni del Quinto Conto Energia, applicabili agli impianti che entrano in esercizio dopo il 27 agosto 2012, dispongono che:

gli incentivi si basino sul meccanismo della tariffa omnicomprensiva, nel senso che le agevolazioni riguardano solo l’energia immessa in rete mentre quella prodotta per l’autoconsumo beneficia di una tariffa premio;

il valore della tariffa varia a seconda dell’entità produttrice dell’impianto e delle luogo in cui lo stesso impianto è ubicato;

l’accesso all’incentivazione è automatico solo per taluni impianti ( prevalentemente quelli con potenza non superiore a 12 KW e quelli con potenza fino a 50 KW purché realizzati su edifici in sostituzione di coperture sulle quali viene operata la completa riduzione dell’eternit o dell’amianto); per i restanti impianti è prevista l’iscrizione in appositi registri in posizione tale da rientrare nei limiti massimo di costo stabiliti;

il meccanismo di incentivazione è previsto cessare decorsi trenta giorni dalla data in cui si raggiungerà il costo indicativo cumulato degli incentivi di 6,7 mliardi l’anno.

L’art. 1, comma 4, del DM 5 luglio 2012 (Quinto conto energia) prevede che il IV Conto Energia continua ad applicarsi

ai piccoli impianti integrati con caratteristiche innovative ed impianti a concentrazione che sono entrati in esercizio prima del 27 agosto 2012;

ai grandi impianti iscritti in posizione utile nei registri e che producono la certificazione di fine lavori nei termini previsti;

agli impianti realizzati su edifici pubblici e su aree delle amministrazioni, che entrano in esercizio entro il 31 dicembre 2012.

Il decreto-legge 105/2010 (A.C. 3660), contiene numerose disposizioni che intervengono sulla produzione di energia da fonti rinnovabili, con riferimento alla realizzazione dei relativi impianti o agli incentivi concessi.

Per quanto riguarda il ruolo delle regioni, si ricorda che il D.M. 10 settembre 2010 reca le Linee guida per l'autorizzazione degli impianti alimentati da fonti rinnovabili, e sulla Gazzetta Ufficiale del 2 aprile 2012 è stato pubblicato il decreto “Burden Sharing”, in attuazione a quanto previsto dall’articolo 37 del Decreto Rinnovabili (D. Lgs. 28/2011), che fissa gli obiettivi per ciascuna Regione relativamente alla produzione di energia da fonti rinnovabili.

Il provvedimento definisce

le modalità di determinazione e conseguimento degli obiettivi delle Regioni e delle Province autonome;

le modalità di monitoraggio e verifica del raggiungimento degli obiettivi;

le modalità di gestione dei casi di mancato raggiungimento degli obiettivi.

Il D.M. 28 dicembre 2012 (cd. "Conto termico") si pone il duplice obiettivo di dare impulso alla produzione di energia termica da fonti rinnovabili (riscaldamento a biomassa, pompe di calore, solare termico e solar cooling) e di accelerare i progetti di riqualificazione energetica degli edifici pubblici. Per quanto riguarda le fonti rinnovabili termiche, il nuovo sistema promuoverà interventi di piccole dimensioni, tipicamente per usi domestici e per piccole aziende, comprese le serre, fino ad ora poco supportati da politiche di sostegno. L'incentivo che coprirà mediamente il 40% dell’investimento e sarà erogato in 2 anni (5 anni per gli interventi più onerosi).

L'attività parlamentare

La Commissione Ambiente ha svolto un'indagine conoscitiva sulle politiche ambientali in relazione alla produzione di energia da fonti rinnovabili, con i seguenti obiettivi: la verifica del livello di contributo effettivo alla lotta ai cambiamenti climatici ed alla realizzazione degli obiettivi del "pacchetto clima-energia" da parte degli impianti di produzione di energia da fonti rinnovabili; la verifica di come si sia contemperato l'obiettivo strategico di contenimento delle emissioni inquinanti con quello concreto di tutela ambientale dei territori interessati dalla realizzazione degli impianti, e quindi l'impatto paesaggistico e ambientale degli impianti medesimi, anche con riguardo agli effetti sull'assetto idrogeologico del suolo, sull'occupazione del territorio, sulla tutela della biodiversità, nonché sulle vocazioni turistiche delle zone interessate; la verifica delle procedure autorizzative soprattutto con riferimento alle nuove norme di semplificazione in materia di conferenza di servizi e SCIA; la valutazione dei criteri di buona progettazione, minor consumo di territorio e riutilizzo di aree degradate, quali elementi utili alla valutazione favorevole del progetto di impianto di produzione di energia elettrica; la verifica delle politiche regionali messe in atto per garantire il raggiungimento degli impegni assunti dall'Italia sul tema clima-energia, a partire dall'analisi delle normative regionali e del processo di recepimento delle misure adottate in ambito europeo e nazionale; la verifica del grado di partecipazione e di informazione delle popolazioni interessate dagli impianti, a partire dall'analisi della disciplina riguardante l'introduzione, in favore delle comunità locali, di misure compensative per il mancato uso alternativo del territorio. Nella seduta del 23 maggio 2012 la Commissione Ambiente della Camera ha approvato il documento conclusivo dell'indagine.

Nella seduta del 16 marzo 2011 sono state votate le mozioni Franceschini ed altri n. 1-00590, n. 1-00604, Piffari ed altri n. 1-00594, Sardelli ed altri n. 1-00598, Lo Monte ed altri n. 1-00599, Libè, Lo Presti, Tabacci ed altri n. 1-00600, Ghiglia ed altri n. 1-00601 e Guido Dussin ed altri n. 1-00602 in materia di promozione dell'uso dell'energia da fonti rinnovabili.

Nella seduta del 17 maggio 2012 dell'Assemblea del Senato sono state approvate numerose mozioni sulla normativa relativa alle fonti energetiche rinnovabili.

Approfondimenti

CIP 6

Energia geotermica

I conti energia

Scambio sul posto

Dossier pubblicati

Sugli incentivi CIP6

Incentivi CIP6 - Energie rinnovabili ed assimilate

Sul decreto legislativo che aggiorna le specifiche dei carburanti

Specifiche relative a combustibili, controllo gas serra e combustibile per navi adibite a navigazione interna - Schema di D.Lgs. n. 315 - Direttiva 2009/30/CE (art. 1, co. 3, L. 96/2010) - Schede di lettura (17/01/2011)

Sul decreto legislativo in tema di energie rinnovabili

Esito dei pareri al Governo - Promozione delle fonti energetiche rinnovabili - D.Lgs. 3 marzo 2011 n. 28 - (Schema di D.Lgs. n. 302) - Direttiva 2009/28/CE - Tomo I (05/05/2011)

Esito dei pareri al Governo - Promozione delle fonti energetiche rinnovabili - D.Lgs. 3 marzo 2011 n. 28 - (Schema di D.Lgs. n. 302) - Direttiva 2009/28/CE - Allegati - Tomo II (05/05/2011)

Documenti e risorse web

Dati statistici

Contatore degli oneri delle fonti rinnovabili

Osservatorio statistico del GSE

Sul decreto legislativo in tema di energie rinnovabili

Segnalazione dell'Autorità per l'energia al Parlamento e al Governo (comunicato stampa)

Segnalazione dell'Autorità per l'energia al Parlamento e al Governo (testo)

Parere della Conferenza Unificata

Parere delle Commissioni riunite Ambiente e Attività produttive della Camera (seduta del 9 febbraio 2011)

Parere della Commissione Industria del Senato (seduta del 16 febbraio 2011)

Sulle procedure autorizzative per la realizzazione di impianti a fonti rinnovabili

Corte costituzionale (sentenza n. 366/2010)

Approfondimento: CIP 6

Il sistema di incentivazione tariffaria noto come “CIP 6”, introdotto con il provvedimento del Comitato interministeriale dei prezzi n. 6/92 per incentivare la produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili o assimilate, negli ultimi anni è stato spesso al centro di accesi dibattiti.

Il meccanismo consiste in un incentivo a favore dei produttori di energia elettrica con impianti alimentati da fonti rinnovabili o assimilate che, avvalendosi di una apposita convenzione, inizialmente cedevano all’ENEL l’energia prodotta in eccedenza ad un prezzo fisso superiore a quello di mercato. L’ENEL da parte sua recuperava la differenza di prezzo attraverso un’apposita voce di costo nella bolletta degli utenti.

Con l’entrata in vigore del decreto legislativo 79/1999 (“decreto Bersani”) nei rapporti contrattuali in essere tra ENEL ed altri operatori nazionali è subentrato il Gestore dei servizi energetici (GSE) Spa, che dal 1° gennaio 2001 ritira le “eccedenze” di energia elettrica da fonti rinnovabili ed assimilate.

Le criticità del sistema di incentivazione - che di fatto non è andato a sostegno in via prioritaria delle fonti rinnovabili vere e proprie in quanto ne hanno beneficiato soprattutto gli impianti utilizzanti fonti assimilate tra cui i termovalorizzatori, alimentati da rifiuti - sono state poste in rilievo in Commissione Attività produttive della Camera nel corso di audizioni tenutesi in relazione a tale sistema.

A tali audizioni hanno partecipato, tra gli altri, i presidenti dell’Antitrust (seduta del 5 febbraio 2009) e dell’Autorità per l’energia elettrica e il gas (seduta dell’11 febbraio 2009).

Tra gli auditi si segnala in particolare il presidente dell’Autorità per l’energia che, dopo aver illustrato l’evoluzione del quadro normativo concernente il meccanismo di incentivazione, ha evidenziato il permanere di perplessità già segnalate da tempo da parte dell’Autorità stessa. Le distorsioni, che continuano a gravare sui consumatori finali, riguardano in particolare: la maggiore produzione di elettricità da fonti assimilate rispetto alle rinnovabili; la lunghezza delle convenzioni; la rilevante differenza tra il prezzo del ritiro da parte del GSE e il prezzo di cessione al mercato. Il presidente si è, inoltre, dichiarato favorevole alle norme, allora oggetto di esame parlamentare, volte alla risoluzione anticipata delle convenzioni CIP 6.

Si tratta, in particolare, della legge 99/2009 (A.C. 1441-ter), che all’articolo 30, comma 20, prevede che l'Autorità per l'energia elettrica e il gas propone al Ministro dello sviluppo economico adeguati meccanismi per la risoluzione anticipata delle convenzioni CIP 6/92, da disporre con decreti dello stesso Ministro, con i produttori che volontariamente aderiscano a tali meccanismi. Gli oneri derivanti dalla risoluzione anticipata da liquidare ai produttori aderenti devono essere inferiori a quelli che si realizzerebbero nei casi di mancata risoluzione delle convenzioni (ciò consente di ridurre gli oneri per il sistema con effetti positivi in termini di riduzione delle tariffe dell'energia elettrica per famiglie e imprese).

In attuazione di tale norma è stato adottato il D.M. 2 dicembre 2009, che stabilisce i meccanismi per la risoluzione anticipata e volontaria delle convenzioni CIP 6. Il decreto si applica solamente agli impianti alimentati da combustibili di processo o residui o recuperi di energia nonché agli impianti assimilati alimentati da combustibili fossili, mentre viene rinviata ad un successivo provvedimento la definizione dei meccanismi di risoluzione anticipata delle convenzioni CIP 6 aventi ad oggetto impianti alimentati da fonti rinnovabili e da rifiuti. Peraltro, per i predetti impianti a cui si applica il decreto, si rimanda ad un successivo decreto il completamento della disciplina con la definizione dei criteri e parametri per il calcolo dei corrispettivi spettanti per la risoluzione delle convenzioni nonché di ulteriori modalità e tempistiche relative all'erogazione dei corrispettivi. Tale completamento è avvenuto, solamente per gli impianti assimilati alimentati da combustibili fossili - rinviando ad un successivo provvedimento la definizione delle modalità per la risoluzione anticipata delle convenzioni CIP 6 aventi ad oggetto impianti alimentati da combustibili di processo o residui o recuperi di energia - con l'emanazione del D.M. 2 agosto 2010, che, oltre a stabilire i criteri e parametri per il calcolo dei corrispettivi e le modalità per l'erogazione degli stessi (in due soluzioni), ha fissato al 29 ottobre 2010 il termine per la presentazione al GSE dell’istanza vincolante di risoluzione delle convenzioni CIP 6, la cui efficacia decorrerà dal 1° gennaio 2011. Peraltro, sempre con riferimento agli impianti assimilati alimentati da combustibili fossili, il D.M. 8 ottobre 2010 ha individuato le modalità per l'erogazione in più rate annuali, su richiesta dell'operatore, del corrispettivo spettante, differendo al 19 novembre 2010 il termine per l’istanza vincolante di risoluzione delle convenzioni. Le disposizioni attuative del D.M. 2 dicembre 2009 sono state precisate con il D.M. 23 giugno 2011, pubblicato sulla G.U. del 10 agosto 2011.

L'articolo 45 del decreto-legge 78/2010 (A.C. 3638), stabilisce una destinazione nuova delle risorse derivanti dalla risoluzione anticipata delle convenzioni CIP 6 relative alle fonti assimilate a quelle rinnovabili. Tali risorse, costituite dalla differenza tra gli oneri che si realizzerebbero in caso di mancata risoluzione anticipata delle convenzioni e quelli da liquidare ai produttori aderenti volontariamente alla risoluzione, saranno destinate ad un apposito Fondo finalizzato ad interventi nel settore della ricerca e dell'università.

Incentivi CIP 6 per i termovalorizzatori

Con le due leggi finanziarie per il 2007 (legge 296/2006, art. 1, commi 1117 e 1118) ed il 2008 (legge 244/2007, art. 2, commi 136, 137 e 154) è stata vietata la concessione degli incentivi destinati alle fonti rinnovabili, nonché del meccanismo incentivante CIP 6, per la parte inorganica dei rifiuti e, al contempo, prevista una procedura per il riconoscimento in deroga degli incentivi CIP 6.

Nell’ambito dei provvedimenti d’urgenza adottati dall'attuale Governo è stato più volte prorogato il termine per il completamento della citata procedura derogatoria (dapprima dal comma 7 dell’art. 4-bis del decreto-legge 97/2008 e poi, fino al 31 dicembre 2009, dall’art. 9 del decreto-legge 172/2008) e, soprattutto, con l'art. 9 del decreto-legge 172/2008, sono stati fatti salvi gli incentivi CIP 6 per gli impianti, senza distinzione fra parte organica ed inorganica, ammessi ad accedere agli stessi per motivi connessi alla situazione di emergenza rifiuti dichiarata (con provvedimento del Presidente del Consiglio dei Ministri) prima del 1° gennaio 2007.

Finalmente, per quanto concerne la citata procedura derogatoria, è stato esaminato dalle competenti Commissioni parlamentari lo schema di regolamento ministeriale recante condizioni e modalità per il riconoscimento del diritto ai finanziamenti e agli incentivi statali in attuazione dell'art. 1, commi 1117 e 1118, della legge 296/2006 (atto n. 162). La Commissione Attività produttive della Camera ha espresso parere favorevole il 16 dicembre 2009, mentre la Commissione Industria del Senato ha espresso parere favorevole con raccomandazioni il 21 dicembre 2009. Peraltro successivamente il regolamento non è stato emanato.

Approfondimento: Energia geotermica

Storia della normativa geotermica in Italia

Nel 1927 fu varata la legge mineraria, basata sul principio che la disponibilità del sottosuolo dovesse essere svincolata da quella della superficie, e in cui per la ricerca e coltivazione mineraria era stabilito un regime concessorio, che consentiva le attività soltanto a quei soggetti fisici e giuridici che dimostravano di avere capacità tecniche ed economiche idonee a svolgere il programma dei lavori approvato con il Decreto di concessione e/o permesso di ricerca.

La legge fissava nel Ministero dell’Economia Nazionale – Direzione Generale delle Miniere, l’unico interlocutore del Ricercatore e/o Concessionario per l’autorizzazione allo svolgimento delle attività minerarie. La gestione ed il controllo erano attuati dal Ministero attraverso il Corpo delle Miniere, con i suoi organi territoriali (Distretti minerari). I proprietari dei fondi compresi nel perimetro del Permesso di ricerca e/o Concessione mineraria non potevano opporsi ai lavori, fermo restando il diritto al risarcimento dei danni. Inoltre, entro il perimetro di ogni titolo minerario le attività di esplorazione e coltivazione erano considerate opere di pubblica utilità, urgenti ed indifferibili e quindi soggette ad un iter autorizzativo privilegiato.

Tale legislazione, seppure aggiornata in molti aspetti (soprattutto riguardanti la sicurezza degli operatori sugli impianti, ed integrata in tempi recenti con leggi di settore del 1986 riguardanti gli Idrocarburi e la Geotermia, che hanno trasferito le competenze dal Corpo delle Miniere all’Ufficio Nazionale Minerario Idrocarburi e Geotermia, e perciò dai Distretti Minerari alle Sezioni dell’UNMIG) è rimasta valida fino all’entrata in vigore del decreto legislativo n. 112 del 1998, Conferimento di funzioni e compiti amministrativi dello Stato alle regioni ed agli enti locali, in attuazione del capo I della L. 15 marzo 1997, n. 59.

La crisi petrolifera verificatasi nel 1973-1974 diede un forte impulso alla ricerca ed alla coltivazione, sia degli idrocarburi sia delle risorse geotermiche, su tutto il territorio nazionale.

Per quanto riguarda la geotermia, infatti, risale a quel periodo il forte sviluppo delle ricerche volte a migliorare le conoscenze tecnologiche e geo-minerarie italiane su vasti territori della fascia costiera tirrenica, tra l’Arno a Nord e Napoli a Sud, interessando le Regioni Toscana, Lazio e Campania. Ricerche geotermiche profonde furono condotte dall’Enel e dalla Joint Venture Enel–Agip ai Campi Flegrei, a Roccamonfina, ai Colli Albani, ai Monti Sabatini, ai Monti Cimini, ai Monti Vulsini, al Monte Amiata, e nella zona tradizionale di Larderello-Travale.

Questo periodo coincise quindi con una ripresa d’interesse a livello nazionale verso la geotermia; ed infatti i successi riportati nella esplorazione profonda in alcune aree diedero luogo a molte attese nei confronti della geotermia che si presentava come una promessa per contribuire a far fronte ad una parte dei bisogni energetici nazionali.

La normativa di gestione della risorsa geotermica, agli inizi degli anni ’70 regolata ancora dalla legge del 1927 prima richiamata, mostrava i suoi limiti a fronte degli sviluppi tecnologici degli impianti di perforazione e soprattutto delle maggiori profondità previste e raggiunte con i pozzi di produzione. Inoltre, altre esigenze di carattere ambientale, o relative ai rapporti con il territorio nei quali si svolgevano le attività di esplorazione, oppure anche di sicurezza per il personale, indussero il Parlamento ad adottare una legge specifica per la geotermia, e cioè la ”legge geotermica” n. 896 del 9 dicembre 1986, come legge di settore per il rilancio della geotermia in Italia, e successivamente il suo Regolamento di attuazione con il DPR n. 395 del 9 dicembre 1991.

Tale legge fu la prima del corpo legislativo italiano ad adottare una regolamentazione assimilabile alle successive normative di Valutazione d’Impatto Ambientale (VIA). Questa valutazione venne affidata congiuntamente al neonato Ministero dell’Ambiente, al Ministero dei Beni e delle Attività Culturali, al Ministero dell’Agricoltura, ed a quello della Sanità, nonché alle Regioni ed ai Comuni interessati, con il coordinamento del Ministero dell’Industria che svolgeva anche le funzioni di Autorità proponente.

In quel periodo, altre leggi, ancorché non armonizzate con le norme minerarie, condizionavano però fortemente, se non la ricerca e coltivazione del calore in quanto tale, la “gestione” del fluido vettore del calore, nonché i gas incondensabili associati al fluido stesso; furono pertanto emesse allo scopo varie norme sulla reiniezione dei fluidi geotermici esausti con la legge n. 319 del 10 maggio 1976, e sulle emissioni in atmosfera con il DPR n. 203 del 24 maggio 1988. D’altra parte, la legge n. 319/1976 (meglio nota come “Legge Merli”) e le sue successive modifiche ed integrazioni, prevedevano che le condense dei fluidi geotermici non potevano essere scaricate in superficie prima di essere adeguatamente trattate; cosa, che risultava in alcuni casi estremamente oneroso. Di conseguenza, per cercare di risolvere in altro modo il problema della gestione dei reflui geotermici, furono accelerati fortemente nel campo di Larderello gli studi e le sperimentazioni sulla reiniezione dei reflui negli stessi serbatoi di provenienza dei fluidi estratti. I benefici ottenuti con questa operazione cominciarono a verificarsi quasi subito e con effetti crescenti, al punto tale che in questi ultimi anni è stato notato un aumento della pressione del fluido nel serbatoio geotermico veramente notevole rispetto a quella esistente prima dell’inizio della reiniezione. D’altra parte, le norme sulle emissioni in atmosfera dei reflui gassosi hanno fatto avviare una serie di studi ed esperienze volti a minimizzare l’impatto sulle popolazioni residenti. Essi sono sfociati in un brevetto dell’Enel di abbattimento praticamente totale dell’idrogeno solforato e del mercurio nei gas di scarico delle centrali, cui è stato dato nome AMIS (Abbattimento di Mercurio ed Idrogeno Solforato).

Un aspetto importante sancito dalla legge 896/1986 è stato il riconoscimento di un contributo una tantum ai Comuni sede d’impianto (fissato dalla legge geotermica in 20.000 £/kWe) in funzione della potenza di targa della centrale geotermoelettrica installata, e della relativa produzione, a fronte dei disagi che l’impianto e le sue pertinenze creano nel territorio del Comune. Il valore unitario del contributo ha subito incrementi con il tempo in funzione della svalutazione monetaria. Sempre con la stessa legge viene riconosciuto ai Comuni coinvolti nel titolo minerario, in proporzione alla percentuale di territorio vincolato (con un minimo di 60 % al comune sede della centrale), ed alla Regione, un contributo in funzione dell’energia elettrica prodotta nell’anno. Anche tale importo ha successivamente subito cambiamenti: alcuni per norme di legge, altri perché legati al valore della tariffa elettrica di vendita dell’energia.

A seguito del referendum che impose la moratoria sulle centrali nucleari, con le leggi n. 9 e n. 10 del gennaio 1991 il Governo volle dotare l’Italia di un Piano Energetico Nazionale (PEN) allo scopo di far fronte alle crescenti esigenze di energia elettrica, ed alla necessità quindi di sviluppare forme “alternative” di energia.

Con tale obiettivo furono introdotti nella legislazione molteplici riferimenti allo sviluppo ed incremento dell’impiego delle Fonti di Energia Rinnovabile (FER), e stabilite norme su alcuni aspetti particolari del settore dell’energia, ma senza che vi fosse una chiara definizione della strategia energetica nazionale nel medio e lungo termine, sia per quanto riguarda la tipologia di impianti da utilizzare, sia per quanto concerne il “mix” di produzione (gas, carbone, olio combustibile, FER, etc.). A parte ciò, la legge 9/1991 conteneva norme sul rilascio delle concessioni idroelettriche, sulla costruzione degli elettrodotti, e sulla pianificazione della costruzione degli impianti di produzione elettrica; mentre la legge 10/1991, dando un formale riconoscimento al ruolo che lo sviluppo delle fonti rinnovabili può giocare, insieme ad altri fattori, nel “migliorare le condizioni di compatibilità ambientale, dell’utilizzo dell’energia a parità di servizio reso, e di qualità della vita”, dettava norme sul risparmio energetico, sul miglioramento della compatibilità ambientale e sull’uso razionale dell’energia. Con questa legge furono anche definite quali fonti energetiche le FER comprendano, e fu così specificato che esse sono: l’energia solare, il vento, l’energia idraulica, le risorse geotermiche, le maree, il moto ondoso, e la trasformazione dei rifiuti organici ed inorganici e dei prodotti vegetali. Inoltre, fu inserito nella legislazione italiana il concetto che l'utilizzazione delle FER deve essere considerata di pubblico interesse e di pubblica utilità, e che le relative opere vanno equiparate a quelle dichiarate indifferibili ed urgenti ai fini dell'applicazione delle leggi sulle opere pubbliche; concetto per altro già vigente per la geotermia in quanto risorsa mineraria.

Successivamente, la delibera CIPE n. 137 del 1998, “Linee guida per le politiche e misure nazionali di riduzione delle emissioni dei gas serra”, ha riconosciuto alla produzione di energia da FER un ruolo estremamente rilevante ai fini della riduzione delle emissioni dei gas serra, paragonabile ai contributi richiesti ad altre importanti attività per la riduzione di tali emissioni.

Il Decreto Bersani, all’interno di una riforma complessiva del settore elettrico nazionale dedicata alla produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili, richiamava la necessità, anche con riferimento agli impegni internazionali previsti dal protocollo di Kyoto, di “…incentivare l’uso delle energie rinnovabili, il risparmio energetico, la riduzione delle emissioni di anidride carbonica, e l’utilizzo delle risorse energetiche nazionali”. A tal fine, ai produttori di energia elettrica fu fatto obbligo di immettere in rete, fin dal 2001, una quota di energia prodotta da fonti rinnovabili mediante impianti nuovi o ripotenziati in data successiva all’entrata in vigore del decreto stesso. Tale obbligo rispondeva al fine di dare un sostanziale contributo al raggiungimento dell’obiettivo di produzione di elettricità da FER assegnato all’Italia dalla citata direttiva europea.

Successivamente, il DM 11 novembre 1999 recante Direttive per l'attuazione delle norme in materia di energia elettrica da fonti rinnovabili di cui ai commi 1, 2 e 3 dell'articolo 11 del D.Lgs. 16 marzo 1999, n. 79 ha inteso facilitare lo sviluppo e l’uso di FER per la produzione di energia elettrica attraverso una forma di incentivazione economica costituita dai cosiddetti “certificati verdi” (CV).

Il decentramento amministrativo realizzato con la suddetta legge n. 59 del 15 marzo 1997 ha delegato alle Regioni la competenza amministrativa sulle risorse geotermiche conservando allo Stato il potere legislativo e di indirizzo.

Il decreto legislativo n. 112 del 31 marzo 1998, all’art. 34, stabilisce che “le funzioni degli uffici centrali e periferici dello Stato relative ai permessi di ricerca ed alle concessioni di coltivazioni di minerali solidi e risorse geotermiche sulla terraferma sono delegate alle regioni, che le esercitano nell’osservanza degli indirizzi della politica nazionale nel settore minerario e dei programmi nazionali di ricerca”.

Inoltre, la legge n. 59/1997 sopra citata ha previsto la possibilità per le Regioni di dotarsi di un proprio piano energetico detto PER (Piano Energetico Regionale) che, tenendo anche conto dei fattori ambientali locali, deve costituire uno strumento di programmazione regionale di fondamentale importanza per la definizione di politiche di sviluppo del relativo territorio.

Pertanto, allo scopo di semplificare le procedure autorizzative e dare tempi certi per la realizzazione degli impianti elettrici e delle linee di trasporto dell’energia (sia elettrica che di fluidi energetici), lo Stato ha emanato il D.Lgs. 29 dicembre 2003, n. 387, con il quale, in particolare, attraverso l’art. 12, comma 3, è stato istituito un procedimento unico presso la Regione competente che si conclude con una Conferenza dei servizi, incaricata tra l’altro di emanare un decreto omnicomprensivo valido sia per la costruzione e l’esercizio dell’impianto di produzione elettrica, che di tutte le opere ad esso connesse.

La segnalazione dell'Antitrust sulla "legge geotermica"

Nell’esercizio dei poteri di segnalazione di cui all’articolo 21 della legge 10 ottobre 1990, n. 287, l’Autorità Garante della Concorrenza e del Mercato (con parere inviato al Parlamento, alla Presidenza del Consiglio dei Ministri e al Ministero dello Sviluppo economico in data 12 settembre 2008) ha posto in evidenza possibili distorsioni della concorrenza derivanti da alcune disposizioni della legge 9 dicembre 1986, n. 896 (legge geotermica).

In particolare, la legge n. 896/1986:

attribuisce ad Enel, nei territori delle province di Grosseto, Livorno, Pisa e Siena, l’esclusiva in materia di ricerca e coltivazione delle risorse geotermiche di interesse nazionale (articolo 3, comma 6);

riconosce ad Enel ed Eni, in caso di concorso di più istanze relative alla stessa zona e a parità di condizioni, una preferenza nell’assegnazione del permesso di ricerca (articolo 3, comma 3) e della concessione di coltivazione (articolo 10, comma 2), singolarmente o in con titolarità;

prevede una durata trentennale della concessione di coltivazione e la possibilità di una sua proroga per “periodi non superiori a dieci anni ciascuno” (articolo 10, comma 3).

L’Antitrust ha sottolineato l’esigenza di un intervento legislativo che consenta di precisare il quadro normativo di riferimento, nel senso di prevedere espressamente procedure che garantiscano una concorrenza per il mercato nell’assegnazione dei permessi di ricerca e delle concessioni di coltivazione di risorse geotermiche. In tal senso, la permanenza di diritto o di fatto di una riserva in capo ad Enel, in alcune zone del territorio italiano, per lo sfruttamento di una risorsa dalla quale si genera energia elettrica, nonché più in generale la sussistenza di un regime preferenziale nell’assegnazione delle concessioni geotermiche ad Enel ed Eni in caso di concorso di più istanze, non risultano coerenti con l’assetto ormai liberalizzato del mercato della generazione di energia elettrica. Tali norme appaiono, infatti, residui di un passato regime di monopolio legale nello sfruttamento delle risorse del sottosuolo presenti sul territorio.

La delega contenuta nella "legge sviluppo"

La legge n. 99/2009, nota come “legge sviluppo”, all’articolo 27, comma 28, ha delegato il Governo ad adottare, entro centottanta giorni dalla data di entrata in vigore della stessa legge (cioè entro il 9 febbraio 2010) uno o più decreti legislativi per determinare un nuovo assetto della normativa in materia di ricerca e coltivazione delle risorse geotermiche che

garantisca un regime concorrenziale per l'utilizzo delle risorse geotermiche ad alta temperatura

semplifichi i procedimenti amministrativi per l'utilizzo delle risorse geotermiche a bassa e media temperatura.

Le risorse geotermiche sono generalmente classificate in: alta temperatura (oltre i 150°C), media temperatura (tra 90°C e 150°C) e bassa temperatura (meno di 90°C).

Le risorse geotermiche ad alta temperatura sono solitamente utilizzate per la produzione di energia elettrica. L'Italia è stato il primo paese al mondo ad utilizzare la geotermia ad alta temperatura per produrre energia elettrica in grandi centrali: la prima centrale geotermica fu realizzata a Larderello (PI), nel 1913.

Oltre ai grandi impianti, che utilizzano indirettamente il calore ad alta temperatura proveniente dal sottosuolo, per alimentare delle turbine per la produzione di elettricità, esiste anche un'altra geotermia: la geotermia a bassa temperatura o "a bassa entalpia", che è la forma di geotermia ideale per le applicazioni di piccola scala, connesse allo sfruttamento del sottosuolo come serbatoio termico dal quale estrarre calore durante la stagione invernale ed al quale cederne durante la stagione estiva.

Inoltre, mentre la geotermia “tradizionale” (ad alta e media temperatura) resta comunque una fonte energetica limitata a specifici contesti territoriali, la geotermia a bassa temperatura non ha limiti geografici.

Il riassetto deve avvenire in un contesto di sviluppo sostenibile del settore e assicurando la protezione ambientale.

La delega deve essere esercitata senza nuovi o maggiori oneri per la finanza pubblica e con le risorse umane, strumentali e finanziarie previste a legislazione vigente.

I princìpi e criteri direttivi della delega sono i seguenti:

a)     garantire, in coerenza con quanto già previsto all’articolo 10, comma 3, della legge 9 dicembre 1986, n. 896, l’allineamento delle scadenze delle concessioni in essere facendo salvi gli accordi intercorsi tra regioni ed operatori, gli investimenti programmati e i diritti acquisiti;

Si ricorda che il citato comma 3 prevede che la concessione possa essere accordata per la durata massima di trenta anni, e prorogata per periodi non superiori a dieci anni ciascuno.

Si segnala anche che il comma 2 del medesimo articolo 10 disponeva una preferenza nell’assegnazione della concessione, a parità di condizioni, all'ENEL o all'ENI, singolarmente o in contitolarità paritetica. Tale disposizione è stata abrogata dal comma 29 dell’art. 27 della legge n. 99/2009, con effetto dalla data di entrata in vigore del decreto legislativo di riassetto della normativa geotermica (su cui v. infra).

b)     stabilire i requisiti organizzativi e finanziari da prendere a riferimento per lo svolgimento, da parte delle regioni, delle procedure concorrenziali ad evidenza pubblica per l’assegnazione di nuovi permessi di ricerca e per il rilascio di nuove concessioni per la coltivazione di risorse geotermiche ad alta temperatura;

c)     individuare i criteri per determinare, senza oneri né diretti né indiretti per la finanza pubblica, l’indennizzo del concessionario uscente relativamente alla valorizzazione dei beni e degli investimenti funzionali all’esercizio delle attività oggetto di permesso o concessione, nel caso di subentro di un nuovo soggetto imprenditoriale;

d)     definire procedure semplificate per lo sfruttamento del gradiente geotermico o di fluidi geotermici a bassa e media temperatura;

e)     abrogare regolamenti e norme statali in materia di ricerca e coltivazione di risorse geotermiche incompatibili con la nuova normativa.

Si ricorda, peraltro, che l’articolo 27, comma 29, della legge n. 99/2009 ha disposto l’abrogazione, con effetto dalla data di entrata in vigore del decreto legislativo di cui sopra, dei citati articoli 3, commi 3 e 6, e 10, comma 2, secondo periodo, della legge 9 dicembre 1986, n. 896.

Il decreto di riassetto della normativa geotermica

Il D.Lgs. 11 febbraio 2010, n. 22 di riassetto della normativa in materia di ricerca e coltivazione delle risorse geotermiche, è stato emanato in attuazione della delega contenuta nell'articolo 27, comma 28, della legge 23 luglio 2009, n. 99.

Il decreto è composto da 19 articoli, raggruppati in cinque capi:

CAPO I (artt. 1 e 2) - Disposizioni preliminari e programmatiche;

CAPO II (artt. 3-5) - Disposizioni sulla ricerca;

CAPO III (artt. 6-10) - Disposizioni sulla coltivazione;

CAPO IV (artt. 11-17) - Norme comuni alla ricerca e alla coltivazione;

CAPO V (artt. 18 e 19) - Norme finali e transitorie.

Su tale decreto è intervenuto successivamente il D.Lgs. 28/2011 di recepimento della direttiva UE sulle fonti rinnovabili.

La geotermia in Italia e nel mondo

Secondo gli ultimi dati del Gestore per i Servizi Energetici (GSE), si stima che i 31 impianti geotermoelettrici presenti in Italia a fine 2008 abbiano una produzione complessiva annuale attorno ai 5.520 GWh di potenza, grazie ad una capacità installata di 711 MW.

Il parco impianti geotermoelettrici in Italia è molto stabile per numerosità, potenza e produzione: tra il 1997 e il 2008, il tasso medio annuo di crescita è pari allo 0,9% per la numerosità, al 2,2% per la potenza e al 3,2% per la produzione.

Riguardo alla distribuzione della potenza installata in Italia nel 2008 secondo le classi di potenza, il GSE ha calcolato che il “67,7% degli impianti (21 di 31) appartengono alla classe compresa tra 10 e 20 MW ed hanno in media potenza pari a 17,2 MW. La classe tra 20 e 100 comprende il 16,1% degli impianti che hanno potenza media pari a 41,2 MW. Nella classe più piccola in termini di MW installati ci sono il 12,9% degli impianti”.

Le installazioni geotermoelettriche si trovano in Italia nella sola regione Toscana, come esplicitato dalle carte tematiche contenute nel rapporto, con la provincia di Pisa che detiene il primato con il 45,2% sul totale delle 31 centrali dislocate lungo la superficie nazionale, seguita rispettivamente da Siena (29,0%) e Grosseto (25,8%).

La Nazione, nel confronto con i principali Paesi che detengono il maggior numero di impianti geotermici, ricopre il terzo posto, seconda solamente a Stati Uniti e Messico.

Facendo un’attenta analisi tra la produzione geotermica italiana sulla produzione lorda da FER e quella lorda totale, il GSE ha dichiarato che nel primo caso rappresenta il 9,5%, nel secondo l'1,7%.

Sempre il GSE ha valutato che per quanto concerne la produzione elettrica tramite la geotermia – settore in cui l’Italia, come abbiamo visto, gioca un ruolo da protagonista a livello mondiale – vi sono ormai limitate possibilità di ulteriore sviluppo. Vi sono invece ottime possibilità per gli usi a bassa entalpia, un settore che sta conoscendo un forte sviluppo ovunque, ad eccezione del nostro Paese.

Le applicazioni geotermiche legate all’uso diretto del calore sono quelle più sviluppate nella UE: 18 Paesi su 27 utilizzano in tal senso risorse a media o bassa entalpia per un totale (escluse le pompe a calore geotermiche) di 2.490 MWt installati, con una produzione energetica di 793 mila tonnellate equivalenti di petrolio.

Va detto che le statistiche sugli usi diretti del calore geotermico sono difficili da effettuare, sia per la mancanza di una metodologia comune di calcolo, sia perché sono innumerevoli le applicazioni non contabilizzate (quasi tutte quelle termali, ma anche gran parte delle serre e della climatizzazione di edifici isolati).

Ad esempio gli usi termici in Ungheria – il Paese ove la tecnologia è maggiormente sviluppata - si ritiene siano ampiamente sottovalutati dalle statistiche ufficiali (725 MWt). Lo stesso, seppur in modo minore, per l’Italia, che è al secondo posto nella graduatoria dell’Unione europea (circa 500 MWt), seguita dalla Francia (307 MWt).

Le prospettive di sviluppo degli usi diretti geotermici a media e bassa entalpia sono ottime in molti Paesi. In particolare in Francia, ove si punta a triplicare gli usi attuali entro il 2015, anche grazie a forme di incentivi basati sulle “tonnellate di CO2 evitate”: gli incentivi statali ammontano a 400 ¤/t di CO2 evitata, cui possono aggiungersi ulteriori sovvenzioni regionali.

Per quanto concerne le applicazioni a bassissima entalpia, il GSE rileva che l’utilizzo delle pompe a calore geotermico sono in rapida diffusione in molti Paesi europei. È tuttavia difficilissimo contabilizzarle, sia perché alcuni (Paesi Bassi, Belgio) non le differenziano dalle pompe di calore ad aria, sia perché la maggior parte dei Paesi non dispone di statistiche affidabili in tal senso. L’Unione Europea è comunque l’area di maggiore diffusione di questa tecnologia nel mondo.

Secondo valutazioni di EurObserv’ER, a fine 2006 erano installate circa 600.000 pompe a calore geotermico nella UE, per una potenza di circa 7.300 MWt. In tale anno il mercato ha per la prima volta superato le 100.000 pompe vendute.

La Svezia è il Paese con il maggior numero di installazioni (oltre 40.000 a fine 2006), seguita da Germania (28.600 unità), Francia (20.000), Austria (7.235) e Finlandia (4.500). In Italia questo settore è quasi totalmente assente, mentre è in forte espansione in Germania, Francia, Austria, nei Paesi Baltici e Svizzera.

Con l’emanazione del decreto legislativo 11 febbraio 2010, n. 22, di riassetto della normativa in materia di ricerca e coltivazione delle risorse geotermiche (v. supra), secondo il Ministro dello sviluppo economico la geotermia verrà utilizzata maggiormente non solo per la produzione di elettricità, ma anche come fonte diretta di calore per il riscaldamento. In questo modo la geotermia, fonte rinnovabile seconda in Italia solo all’energia idroelettrica, otterrà maggiore impulso. Attualmente con la geotermia si producono 5 miliardi di chilowattora l’anno, sufficienti ai bisogni di elettricità di oltre un milione e mezzo famiglie, corrispondenti a circa 6 milioni di persone. Tale risorsa rappresenta ora il 10% delle fonti rinnovabili italiane e - secondo il Ministro Scajola - si prevede che possa così raddoppiare. Con un aumento della produzione di energia dalla geotermia si contribuirà a ridurre la dipendenza energetica nazionale dall’estero e si concorrerà a contenere le emissioni di gas serra (CO2).

Fra le stime effettuate dagli operatori di settore, generalmente concordi nel ritenere possibile un mantenimento dei tassi di sviluppo delle applicazioni geotermoelettriche e una crescita esponenziale degli utilizzi diretti, l’Unione Geotermica Italiana ha indicato come raggiungibile un incremento della potenza installata al 2020 di 700 MW per la generazione elettrica e di 6.000 MW per gli utilizzi diretti. Per quanto riguarda questi ultimi, in particolare, è atteso un boom delle applicazioni termiche industriali e – soprattutto – civili che, già notevolmente sviluppate attraverso tecnologie consolidate nei Paesi del nord Europa, rappresentano oggi in Italia un mercato in attivazione e dall’elevato potenziale. Nel nostro Paese, storicamente sede di applicazioni di eccellenza nel campo termale, ittico e florovivaistico (si pensi, ad esempio, nella sola Toscana, ai 4 milioni di utenti termali, agli impianti di itticoltura di Orbetello e ai vivai di Radicondoli), si sta assistendo, ad esempio, ad un interessante processo di downscale delle applicazioni delle pompe di calore a sonda geotermica che, forti di alcune istallazioni “simbolo” per l’intero panorama comunitario (es. il teleriscaldamento della città di Milano, progetto avviato dalla multiutility A2A), appaiono potersi diffondere con la capillarità tipica di Paesi quali Germania, Svizzera e Svezia.

L'Unione europea e la geotermia

L’Unione europea definisce «energia geotermica»: energia immagazzinata sotto forma di calore sotto la crosta terrestre.

Fra le fonti energetiche rinnovabili, se si escludono le bassissime entalpie, le risorse geotermiche sono certamente le meno uniformemente distribuite sul territorio comunitario.

Con ciò, nel gennaio 2008 la Commissione europea, al termine di un lavoro di valutazione sugli scenari energetici comunitari, ha affidato proprio al tema della cattura del calore geotermico attraverso pompe di calore un ruolo centrale nel proprio Climate action and renewable energy package introducendone, a tale scopo, uno specifico meccanismo di contabilizzazione ai fini del raggiungimento degli obiettivi nazionali di produzione di energia da fonti rinnovabili.

La declinazione comunitaria delle priorità di utilizzo della risorsa geotermica in chiave di vettoriamento dei flussi termici a scapito della generazione elettrica è stata poi ribadita nel marzo 2009 attraverso la direttiva del Parlamento europeo e del Consiglio sulla promozione degli usi delle energie da fonti rinnovabili. Questa, al fine di dare attuazione degli indirizzi espressi nel pacchetto clima-energia del 2008, ha formalizzato la metodologia per il calcolo della quantità di calore generata attraverso pompe di calore a sonda geotermica da considerarsi rinnovabile e ha introdotto l’obbligo per gli Stati Membri di implementare (entro il 31 dicembre 2012) schemi di qualificazione e certificazione per gli installatori di impianti geotermici a bassa entalpia o a pompa di calore con sonda geotermica. La direttiva ha inoltre stabilito l’obbligo per gli Stati Membri di valutare all’interno dei propri Piani Energetici Nazionali in forma prioritaria il ricorso alle reti di teleriscaldamento geotermiche ai fini del raggiungimento dei propri obiettivi al 2020, ma non ha previsto specifiche misure per il comparto geotermoelettrico.

La minore attenzione verso le alte entalpie può essere legata, almeno in parte, al fatto che i due principali progetti di ricerca nei quali erano riposte molte risorse al fine di ottenere una dimostrazione della replicabilità su scala comunitaria degli sfruttamenti dei bacini geotermici di consistenza ordinaria non hanno fruttato i risultati sperati (a Basilea, il tentativo di fratturazione delle hot dry rocks ha comportato significative complicazioni in termini di sismicità indotta e, a Soultz, i costi per lo sfruttamento di serbatoi profondi a media entalpia traverso cicli binari non ha evidenziato performance economiche soddisfacenti).

Vista la presenza, proprio in Italia, di favorevoli “territori laboratorio” (contesti nei quali una risorsa idonea è reperibile con relativa semplicità), è stato in più sedi posto il problema della necessità di guidare gli investimenti in ricerca secondo criteri di marginalità economica e valorizzazione delle migliori risorse disponibili prima che della generalizzabilità degli approcci. È stato questo uno dei temi sostenuti dal Centro di Eccellenza per la Geotermia di Larderello nel l’incontro internazionale organizzato dall’European Geothermal Energy Council nel febbraio 2009 a Bruxelles. In questa occasione è stata ufficialmente consegnata alla Regione Toscana, regione riconosciuta leader per lo sfruttamento delle risorse geotermiche, la “Dichiarazione di Bruxelles”, documento teso a fissare le priorità nella agenda della ricerca internazionale per il raggiungimento di importanti obiettivi, tra i quali, la riduzione al 2030 del 30% dei costi di generazione geotermoelettrica convenzionale e del 50% per quelli di generazione attraverso cicli alimentati con basse entalpie.

Per il settore geotermoelettrico, nella sua storia, l’Italia rappresenta a livello europeo non solo un fondamentale bacino di competenze tecniche, ma anche il Paese con le maggiori esperienze amministrative dettate dall’evoluzione di un complesso sistema di regolazione integrato che, assumendo la risorsa quale patrimonio indisponibile dello Stato, ne gestisce le competenze concorrenti e trasversali legate alla tutela dell’ambiente, all’energia, alla concorrenza e, più in generale, all’unità giuridica dell’ordinamento.

Proprio alla natura dell’evoluzione di questo sistema normativo è però legata una sua inadeguatezza a rispondere alle più recenti evoluzioni relative allo sviluppo delle utilizzazioni a bassa e bassissima entalpia quali, ad esempio, la realizzazione di pompe di calore con sonda geotermica ad uso civile.

Questa materia, infatti, gestita in maniera disomogenea sul territorio nazionale in virtù della delega delle competenze alle regioni, è concordemente indicata dagli operatori di settore quale meritevole di aggiornamenti al fine di garantire una maggiore integrazione con le discipline urbanistiche e edilizie, oltre che con le materie amministrative ed ambientali.

Sotto la spinta degli operatori della grande distribuzione e delle grandi utenze termiche aggregate (es. palazzetti dello sport, quartieri residenziali, etc.), la diffusione degli impianti a bassa e bassissima entalpia sta così oggi progredendo sul territorio nazionale a macchia di leopardo fra contesti nei quali le competenze amministrative sono mantenute dalle Regioni e contesti nei quali le competenze sono attribuite alle Province, fra procedure semplificate per le quali è richiesta la sottomissione di dati tecnici non dettagliati anche in caso si reiniezione dei fluidi e procedure per le quali si rendono necessarie valutazioni specialistiche complesse (es. analisi isotopiche, modellazioni 3D, implementazione di reti di monitoraggio, etc.).

Non giustificata da eventuali gap tecnologici del sistema produttivo italiano che, anzi, vanta punte di eccellenza mondiali ad esempio nel settore della compressione dei fluidi e della lavorazione delle leghe speciali, la crescita rallentata di una filiera industriale sulle basse e bassissime entalpie appare da attribuirsi ai limitati volumi e alla relativa immaturità della domanda impiantistica.

Una risposta, in tal senso, è attesa, oltre che dall’introduzione di sistemi di certificazione e qualificazione in recepimento a livello nazionale della direttiva comunitaria precedentemente illustrata, anche dallo sviluppo di leggi regionali che coordino la materia nel rispetto degli obiettivi indicati nei rispettivi piani energetici regionali.

Nel marzo 2009, in occasione di un Geothermal Expo di Offenburg, sono emerse dalla sessione dedicata agli operatori del settore geotermico italiano chiare indicazioni circa l’opportunità di sostenere la crescita del numero di installazioni a bassa e bassissima entalpia attraverso la produzione di linee guida condivise autorevoli e condivise, la sensibilizzazione e la formazione dei progettisti e la messa a disposizione degli investitori di registri di installatori accreditati sulla base della loro capacità di implementare le migliori tecniche disponibili.

Approfondimento: I conti energia

Il “Conto energia” costituisce lo strumento di disciplina generale delle modalità di incentivazione della produzione di energia elettrica mediante conversione fotovoltaica da fonte solare. Questo strumento di disciplina della incentivazione è stato introdotto per la prima volta nell’ordinamento con il decreto 28 luglio 2005 del Ministero delle attività produttive (ora Ministero dello sviluppo economico), in coerenza con le disposizioni della direttiva 2003/54/CE relativa a norme comuni per il mercato interno dell'energia elettrica e in attuazione dell’art. 7 del decreto legislativo n. 387/2003.

Il decreto legislativo 29 dicembre 2003, n. 387, “Attuazione della direttiva 2001/77/CE relativa alla promozione dell’energia elettrica prodotta da fonti energetiche rinnovabili nel mercato interno dell’elettricità”, con il quale si è provveduto al recepimento della direttiva 2001/77/CE concernente la promozione dell'energia elettrica prodotta da fonti rinnovabili all’art. 7 comma 1, ha previsto l’adozione di uno o più decreti con i quali definire i criteri per l'incentivazione della produzione di energia elettrica dalla fonte solare e al comma 2, lett. d) ha previsto una specifica tariffa incentivante per l’energia prodotta mediante conversione fotovoltaica della fonte solare di importo decrescente e di durata tali da garantire una equa remunerazione dei costi di investimento e di esercizio.

Al Primo Conto energia (DM 28 luglio 2005, modificato dal DM 6 febbraio 2006) hanno poi fatto seguito i DM 19 febbraio 2007 e 6 agosto 2010 relativi, rispettivamente, al Secondo e al Terzo Conto energia. Successivamente è stato emanato il DM 5 maggio 2011 recante Incentivazione della produzione di energia elettrica da impianti solari fotovoltaici (Quarto Conto energia) pubblicato nella GU del 12 maggio 2011. Da ultimo è stato pubblicato sulla Gazzetta ufficiale del 10 luglio 2012 il Quinto Conto Energia (D.M. 5 luglio 2012).

Nella materia oggetto dei Conti energia, assumono particolare rilevanza quattro nozioni.

La prima è quella di «impianto fotovoltaico» (chiamato anche «sistema solare fotovoltaico»). Tale è un impianto di produzione di energia elettrica mediante conversione diretta della radiazione solare, tramite l'effetto fotovoltaico. Un impianto fotovoltaico, dunque, trasforma direttamente l’energia solare in energia elettrica.

Esso è composto essenzialmente da:

moduli o pannelli fotovoltaici;

inverter, che trasforma la corrente continua generata dai moduli in corrente alternata;

quadri elettrici e cavi di collegamento.

I moduli sono costituiti da celle in materiale semiconduttore, il più utilizzato dei quali è il silicio cristallino. Essi rappresentano la parte attiva del sistema perché convertono la radiazione solare in energia elettrica.

Con l’espressione «Incentivazione in conto capitale» si intende l’erogazione di un contributo sull’investimento necessario per la realizzazione di un impianto. Si tratta del meccanismo di incentivazione esistente prima della introduzione dei Conti energia.

Con le espressioni «Incentivazione in conto energia» e «Tariffa incentivante» viene indicato invece un meccanismo di incentivazione introdotto successivamente, a partire dal Primo Conto energia, che remunera non la realizzazione dell’impianto, ma, per un certo numero di anni, la produzione di energia elettrica attraverso un impianto fotovoltaico, sulla base di tariffe incentivanti definite con decreto ministeriale.

Infine, per «costo indicativo cumulato annuo degli incentivi» o «costo indicativo cumulato degli incentivi» si intende la sommatoria dei prodotti della potenza di ciascun impianto fotovoltaico ammesso alle incentivazioni, di qualunque potenza e tipologia, per la componente incentivante riconosciuta o prevista per la produzione annua effettiva, laddove disponibile, o per la producibilità annua dell'impianto calcolata dal GSE sulla base dell'insolazione media del sito in cui è ubicato l'impianto, della tipologia di installazione e di quanto dichiarato dal soggetto responsabile

Il Quinto Conto Energia

Le nuove previsioni del Quinto Conto Energia, applicabili agli impianti che entrano in esercizio dopo il 27 agosto 2012, dispongono che:

gli incentivi si basino sul meccanismo della tariffa omnicomprensiva, nel senso che le agevolazioni riguardano solo l’energia immessa in rete mentre quella prodotta per l’autoconsumo beneficia di una tariffa premio;

il valore della tariffa varia a seconda dell’entità produttrice dell’impianto e delle luogo in cui lo stesso impianto è ubicato;

l’accesso all’incentivazione è automatico solo per taluni impianti ( prevalentemente quelli con potenza non superiore a 12 KW e quelli con potenza fino a 50 KW purché realizzati su edifici in sostituzione di coperture sulle quali viene operata la completa riduzione dell’eternit o dell’amianto); per i restanti impianti è prevista l’iscrizione in appositi registri in posizione tale da rientrare nei limiti massimo di costo stabiliti;

il meccanismo di incentivazione è previsto cessare decorsi trenta giorni dalla data in cui si raggiungerà il costo indicativo cumulato degli incentivi di 6,7 mliardi l’anno.

L’art. 1, comma 4, del DM 5 luglio 2012 (Quinto conto energia) prevede che il IV Conto Energia continua ad applicarsi

a) ai piccoli impianti integrati con caratteristiche innovative ed impianti a concentrazione che sono entrati in esercizio prima del 27 agosto 2012;

b) ai grandi impianti iscritti in posizione utile nei registri e che producono la certificazione di fine lavori nei termini previsti;

c) agli impianti realizzati su edifici pubblici e su aree delle amministrazioni pubbliche (di cui all’art.1, comma 2 del Decreto Legislativo n. 165 del 2001), che entrano in esercizio entro il 31 dicembre 2012. La Legge 24 dicembre 2012 n.228 (art.1, comma 425) - c.d. Legge di stabilità 2013 - ha prorogato il termine dell’entrata in esercizio di tali impianti:

   1. al 31 marzo 2013, purché a tale data l’impianto sia stato debitamente autorizzato;
   2. al 30 giugno 2013, purché l’impianto, al 31 marzo 2013, sia stato debitamente autorizzato e sottoposto alla procedura di VIA, di cui al D.lgs. 3 aprile 2006, n.152;
   3. al 30 ottobre 2013 nel caso di impianti sottoposti alla procedura di VIA di cui al D.lgs. 3 aprile 2006, n.152 e che siano stati autorizzati successivamente al 31 marzo 2013.

Con riferimento alle disposizioni normative (D.L. 74/2012, D.L. 83/2012, D.L. 174/2012) emanate in merito agli interventi urgenti in favore delle popolazioni colpite dagli eventi sismici che hanno interessato il territorio delle province di Bologna, Modena, Ferrara, Mantova, Reggio Emilia e Rovigo, il 20 e il 29 maggio 2012, il GSE ha precisato che:

1) gli impianti fotovoltaici realizzati e quelli in fase di realizzazione installati su fabbricati distrutti od oggetto di ordinanze sindacali di sgombero in quanto inagibili totalmente o parzialmente, accedono alle tariffe incentivanti cui avevano diritto al 6 giugno 2012, qualora entrino in esercizio entro il 31 dicembre 2013;

2) gli impianti fotovoltaici realizzati sui fabbricati distrutti possono essere ricostruiti anche a terra mantenendo le tariffe in vigore al momento dell’entrata in esercizio;

3) gli impianti fotovoltaici già autorizzati alla data del 30 settembre 2012 accedono agli incentivi vigenti alla data del 6 giugno 2012 (tariffe 1° semestre del Quarto Conto Energia), qualora entrino in esercizio entro il 31 dicembre 2013.

Ambito di applicazione 

Il DM 5 luglio 2012, pubblicato sulla Gazzetta Ufficiale n. 159 del 10 luglio 2012, cosiddetto Quinto Conto Energia, ridefinisce le modalità di incentivazione per la produzione di energia elettrica da fonte fotovoltaica. Le modalità di incentivazione previste dal Quinto Conto Energia si applicano a partire dal 27 agosto 2012, ovvero decorsi 45 giorni solari dalla data di pubblicazione della deliberazione con cui l’Autorità per l’energia elettrica e il gas (AEEG) ha determinato, su indicazione del GSE, il raggiungimento di un costo indicativo cumulato annuo degli incentivi pari a 6 miliardi di euro (Deliberazione AEEG 12 luglio 2012, 292/2012/r/efr). Il Quinto Conto Energia cessa di applicarsi decorsi 30 giorni solari dalla data in cui si raggiungerà un costo indicativo cumulato degli incentivi di 6,7 miliardi di euro l’anno (comprensivo dei costi impegnati dagli impianti iscritti in posizione utile nei Registri), che sarà comunicata dall’AEEG - sulla base degli elementi forniti dal GSE attraverso il proprio Contatore fotovoltaico - con un’apposita deliberazione. Le tariffe incentivanti del Quinto Conto Energia sono riconosciute alle seguenti tipologie tecnologiche: 

impianti fotovoltaici, suddivisi per tipologie installative (art.7 DM 5 luglio 2012);

impianti fotovoltaici integrati con caratteristiche innovative (art.8);

impianti fotovoltaici a concentrazione (art.9);

Gli interventi ammessi per richiedere le tariffe incentivanti sono quelli di nuova costruzione, rifacimento totale o potenziamento, così come definiti dal Decreto. Per beneficiare delle tariffe incentivanti è necessario che gli impianti fotovoltaici rispettino i requisiti descritti negli articoli 7, 8 e 9 del DM 05/07/12 e specificati nelle Regole Applicative per l’iscrizione al Registro e per il riconoscimento delle tariffe incentivanti.

Accesso ai meccanismi di incentivazione

Il Quinto Conto energia prevede due distinti meccanismi di accesso agli incentivi, a seconda della tipologia d’installazione e della potenza nominale dell’impianto:
Accesso diretto   Le seguenti categorie di impianti accedono direttamente alle tariffe incentivanti (“accesso diretto”), inviando al GSE la richiesta di ammissione agli incentivi secondo le modalità descritte nella sezione “Come richiedere gli incentivi”:

impianti fotovoltaici di potenza fino a 50 kW realizzati su edifici con moduli installati in sostituzione di coperture su cui è operata la completa rimozione dell’eternit o dell’amianto;

impianti fotovoltaici di potenza non superiore a 12 kW, inclusi gli impianti realizzati a seguito di rifacimento, nonché i potenziamenti che comportano un incremento della potenza dell'impianto non superiore a 12 kW;

impianti fotovoltaici integrati con caratteristiche innovative (BIPV) fino al raggiungimento di un costo indicativo cumulato degli incentivi di 50 ML€;

impianti fotovoltaici a concentrazione (CPV) fino al raggiungimento di un costo indicativo cumulato degli incentivi di 50 ML€;

impianti fotovoltaici realizzati da Amministrazioni Pubbliche mediante svolgimento di procedure di pubblica evidenza, fino al raggiungimento di un costo indicativo cumulato degli incentivi di 50 ML€;

impianti fotovoltaici di potenza superiore a 12 kW e non superiore a 20 kW, inclusi gli impianti realizzati a seguito di rifacimento, nonché i potenziamenti che comportano un incremento della potenza dell'impianto superiore a 12 kW e non superiore a 20 kW, che richiedono una tariffa ridotta del 20% rispetto a quella spettante ai pari impianti iscritti al Registro.

Accesso tramite Registro 

Tutti gli impianti che non ricadono tra le categorie sopra elencate, possono accedere agli incentivi previa iscrizione in posizione utile in appositi Registri informatici, tenuti dal GSE, (“accesso tramite Registro”), ciascuno dei quali caratterizzato da un proprio limite di costo, individuato dal Decreto. Il bando relativo al primo Registro è pubblicato dal GSE entro 20 giorni dalla data di pubblicazione delle Regole applicative per l’iscrizione al Registro e per il riconoscimento delle tariffe incentivanti e prevede la presentazione delle domande di iscrizione entro e non oltre i successivi 30 giorni naturali e consecutivi. Per i Registri successivi, i bandi sono pubblicati dal GSE ogni sei mesi a partire dalla data di chiusura del primo Registro e prevedono la presentazione delle domande di iscrizione entro i successivi 60 giorni.  

Tariffe incentivanti 

Le tariffe incentivanti previste dal Quinto Conto Energia sono alternative rispetto ai meccanismi dello scambio sul posto, del ritiro dedicato e della cessione dell’energia al mercato (per i soli impianti di potenza fino a 1 MW). Pertanto i Soggetti Responsabili titolari di convenzione di ritiro dedicato o di scambio sul posto per impianti ammessi in graduatoria in posizione utile nei Registri previsti dal DM 5 luglio 2012 dovranno recedere dalla convenzione all’atto della richiesta delle tariffe incentivanti. Il Quinto Conto Energia remunera a differenza dei precedenti meccanismi di incentivazione, con una tariffa omnicomprensiva la quota di energia netta immessa in rete dall’impianto e, con una tariffa premio, la quota di energia netta consumata in sito.
In particolare, ferme restando le determinazioni dell’AEEG in materia di dispacciamento, il GSE con il Quinto Conto Energia eroga:

sulla quota di produzione netta immessa in rete

per gli impianti di potenza nominale fino a 1 MW, una tariffa omnicomprensiva, determinata sulla base della potenza e della tipologia dell’impianto e individuata, rispettivamente, per gli impianti fotovoltaici, per gli impianti integrati con caratteristiche innovative e per gli impianti fotovoltaici a concentrazione;

per gli impianti di potenza nominale superiore a 1 MW, la differenza, se positiva, fra la tariffa omnicomprensiva e il prezzo zonale orario. Nei casi in cui il prezzo zonale orario sia negativo, tale differenza non può essere superiore alla tariffa omnicomprensiva applicabile all’impianto in funzione della potenza, della tipologia e del semestre di riferimento. L’energia prodotta dagli impianti di potenza nominale superiore a 1 MW resta nella disponibilità del produttore. I prezzi zonali orari mensili possono essere consultati sul sito del GME.

sulla quota di produzione netta consumata in sito, è attribuita una tariffa premio.

Nel caso di un impianto con autoconsumo la tariffa spettante sarà, quindi, data dalla somma della tariffa omnicomprensiva sulla quota di produzione netta immessa in rete e della tariffa premio sulla quota di produzione netta consumata.

Agli impianti fotovoltaici con potenza nominale non superiore a 20 kW, interamente adibiti all’alimentazione di utenze in corrente continua, collegati alla rete elettrica ma che non immettono energia in rete, sarà invece riconosciuta solo una tariffa premio sull’energia netta consumata in sito.

Come stabilito dal DM 5 luglio 2012, i valori delle due tariffe (omnicomprensiva e premio), saranno progressivamente decrescenti per i semestri d’applicazione del Quinto Conto Energia, a partire dal 27 agosto 2012.

La tariffa spettante è quella vigente alla data di entrata in esercizio dell’impianto e, a partire da tale data, è riconosciuta per un periodo di 20 anni.

La tariffa incentivante rimane costante in moneta corrente per tutto il periodo dell’incentivazione, considerato al netto di eventuali fermate disposte per problematiche connesse alla sicurezza della rete o ad eventi calamitosi, riconosciuti come tali dalle autorità competenti.

Maggiorazioni delle tariffe
Le tariffe omnicomprensive e le tariffe premio sull’energia consumata in sito sono incrementate, limitatamente agli impianti fotovoltaici e agli impianti integrati con caratteristiche innovative, dei seguenti premi tra loro cumulabili, quantificati in €/MWh (riportati nell’art.5, comma 2 lettera a) del Decreto):

per gli impianti con componenti principali realizzati unicamente all’interno di un Paese che risulti membro dell’Unione Europea o dello Spazio Economico Europeo (Islanda, Liechtenstein e Norvegia)

per gli impianti realizzati su edifici con moduli installati in sostituzione di coperture su cui è operata la completa rimozione dell’eternit o dell’amianto
Le modalità per la richiesta e il riconoscimento dei premi sono specificate nelle Regole Applicative per l’iscrizione ai Registri e per l’accesso alle tariffe incentivanti

Il quarto conto energia

Il Quarto Conto energia (DM 5 maggio 2011) è stato adottato in attuazione dell’art. 25 del decreto legislativo 3 marzo 2011, n. 28, recante attuazione della direttiva 2009/28/CE sulla promozione dell'uso dell'energia da fonti rinnovabili.

L’art. 25 del D.Lgs. 28/2011 ha inciso sull’applicazione del Terzo Conto energia ed ha posto le basi normative per il Quarto Conto energia. In fatti tale norma:

a) da un lato, ha anticipato al 31 maggio 2011 il termine del Terzo conto energia, inizialmente previsto nel 31 dicembre 2013;

b) dall’altro lato, ha rimesso ad un decreto del Ministro dello sviluppo economico la definizione della nuova disciplina relativa all’incentivazione degli impianti che entreranno in esercizio oltre il 31 maggio 2011.

Il DM 5 maggio 2011 prevede una nuova disciplina delle modalità di incentivazione della produzione di energia elettrica da impianti fotovoltaici e pone le basi per lo sviluppo di tecnologie innovative per la conversione fotovoltaica. Il nuovo regime di incentivazione si applicherà agli impianti fotovoltaici che entreranno in esercizio tra il 31 maggio 2011 e il 31 dicembre 2016.

L’obiettivo indicativo di potenza installata a livello nazionale è di circa 23.000MW con un costo indicativo cumulato annuo degli incentivi stimabile tra 6 e 7 miliardi di euro (articolo 1).

Il Titolo I del DM reca disposizioni di applicazione generale.

Tipologie di impianti

L’articolo 4 prevede tre tipologie di impianti:  

1. impianti solari fotovoltaici, distinti in piccoli impianti e grandi impianti.

Piccoli impianti

Impianti realizzati su edifici che hanno una potenza non superiore a 1000 kW, gli altri impianti con potenza non superiore a 200 kW operanti in regime di scambio sul posto, nonché gli impianti di potenza qualsiasi realizzati su edifici ed aree delle Amministrazioni pubbliche di cui all'art. 1, comma 2, del decreto legislativo n. 165 del 2001 (articolo 3,comma 1, lettera u)).

Grandi impianti

Impianti che non rientrano nella definizione di piccoli impianti (articolo 3, comma 1, lettera v));  

2. impianti fotovoltaici integrati con caratteristiche innovative.

Impianto che utilizza moduli non convenzionali e componenti speciali, sviluppati specificatamente per sostituire elementi architettonici, e che risponde ai requisiti costruttivi e alle modalità di installazione indicate in allegato 4 (articolo 3, comma 1, lettera f));  

3. impianti a concentrazione.

Impianto composto principalmente da un insieme di moduli in cui la luce solare è concentrata, tramite sistemi ottici, su celle fotovoltaiche, da uno o più gruppi di conversione della corrente continua in corrente alternata e da altri componenti elettrici minori.

Regime di sostegno agli impianti

L’articolo 4, commi 3-6 prevede i limiti all’incentivazione dell’energia prodotta.

A titolo esemplificativo si veda la tabella riepilogativa riportata di seguito.

Impianti solari fotovoltaici
(titolo ii)

Impianti fotovoltaici integrati con caratteristiche innovative
(Titolo iii)

impianti a concentrazione
(Titolo iv)

Piccoli

Grandi

Secondo semestre 2011 e primo e secondo semestre 2012

Ammessi senza limiti di costo annuo, fatte salve le riduzioni tariffarie programmate stabilite dall’All. 5

Ammessi nei limiti di costo annuo individuati dalla TAB 1.1

Si applicano le riduzioni tariffarie programmate stabilite dall’All.5

Anni
2013-2016

Il superamento dei costi di cui alla tab.1.2 non limita l’accesso alle tariffe incentivanti, ma determina una riduzione aggiuntiva alle stesse per il periodo successivo, sulla base di quanto stabilito dall’All.5.

Il superamento dei costi di cui alla tab.1.3 non limita l’accesso alle tariffe incentivanti, ma determina una riduzione aggiuntiva alle stesse per il periodo successivo, sulla base di quanto stabilito dall’All.5.

Contributi in conto capitale e altri benefici

L’articolo 5 prevede che alcuni tipi di contributi in conto capitale, finalizzati alla realizzazione dell’impianto, possano essere erogati anche in presenza della tariffa incentivante.

Le tipologie di contributi previste dal decreto per la realizzazione degli impianti sono le seguenti:

1. non superiori al 30% del costo dell’investimento:

per impianti su edifici aventi potenza nominale non superiore a 20KW;

per impianti su edifici pubblici e su edifici di proprietà di ONLUS;

per aree oggetto di interventi di bonifica, ubicate all’interno di siti contaminati ;

per impianti integrati con caratteristiche innovative e a concentrazione.

2. fino al 60% del costo dell’investimento:

per impianti realizzati su scuole pubbliche o paritarie, su strutture sanitarie, su immobili di strutture militari e penitenziarie e, infine su superfici e immobili di proprietà di enti locali o di regioni e province autonome.

 Inoltre sono previsti finanziamenti a tasso agevolato, benefici conseguenti all’accesso ai fondi di garanzia e di rotazione istituiti da enti locali o regioni e province autonome e infine il diritto al beneficio della riduzione dell’imposta sul valore aggiunto.

Condizioni per l'accesso alle tariffe incentivanti

Secondo l’articolo 6, i grandi impianti

che entrano in esercizio entro il 31 agosto 2011, accedono direttamente alle tariffe incentivanti (fatto salvo l'onere di comunicazione al GSE dell'avvenuta entrata in esercizio entro 15 giorni solari dalla stessa);

che non entrano in esercizio entro il 31 agosto 2011, per gli anni 2011 e 2012 accedono alle tariffe incentivanti qualora ricorrano congiuntamente due ulteriori condizioni relative alla posizione di iscrizione nel registro dei grandi impianti (si veda l’articolo 8) e alla data in cui la certificazione di fine lavori dell'impianto perviene al GSE (sette mesi dalla data di pubblicazione della graduatoria, incrementata a nove mesi per gli impianti di potenza superiore a 1 MW).

In tutti i casi la tariffa incentivante spettante è quella vigente alla data di entrata in esercizio dell'impianto.

Lo spostamento di un impianto fotovoltaico in un sito diverso da quello di prima installazione comporta la decadenza dal diritto alla tariffa incentivante. Eventuali modifiche, sullo stesso sito, della configurazione dell'impianto non possono comportare un incremento della tariffa incentivante.

Indennizzo per la perdita del diritto ad una tariffa incentivante

L’articolo 7 riguarda i casi in cui il mancato rispetto, da parte del gestore di rete, dei tempi per il completamento della realizzazione della connessione e per l'attivazione della connessione, comporti la perdita del diritto a una determinata tariffa incentivante.

In tali casi, si applicano le misure di indennizzo previste e disciplinate dalla delibera dell'Autorità per l'energia elettrica e il gas ARG/elt 181/10 e relativo allegato A, e successive modifiche e integrazioni.

Tale delibera, in relazione agli indennizzi, richiama il Testo Integrato delle Connessioni Attive (TICA), che definisce le condizioni per l’erogazione del servizio di connessione alle reti elettriche i cui gestori hanno obbligo di connessione di terzi stabilendo, fra l’altro:

a) disposizioni particolari per la connessione degli impianti di produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili, in coerenza con quanto previsto dall’articolo 14 del decreto legislativo n. 387/03;

b) forme di indennizzo automatico verso il soggetto richiedente la connessione nel caso di mancato rispetto delle tempistiche definite per la comunicazione del punto di consegna e per l’esecuzione dei lavori di connessione.

Si segnala che di recente con la delibera ARG/elt 51/11, l’AEEG ha fornito un’interpretazione autentica della definizione di “data di completamento della connessione” per le finalità di cui al Testo Integrato della Connessioni Attive: "la data di completamento della connessione, che pone fine al tempo per la realizzazione della connessione, è la data di invio del documento relativo al completamento della realizzazione e alla disponibilità all'entrata in esercizio della connessione. Ciò presuppone che il gestore di rete abbia completato tutte le attività preliminari di propria competenza, rendendosi reperibile per definire, d'accordo con il richiedente, la data dell'attivazione. Tra le attività preliminari necessarie ai fini dell'attivazione della connessione rientra anche la predisposizione e l'invio al richiedente del regolamento d'esercizio nonché, qualora tale attività non sia effettuata dal richiedente, l'installazione dei misuratori necessari.".

Registro per i grandi impianti

L’articolo 8 riguarda il registro per i grandi impianti, per il quale il GSE ha già pubblicato regole tecniche  che definiscono i criteri e le modalità di iscrizione al registro per i grandi impianti fotovoltaici nonché di formazione delle graduatorie.

Per gli anni 2011 e 2012, infatti, i soggetti responsabili di grandi impianti devono richiedere al GSE l'iscrizione all'apposito registro informatico.

Il GSE forma la graduatoria degli impianti iscritti al registro e la pubblica sul proprio sito entro quindici giorni dalla data di chiusura del relativo periodo, secondo i seguenti criteri di priorità, da applicare in ordine gerarchico:

a) impianti entrati in esercizio alla data di presentazione della richiesta di iscrizione;

b) impianti per i quali sono stati terminati i lavori di realizzazione alla data di presentazione della richiesta di iscrizione; in tal caso, fermo restando quanto previsto all'art. 9;

c) precedenza della data del pertinente titolo autorizzativo;

d) minore potenza dell'impianto;

e) precedenza della data della richiesta di iscrizione al registro.

L'iscrizione al registro non è cedibile a terzi.

L’articolo 9 riguarda la certificazione di fine lavori per i grandi impianti. Per gli anni 2011 e 2012, il soggetto titolare di un impianto iscritto al Registro comunica al GSE il termine dei lavori di realizzazione dell'impianto, e trasmette copia della comunicazione e della perizia al gestore di rete, il quale verifica la rispondenza di quanto dichiarato nella perizia asseverata dandone comunicazione al GSE.

Accesso alle tariffe incentivanti

Entro quindici giorni solari dalla data di entrata in esercizio dell'impianto, il soggetto responsabile è tenuto a far pervenire al GSE la richiesta di concessione della pertinente tariffa incentivante. Il mancato rispetto dei termini di cui al presente comma comporta il mancato riconoscimento delle tariffe incentivanti per il periodo intercorrente fra la data di entrata in esercizio e la data della comunicazione al GSE, fermo restando il diritto alla tariffa vigente alla data di entrata in esercizio.

Il GSE, verificato il rispetto delle disposizioni del presente decreto, determina e assicura al soggetto responsabile l'erogazione della tariffa spettante entro centoventi giorni dalla data di ricevimento della medesima richiesta (articolo 10).

Mentre il Titolo I (articoli 1-10) contiene disposizioni comuni ai diversi impianti fotovoltaici, i Titoli II, III e IV si occupano rispettivamente di tre diverse classi di impianti fotovoltaici (“normali”, integrati e a concentrazione). Le diverse classi, assieme alla potenza, alla tipologia e al momento di entrata in esercizio determinano l’ammontare della tariffa incentivante, secondo le regole definite dall’allegato 5 (si veda il testo del decreto). La tariffa incentivante è riconosciuta per un periodo di venti anni a decorrere dalla data di entrata in esercizio dell'impianto.

Impianti solari fotovoltaici “normali”

Il Titolo II (articoli 11-14) riguarda gli impianti fotovoltaici “normali”, disponendo in merito ai requisiti dei soggetti e degli impianti (articolo 11) e alle relative tariffe incentivanti.

Per l'energia elettrica prodotta dagli impianti fotovoltaici di questa tipologia, il soggetto responsabile ha diritto a una tariffa individuata sulla base di quanto disposto dall'allegato 5.

Si vedano la tabella 1 (giugno, luglio e agosto 2011), la tabella 2 (per i mesi da settembre a dicembre 2011), la tabella 3 (per il primo e secondo semestre 2012), la tabella 4 e la tabella 5 per le tariffe dal 2013 al 2016. A decorrere dal primo semestre 2013 le tariffe assumono valore onnicomprensivo sull'energia immessa nel sistema elettrico. Sulla quota di energia autoconsumata è attribuita una tariffa specifica. Le nuove tariffe sono individuate dalla tabella 4, mentre le riduzione programmate per i semestri successivi sono individuate dalla tabella 5 e sono applicate alle tariffe vigenti nel semestre precedente.

I punti 6, 7 e 8 dell’allegato 5 considerano il fatto che le tariffe di ciascun semestre possono essere ulteriormente ridotte rispetto a quanto previsto dalla tabella 5 sulla base del costo annuo imputabile agli impianti che entrano in esercizio nel periodo di osservazione.

La tariffa incentivante è riconosciuta per un periodo di venti anni a decorrere dalla data di entrata in esercizio dell'impianto.

Ai fini dell'attribuzione delle tariffe incentivanti, più impianti fotovoltaici realizzati dal medesimo soggetto responsabile o riconducibili a un unico soggetto responsabile e localizzati nella medesima particella catastale o su particelle catastali contigue si intendono come unico impianto di potenza cumulativa pari alla somma dei singoli impianti.

Le tariffe incentivanti possono essere incrementate con un premio aggiuntivo:

per piccoli impianti sugli edifici, qualora abbinati ad un uso efficiente dell'energia, con le modalità definite dall’articolo 13;

per specifiche tipologie e applicazioni di impianti fotovoltaici elencate dall’articolo 14

Si tratta, ad esempio, di:

- impianti fotovoltaici ubicati in zone industriali, miniere, cave o discariche esaurite, area di pertinenza di discariche o di siti contaminati;

- piccoli impianti, dei quali siano soggetti responsabili piccoli comuni;

- impianti realizzati su edifici installati in sostituzione di coperture in eternit o comunque contenenti amianto;

- impianti il cui costo di investimento, per quanto riguarda i componenti diversi dal lavoro, sia per non meno del 60% riconducibile ad una produzione realizzata all'interno della Unione europea.

In relazione a tali premi, ogni singolo incremento è da intendersi non cumulabile con gli altri. A decorrere dal 2013 la tariffa a cui è applicato l'incremento è pari alla componente incentivante. Il premio è riconosciuto sull'intera energia elettrica prodotta dall'impianto fotovoltaico.

Gli impianti i cui moduli costituiscono elementi costruttivi di pergole, serre, barriere acustiche, tettoie e pensiline hanno diritto a una tariffa pari alla media aritmetica fra la tariffa spettante per «impianti fotovoltaici realizzati su edifici» e la tariffa spettante per «altri impianti fotovoltaici».

Per quanto concerne le serre, al fine di garantire la coltivazione sottostante, le serre a seguito dell'intervento devono presentare un rapporto tra la proiezione al suolo della superficie totale dei moduli fotovoltaici installati sulla serra e della superficie totale della copertura della serra stessa non superiore al 50%.

Ai soli fini di cui al presente decreto, i fabbricati rurali sono equiparati agli edifici, sempreché accatastati prima della data di entrata in esercizio dell'impianto fotovoltaico.

Impianti fotovoltaici integrati

Il Titolo III (articoli 15-16) riguarda gli impianti fotovoltaici integrati con caratteristiche innovative, ovvero gli impianti fotovoltaici che utilizzano moduli non convenzionali e componenti speciali, sviluppati specificatamente per integrarsi e sostituire elementi architettonici. L’articolo 15 dispone in merito ai requisiti dei soggetti e degli impianti, e l’articolo 16 riguarda le tariffe incentivanti.

Per l'energia elettrica prodotta dagli impianti fotovoltaici di tale tipologia, il soggetto responsabile ha diritto a una tariffa individuata sulla base di quanto disposto dall'allegato 5.

Per l’anno 2011, le tariffe per gli impianti che entrano in esercizio a decorrere dal 1° giugno 2011 sono individuate dalla tabella 6. Le tariffe per il primo e secondo semestre del 2012 sono individuate dalla tabella 7. A decorrere dal primo semestre 2013 le tariffe assumono valore onnicomprensivo sull'energia immessa nel sistema elettrico. Sulla quota di energia autoconsumata è attribuita una tariffa specifica. Le nuove tariffe sono individuate dalla tabella 8, mentre le riduzione programmate per i semestri successivi (per gli anni 2013 e 2014) sono individuate dalla tabella 9 e sono applicate alle tariffe vigenti nel semestre precedente.

I punti 13, 14 e 15 dell’allegato 5 considerano il fatto che le tariffe di ciascun semestre possono essere ulteriormente ridotte rispetto a quanto previsto dalla tabella 9 sulla base del costo annuo imputabile agli impianti che entrano in esercizio nel periodo di osservazione. Secondo il punto 16, a decorrere dal 2015 gli impianti di cui al titolo III accedono alle tariffe previste per gli impianti di cui al titolo II.

La tariffa incentivante è riconosciuta per un periodo di venti anni a decorrere dalla data di entrata in esercizio dell'impianto.

Le tariffe incentivanti possono essere incrementate con un premio aggiuntivo nel caso di piccoli impianti sugli edifici, qualora abbinati ad un uso efficiente dell'energia, con le modalità definite dall’articolo 13.

Impianti fotovoltaici a concentrazione

Il Titolo IV (articoli 17-19) riguarda gli impianti a concentrazione.

Ai sensi dell’articolo 3, comma 1, lettera r), un «sistema solare fotovoltaico a concentrazione o impianto fotovoltaico a concentrazione» è un impianto di produzione di energia elettrica mediante conversione diretta della radiazione solare, tramite l'effetto fotovoltaico; esso è composto principalmente da un insieme di moduli in cui la luce solare è concentrata, tramite sistemi ottici, su celle fotovoltaiche, da uno o più gruppi di conversione della corrente continua in corrente alternata e da altri componenti elettrici minori.

L’articolo 17 dispone in merito ai requisiti dei soggetti e degli impianti, e l’articolo 18 riguarda le tariffe incentivanti.

Per l'energia elettrica prodotta dagli impianti fotovoltaici di cui al presente titolo, il soggetto responsabile ha diritto a una tariffa individuata sulla base di quanto disposto dall'allegato 5.

Le tariffe per gli impianti che entrano in esercizio a decorrere dal 1° giugno 2011 sono individuate dalla tabella 10. Le tariffe per il primo e secondo semestre del 2012 sono individuate dalla tabella 11. A decorrere dal primo semestre 2013 le tariffe assumono valore onnicomprensivo sull'energia immessa nel sistema elettrico. Sulla quota di energia autoconsumata è attribuita una tariffa specifica. Le nuove tariffe sono individuate dalla tabella 12, mentre le riduzione programmate per i semestri successivi (per gli anni 2013 e 2014) sono individuate dalla tabella 13 e sono applicate alle tariffe vigenti nel semestre precedente. I punti 21, 22 e 23 dell’allegato 5 considerano il fatto che le tariffe di ciascun semestre possono essere ulteriormente ridotte rispetto a quanto previsto dalla tabella 13 sulla base del costo annuo imputabile agli impianti che entrano in esercizio nel periodo di osservazione. Secondo il punto 24, a decorrere dal 2015 gli impianti di cui al titolo IV accedono alle tariffe previste per gli impianti di cui al titolo II.

La tariffa incentivante è riconosciuta per un periodo di venti anni a decorrere dalla data di entrata in esercizio dell'impianto.

L’articolo 19 riguarda invece gli impianti fotovoltaici con innovazione tecnologica.

Ai sensi dell’articolo 3, comma 1, lettera t), un «impianto fotovoltaico con innovazione tecnologica» è un impianto fotovoltaico che utilizza moduli e componenti caratterizzati da significative innovazioni tecnologiche.

Con un successivo decreto del Ministro dello sviluppo economico, di concerto con il Ministro dell'ambiente e della tutela del territorio e del mare e d'intesa con la Conferenza unificata, saranno definite le caratteristiche di innovazione tecnologica e i requisiti tecnici di tali impianti con innovazione tecnologica, e definite le tariffe incentivanti spettanti nonché i requisiti per l'accesso.

Disposizioni finali

Il Titolo V dispone in merito:

ai compiti dell'Autorità per l'energia elettrica e il gas (articolo 20), che, fra l’altro, entro sessanta giorni dalla data di entrata in vigore del presente decreto, deve aggiornare ed integrare, laddove necessario, i provvedimenti già emanati;

alle verifiche e ai controlli (articolo 21), prevedendo che il GSE, nelle more dell'emanazione della disciplina organica sui controlli disposta dall'art. 42 del decreto legislativo n. 28 del 2011, definisca modalità per lo svolgimento dei controlli che prevedono anche ispezioni sugli impianti, anche al fine di verificare la veridicità di quanto dichiarato dai soggetti responsabili;

al monitoraggio della diffusione, divulgazione dei risultati e attività di informazione (articolo 22), impegnando il GSE a trasmettere, entro il 31 marzo di ogni anno, al Ministero dello sviluppo economico, al Ministero dell'ambiente e della tutela del territorio e del mare, alle regioni e province autonome e all'Autorità per l'energia elettrica e il gas, un rapporto relativo all'attività svolta e ai risultati conseguiti a seguito dell'applicazione dei diverti decreti “conto energia”, fornendo, con separato riferimento ai diversi decreti interministeriali (28 luglio 2005, 6 febbraio 2006, 19 febbraio 2007, 6 agosto 2010, 5 maggio 2011), per ciascuna regione e provincia autonoma e per ciascuna tipologia di impianto e di ubicazione, la potenza annualmente entrata in esercizio, la relativa produzione energetica, i valori delle tariffe incentivanti erogate, l'entità cumulata delle tariffe incentivanti erogate in ciascuno degli anni precedenti e ogni altro dato ritenuto utile. Tra gli altri compiti informativi disposti dall’articolo 22, il GSE deve anche predisporre un'anagrafica unica per gli impianti fotovoltaici;

monitoraggio tecnologico e alla promozione dello sviluppo delle tecnologie (articolo 23), da parte dell’ENEA, in coordinamento con il GSE, effettua un monitoraggio tecnologico. al fine di individuare le prestazioni delle tecnologie impiegate negli impianti fotovoltaici già realizzati ovvero realizzati nell'ambito delle disponibilità del presente decreto;

pubblicità dei dati sulle potenze cumulate e sui costi (articolo 24), da parte del GSE;

agli impianti fotovoltaici di cui al titolo II i cui soggetti pubblici responsabili sono enti locali (in attuazione dell’articolo 2, comma 173, della legge finanziaria per il 2008), che sono considerati come impianti fotovoltaici realizzati su edifici (articolo 25).

alla clausola di salvaguardia finanziaria (articolo 26).

I primi tre conti energia

Per un'analisi approfondita del contenuto v. I primi tre conti energia.

Approfondimento: Scambio sul posto

Con l’espressione “scambio sul posto” si intende il servizio gestito dal Gestore dei servizi elettrici (GSE) che consente ad un cliente di utilizzare i servizi di rete per “immagazzinare” l’energia elettrica immessa quando non ci sono necessità di consumo e di riprelevarla dalla rete quando gli serve.

Il servizio di scambio sul posto consiste, infatti, in una particolare forma di autoconsumo in sito che consente di compensare l’energia elettrica prodotta e immessa in rete in un certo momento con quella prelevata e consumata in un momento differente da quello in cui avviene la produzione.

Nello scambio sul posto il sistema elettrico costituisce uno strumento per l’immagazzinamento virtuale dell’energia elettrica prodotta ma non contestualmente autoconsumata. Condizione necessaria per l’erogazione del servizio di scambio sul posto è la coincidenza tra il punto di immissione e di prelievo dell'energia elettrica scambiata con la rete elettrica con l’obbligo di connessione di terzi.

La disciplina del servizio di scambio sul posto, introdotto dall’articolo 10, comma 7, secondo periodo, della legge n. 133/1999 (Disposizioni in materia di perequazione, razionalizzazione e federalismo fiscale) per gli impianti alimentati da fonti rinnovabili di potenza elettrica non superiore a 20 kW e poi confermato dall’articolo 6 del decreto legislativo n. 387/2003 (attuazione della direttiva 2001/77/CE relativa alla promozione dell'energia elettrica prodotta da fonti energetiche rinnovabili nel mercato interno dell'elettricità), è stata inizialmente definita dalle delibere AEEG n. 224/00 e n. 28/06.

Con la deliberazione n. 224/00 l’Autorità ha dato applicazione alle disposizioni previste dalla legge n. 133/1999 per i soli impianti fotovoltaici realizzati da clienti del mercato vincolato titolari di un contratto di fornitura di energia elettrica. Con la successiva delibera AEEG n. 28/06 è stata data una prima attuazione alle disposizioni contenute nel D.Lgs. 387/2003, attraverso l’estensione dello scambio sul posto a tutte le tipologie di clienti e a tutti gli impianti alimentati da fonti rinnovabili di potenza fino a 20 kW.

La delibera 28/06 prevedeva che lo scambio sul posto si concretizzasse attraverso un saldo fisico pari alla differenza tra l’energia elettrica immessa e quella prelevata (modalità net metering).

A partire dal 1° gennaio 2009 è diventato operativo il Testo integrato delle modalità e delle condizioni tecnico-economiche per lo scambio sul posto (TISP), approvato con la deliberazione ARG/elt n. 74/08, nel quale sono recepite anche le disposizioni del decreto legislativo n. 20/2007 per gli impianti di cogenerazione ad alto rendimento.

Con la delibera AEEG n. 74/08, ai sensi della quale a partire dal 1° gennaio 2009 il servizio di scambio sul posto viene gestito non più dai diversi distributori ma dal solo GSE, secondo modalità uniformi per tutto il sistema nazionale, attraverso un portale informatico, sono state introdotte regole più semplici a sostegno della produzione di energia elettrica nei piccoli impianti alimentati da fonti rinnovabili o da cogenerazione.

Le nuove regole si applicano agli impianti di produzione da fonti rinnovabili fino a 20 kW e quelli da cogenerazione ad alto rendimento con potenza fino a 200 kW.

Lo scambio sul posto per questi ultimi impianti di cogenerazione è stato introdotto dall’articolo 6, comma 4, del D.Lgs. n. 20/2007 (attuazione della direttiva 2004/8/CE sulla promozione della cogenerazione basata su una domanda di calore utile nel mercato interno dell'energia, nonché modifica alla direttiva 92/42/CEE) in cui si prevede che la regolazione dello scambio sul posto tenga conto della valorizzazione dell’energia elettrica scambiata con il sistema elettrico nazionale, degli oneri e delle condizioni per l’accesso alle reti. Le disposizioni relative allo scambio sul posto per la cogenerazione ad alto rendimento, a differenza di quelle relative alle fonti rinnovabili, non vietano la vendita dell’energia elettrica prodotta in eccesso rispetto ai propri consumi.

A partire dal 1° gennaio 2009 coloro che già usufruiscono del servizio di scambio sul posto dovranno semplicemente presentare l’istanza al GSE entro il 31 marzo 2009, stipulando una nuova convenzione con il gestore.

Le indicazioni sulle procedure da seguire sono disponibili sul sito del GSE.

Il nuovo regime non comporterà nessuna modifica delle modalità di ottenimento e di erogazione dell’incentivo previsto per gli impianti fotovoltaici (conto energia fotovoltaico) né alcuna spesa. I benefici economici derivanti dall’erogazione del servizio decorreranno dal 1° gennaio 2009.

La nuova disciplina prevede l'erogazione da parte del GSE di un contributo cosiddetto in conto scambio (CS) che consiste nell’ammontare (in euro) determinato dal GSE che garantisce l’equivalenza tra quanto pagato dall’utente dello scambio sul posto in riferimento all’energia prelevata ed il valore dell’energia immessa in rete tramite il punto di scambio.

Il contributo viene calcolato, su base annuale solare, prendendo in considerazione la quantità di energia scambiata in rete (ammontare minimo tra energia immessa ed energia prelevata dalla rete elettrica), il controvalore in euro dell'energia immessa (associato dal GSE all’energia immessa in rete) e il valore in euro dell'energia prelevata dalla rete, suddiviso, quest'ultimo, in due componenti, onere energia ed onere servizi.

Il contributo si configura come ristoro di una parte degli oneri sostenuti per il prelievo dell’energia elettrica dalla rete.

L'onere servizi viene compensato dal GSE limitatamente alla sola quota di energia scambiata con la rete.

L'onere energia viene confrontato con il controvalore in euro dell'energia immessa in rete. Qualora il controvalore dell’energia immessa risultasse superiore all’onere energia sostenuto dall’utente dello scambio, il saldo positivo viene registrato a credito di quest’ultimo che potrà utilizzarlo per compensare l’onere energia negli anni successivi.

L’eventuale credito può essere utilizzato negli anni successivi senza più incorrere nel suo annullamento trascorsi tre anni, come invece previsto in precedenza. Per la cogenerazione, il produttore può scegliere se utilizzare l’eventuale credito negli anni successivi, al pari delle fonti rinnovabili, oppure incassarlo al termine dell’anno, ottenendo un compenso monetario.

Il contributo viene calcolato trimestralmente in acconto e corrisposto quando si superi una soglia minima definita dal GSE. Un conguaglio del contributo in conto scambio maturato in corso d’anno sarà calcolato e corrisposto su base annuale.

Successivamente, in attuazione di quanto disposto dall’art. 20 del decreto ministeriale 18 dicembre 2008 (Incentivazione della produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili, ai sensi dell'articolo 2, comma 150, della legge 24 dicembre 2007, n. 244)  del Ministero dello sviluppo economico, l’Autorità per l’energia elettrica e il gas ha adottato la delibera ARG/elt 1/09 del 12 gennaio 2009, con la quale il regime dello scambio sul posto (di cui alla delibera ARG/elt 74/08) è stato esteso agli impianti di generazione alimentati da fonti rinnovabili di potenza fino a 200 kW entrati in esercizio dopo il 31 dicembre 2007. A questi si applicheranno le regole già in vigore dal 1° gennaio 2009 per gli impianti da fonti rinnovabili di potenza fino a 20 kW.

Con la Deliberazione 293/2012/R/efr, l'AEEG ha definito la nuova regolazione dello scambio sul posto, al fine di rivedere le modalità di restituzione degli oneri generali di sistema e di semplificarne la fruizione anche per gli impianti già entrati in esercizio, dando attuazione alle disposizioni previste dal decreto interministeriale 6 luglio 2012. La nuova regolazione trova applicazione dall’anno 2013.

Compatibilità con incentivi   Lo scambio sul posto è un meccanismo non compatibile con il ritiro dedicato dell’energia e con la tariffa omnicomprensiva. Gli impianti che accedono ai meccanismi di incentivazione previsti dai Decreti Interministeriali del 5 luglio 2012 (V Conto Energia) e del 6 luglio 2012 (incentivi per fonti rinnovabili diverse dal fotovoltaico) non possono accedere al servizio di scambio sul posto.

Mercati energetici

Con il decreto legislativo 93/2011 (pubblicato sulla Gazzetta Ufficiale del 28 giugno 2011, S.O. n. 157) l'Italia ha dato attuazione al "terzo pacchetto" UE sui mercati interni dell'energia elettrica e del gas.

Terzo pacchetto energia

La legge 96/2010, legge comunitaria 2009 (A.C. 2449), ha delegato il Governo al recepimento della direttiva 2009/72/CE sul mercato interno dell'energia elettrica e della direttiva 2009/73/CE sul mercato interno del gas naturale. Tali deleghe sono state attuate dal decreto legislativo 93/2011, che si pone gli obiettivi di aumentare la sicurezza degli approvvigionamenti, di aumentare la concorrenza nel mercato interno dell’elettricità e del gas, di assicurare un’efficace separazione tra imprese del gas che sono proprietarie e che gestiscono reti di trasporto e imprese che utilizzano le reti di trasporto medesime per l’importazione e la vendita di gas, di tutelare maggiormente i consumatori e in particolare i clienti “vulnerabili”.

Tale decreto legislativo è stato presentato alle Camere per il prescritto parere (schema di decreto legislativo n. 335). La Commissione X della Camera dei deputati ha reso un parere favorevole con condizioni e osservazioni nella seduta del 17 maggio 2011. Il Consiglio dei Ministri n. 140 del 31 maggio 2011 ha approvato in via definitiva il decreto legislativo, che è stato pubblicato in G.U. il 28 giugno (entrando quindi in vigore il 29 giugno 2011).

Apertura dei mercati energetici

In una "memoria" presentata nell'audizione del 12 novembre 2008 presso la 10 Commissione Industria del Senato, l’Autorità per l’energia elettrica e il gas, intervenendo in merito allo stato di avanzamento dei processi di liberalizzazione dei due principali mercati energetici nel nostro Paese, ne ha rilevato il diverso livello di concorrenza risultante da una serie di asimmetrie esistenti sia in termini di peso dell’operatore dominante che di proprietà e gestione delle reti di trasporto e delle attività necessarie allo sviluppo dei mercati.

Con riferimento al settore elettrico l’Autorità ha rilevato l’esistenza effettiva di numerosi produttori e la riduzione del peso del maggior operatore (ENEL) a meno di un terzo del totale della produzione. Inoltre ha posto in rilievo la funzione calmieratrice svolta dall'Acquirente Unico Spa, società interamente pubblica che acquista l’energia per soddisfare la domanda dei clienti tutelati che ancora non hanno scelto di passare al mercato libero, ricordando che tale soggetto di fatto costituisce il più grande grossista (30% circa della domanda nazionale) ma agisce in piena concorrenza con gli altri operatori, senza vantaggi di natura normativa.

Relativamente al settore del gas naturale, l’Autorità ha rilevato che il relativo mercato è caratterizzato da un’offerta che a stento riesce a far fronte alla domanda e a garantire la sicurezza degli approvvigionamenti e risulta, inoltre, privo di caratteristiche di competizione in quanto controllato direttamente o indirettamente dall’ENI. L’assenza di una rete di trasporto indipendente disincentiva gli investimenti di operatori terzi in quanto l’imparzialità dell’accesso alla rete e della gestione del dispacciamento non è garantita dall’indipendenza dell’operatore ma solo dal controllo ex post dell’Autorità stessa e dell’Antitrust. Mancava inoltre nel mercato all’ingrosso del gas la presenza di un unico soggetto che acquistasse per i clienti tutelati.

L'Autorità per l'energia ha ribadito che in Italia la liberalizzazione del mercato dell'energia viaggia a due velocità: con efficacia nel settore elettrico, già positivamente aperto alla concorrenza; con molte resistenze e difficoltà invece nel settore del gas, penalizzato dalla scarsa concorrenzialità.

Considerazioni relative alla concorrenzialità ed efficienza dei mercati dell'energia elettrica e del gas sono contenute anche nella "memoria" predisposta dall'Autorità per l'energia per l'audizione del 20 ottobre 2010 presso la Commissione Industria del Senato.

Sul sito dell'Autorità per l'energia elettrica e il gas è disponibile la segnalazione sullo stato dei mercati dell’energia elettrica e del gas naturale e le relative criticità.

Mercato elettrico

Al fine di garantire minori oneri per famiglie e imprese riducendo il prezzo dell’energia elettrica, l'art. 3, comma 10, del decreto-legge 185/2008  (A.C. 1972), ha dettato i principi ai quali il D.M. 29 aprile 2009 ha poi conformato la disciplina relativa al mercato elettrico, promuovendone la concorrenzialità. In attuazione degli indirizzi e delle direttive di cui al D.M. 29 aprile 2009 sono state approvate modifiche al testo integrato della Disciplina del mercato elettrico, da ultimo, con D.M. 16 ottobre 2009 e D.M. 24 novembre 2009.

Nel corso dell’esame del suddetto decreto-legge il Governo ha accolto gli ordini del giorno Franzoso n. 9/1972/70 e Iannaccone n. 9/1972/41, con i quali si impegna il Governo a garantire il mantenimento di una tariffa unica nazionale sul costo dell'energia elettrica.

Mercato del gas

L'articolo 30 della legge 99/2009 (A.C. 1441-ter), nell’ambito di misure per l'efficienza del settore energetico:

affida la gestione economica del mercato del gas naturale in esclusiva al Gestore del mercato elettrico (GME), che dovrà organizzarlo secondo criteri di neutralità, trasparenza, obiettività e concorrenza (la disciplina del mercato del gas, predisposta dal GME, è approvata con decreto del Ministro dello sviluppo economico). In attesa della definizione della disciplina del mercato del gas, il DM 18 marzo 2010 e il DM 6 agosto 2010 danno avvio in maniera graduale alla Borsa del gas affidata al GME (ora Gestore dei mercati energetici);

assegna all'Acquirente Unico, quale fornitore di ultima istanza, il compito di garantire la fornitura di gas ai clienti finali domestici in condizioni di continuità, sicurezza ed efficienza del servizio;

per garantire la competitività dei clienti finali industriali caratterizzati da elevato e costante utilizzo di gas, prevede una delega legislativa volta alla revisione dei tetti antitrust al fine di rendere il mercato del gas naturale maggiormente concorrenziale e all'individuazione di misure che garantiscano l’effettivo trasferimento dei benefìci della maggiore concorrenzialità anche agli stessi clienti finali industriali. A tale previsione, acquisiti i pareri parlamentari sullo schema di decreto iniziale (atto n. 213), è stata data attuazione con il decreto legislativo 130/2010. Il provvedimento procede ad una revisione sostanziale dei tetti antitrust prevedendo un valore-soglia della quota di mercato all’ingrosso pari al 40%, innalzabile al 55% purché l’operatore si impegni ad un programma di sviluppo degli stoccaggi i cui diritti di utilizzazione siano resi disponibili al mercato (clienti finali industriali e loro aggregazioni) secondo determinate modalità. Al riguardo vengono previste misure volte a sopperire all'inevitabile lasso di tempo necessario all'approntamento delle nuove infrastrutture di stoccaggio, mediante l'anticipazione degli effetti che ci sarebbero nel mercato all'entrata in servizio delle infrastrutture.

Precedentemente l'articolo 3 del decreto-legge 78/2009 (A.C. 2561), ha introdotto disposizioni volte a promuovere l'efficienza e la concorrenza nel mercato all'ingrosso del gas naturale, favorendo la riduzione del costo dell'energia per l'anno termico 2009-2010.

L’articolo 15 del D.L. 1/2012 ha poi previsto che la separazione proprietaria del gruppo Snam S.p.A. venga effettuata entro il 24 settembre 2013. Il decreto del Presidente del Consiglio dei Ministri 25 maggio 2012 ha dato attuazione a tale norma, disciplinando i criteri, le condizioni e la modalità cui si deve conformare il gruppo Snam S.p.A. al fine di adottare il modello di separazione proprietaria, di cui all’articolo 19 del D.Lgs. 93/2011. Nell'ottobre 2012, Snam S.p.A. ha comunicato la cessione da parte di ENI S.p.A. del 30% meno un’azione del capitale votante di Snam S.p.A. e quindi del relativo controllo.

Sistema informatico integrato

L’articolo 1-bis del decreto-legge 105/2010 (A.C. 3660), istituisce presso l’Acquirente Unico un Sistema informatico integrato (SII) per la gestione dei flussi informativi relativi ai mercati dell’energia elettrica e del gas, basato su una banca dati dei punti di prelievo e dei dati identificativi dei clienti finali. I flussi informativi gestiti attraverso il Sistema potranno comprendere anche informazioni concernenti eventuali inadempimenti contrattuali da parte dei clienti finali, funzionali all’adozione di misure volte alla sospensione della fornitura nei confronti dei clienti finali inadempienti.

L'Autorità per l'energia con deliberazione ARG/com 201/10 ha approvato i criteri generali di funzionamento e di gestione del SII e con deliberazione ARG/com 224/10ha approvato le specifiche tecniche e il disciplinare di gara predisposti dall'Acquirente Unico per l'acquisizione dei supporti e servizi informatici necessari per realizzare il SII.

Approfondimenti

L'industria della raffinazione in Italia

Le imprese partecipate dallo Stato

Metano per autotrazione

Prezzi e tariffe

Dossier pubblicati

Sul decreto legislativo di attuazione del Terzo Pacchetto Energia

D.Lgs. 1 giugno 2011, n. 93 - Mercato dell'energia elettrica e del gas - Terzo pacchetto energia ' Schede di lettura (08/07/2011)

Concorrenza, sviluppo delle infrastrutture e competitività (Decreto liberalizzazioni) - D.L. 1/2012 - A.C. 5025 - Schede di lettura (Articoli da 1 a 40-bis) - Tomo I (06/03/2012)

Su SNAM rete gas

Concorrenza, sviluppo delle infrastrutture e competitività (Decreto liberalizzazioni) - D.L. 1/2012 - A.C. 5025 - Schede di lettura (Articolo 15) - Tomo I (06/03/2012)

Documenti e risorse web

Segnalazione dell'Autorità per l'energia relativa al decreto legislativo 130/2010 recante misure per la maggiore concorrenzialità nel mercato del gas naturale

Approfondimento: L'industria della raffinazione in Italia

L'indagine conoscitiva sul settore della raffinazione

L'industria della raffinazione in Italia versa da alcuni anni in una situazione di crisi e di sofferenza, costretta, da un lato, ad attivare ingenti investimenti per il rinnovamento dei macchinari, al fine di meglio rispondere ai criteri di efficienza energetica imposti dall’Unione europea, e dall’altro, a confrontarsi con il sensibile calo della domanda di prodotti raffinati e con l’aumento della pressione fiscale nel settore.

Nel corso della XVI legislatura la X Commissione Attività produttive, commercio e turismo della Camera dei Deputati ha dunque deliberato, nella seduta del 25 ottobre 2011, di svolgere un’indagine conoscitiva sulla crisi del settore.

Sin dal 2009, infatti, il settore della raffinazione italiano sta attraversando una grave crisi determinata da molteplici fattori che hanno condotto ad un calo generalizzato dei consumi dei carburanti e ad un drastico ridimensionamento delle esportazioni soprattutto verso gli Stati Uniti.
L’intero comparto della raffinazione europeo da alcuni anni è interessato da una crisi di sistema, che potrebbe evolvere verso un quadro ben più drammatico rispetto a quanto già osservato. Infatti, gli effetti congiunturali della crisi economica globale si sono sovrapposti a una preesistente situazione di sofferenza del sistema.

La crisi strutturale del sistema affonda le proprie radici nella progressiva riduzione dei consumi in Europa, che decrescono al ritmo del 2 per cento medio annuo a partire dal 2005, conseguenza della bassa dinamica demografica, della crescente efficienza energetica e dell’introduzione dei biocarburanti.
Il sensibile calo dei consumi petroliferi, destinato a peggiorare nei prossimi anni, e la forte concorrenza delle nuove raffinerie dei paesi extra-Ue, sostanzialmente prive di obblighi e vincoli ambientali e spesso sussidiate direttamente dallo stato, avranno effetti dirompenti sulla struttura industriale italiana ed europea ove non siano messi in campo interventi volti a tutelare tale settore di attività.
In Europa si è già avviato un processo di razionalizzazione da parte delle major petrolifere, che hanno già cominciato a ridurre la propria esposizione alla raffinazione.
Le nuove regole introdotte dall’Ue in materia di efficienza energetica, peraltro, hanno avuto un forte e negativo impatto sulle raffinerie europee, mettendo a rischio il mantenimento di questa industria in Europa.

Il sistema della raffinazione italiano è costituito da 16 raffinerie presenti sull’intero territorio nazionale, per una capacità complessiva di raffinazione di poco superiore ai 100 milioni di tonnellate/anno. Il 100 per cento della capacità di raffinazione installata in Italia è rappresentata da aziende aderenti all’Unione Petrolifera.
Si tratta di realtà industriali e di investimenti importanti per l’economia locale in cui sono incorporate, con numeri significativi sul piano dell’occupazione diretta e indotta, e la cui chiusura avrebbe ripercussioni a cascata su tutto l’hinterland in cui operano.
Sulla base degli ultimi dati diffusi dall’Unione petrolifera italiana emerge in particolare la necessità di una ristrutturazione significativa di un settore che oggi presenta un eccesso di capacità produttiva che il mercato interno non è in grado di assorbire: un eccesso di capacità pari a circa 15-20 milioni di tonnellate. Nel 2009 infatti il tasso di utilizzazione degli impianti è stato dell’81 per cento; negli ultimi 6 anni inoltre i consumi sono diminuiti di 18 milioni di tonnellate, mentre nei soli primi dieci mesi del 2010 il calo è stato di altri 2 milioni di tonnellate.
Nel periodo 1997-2009 sono stati investiti nel settore quasi 17 miliardi di euro, di cui il 60 per cento destinati al miglioramento ambientale dei cicli produttivi. Altri 5 miliardi di euro di investimenti sono stati programmati fino al 2012. Per realizzare questo significativo piano di investimenti appare necessario creare e mantenere un quadro legislativo e regolatorio stabile e prevedibile.
L’indagine conoscitiva si propone quindi di approfondire l’analisi sul settore della raffinazione come rilevante comparto del sistema industriale del nostro Paese e della sua intera economia a causa delle strette interdipendenze che legano la raffinazione medesima a molteplici comparti produttivi. Scopo dell’indagine è altresì quello di valutare la necessità di interventi di carattere legislativo che non potranno prescindere da una maggiore consapevolezza circa la strategicità del settore della raffinazione ai fini della sicurezza energetica del Paese né da una profonda e concreta analisi dei possibili impatti sul piano occupazionale e sociale di eventuali chiusure stante il consistente numero di occupati, diretti ed indiretti, nel settore e del loro alto grado di qualificazione tecnica e professionale.

Per approfondimenti, si veda il documento conclusivo dell'indagine conoscitiva approvato dalla Commissione X.

Gli interventi di semplificazione del "decreto sviluppo"

L’articolo 36 del D.L. 83/2012 contiene alcune semplificazioni di adempimenti burocratici per il settore petrolifero, con particolare attenzione al settore della raffinazione. A tal fine vengono integrate, fra l’altro, alcune norme in materia dettate dal decreto “semplificazioni” (D.L. 5/2012) e dal Codice ambientale (D.Lgs. 152/2006).

In particolare, si dispone che:

i sistemi di sicurezza già in atto possono continuare ad essere utilizzati solo nel caso di chiusura di un impianto di raffinazione e sua trasformazione in deposito (e non più in caso di reindustrializzazione dei siti di interesse nazionale), in caso di attività di reindustrializzazione dei siti contaminati;

la concertazione con il Ministero delle infrastrutture è necessaria solo per gli impianti industriali strategici;

il termine per il rilascio dei provvedimenti amministrativi per apportare modifiche agli stabilimenti di lavorazione di oli minerali; passi da 180 a 90 giorni;

il Ministero dell’ambiente adotti procedure semplificate per le operazioni di bonifica relative alla rete di distribuzione dei carburanti;

non si applichino le verifiche periodiche delle attrezzature a pressione per gli impianti di produzione a ciclo continuo e per quelli di fornitura di servizi essenziali;

l’importazione di prodotti petroliferi da Paesi non appartenenti all’Unione europea sia soggetta ad autorizzazione del MISE a partire dal 2012;

non sia necessaria una particolare autorizzazione per le pensiline di carico di benzina su autobotti all’interno dei depositi petroliferi.

I commi 1-5 modificano ed integrano il D.L. 5/2012 (c.d. “decreto semplificazioni”): i commi 1-4 modificano l’articolo 57 relativo alle infrastrutture strategiche, e il comma 5 aggiunge l’articolo 57-bis che apporta semplificazioni amministrative sempre in materia infrastrutture strategiche.

Il comma 1 interviene sul comma 9 del citato articolo 57 rendendolo applicabile solo al caso di chiusura di un impianto di raffinazione e sua trasformazione in deposito, e non a tutte le attività di reindustrializzazione dei siti di interesse nazionale, come risulta dal seguente testo a fronte.

Il comma 2 integra il comma 2 del citato articolo 57 del decreto “semplificazioni” esplicitando che la concertazione con il Ministero delle infrastrutture e dei Trasporti per le autorizzazioni relative ad una serie di infrastrutture-insediamenti propri del settore energetico, è necessaria solo per gli impianti industriali strategici e le relative infrastrutture disciplinati dall’articolo 52 del Codice della Navigazione. Si tratta dei depositi e degli stabilimenti situati, anche soltanto in parte, entro i confini del demanio marittimo o del mare territoriale, ovvero comunque collegati al mare, a corsi d'acqua o canali marittimi. Le concessioni per l’impianto e l’esercizio di tali strutture sono disciplinate dal codice della Navigazione.

Si ricorda che l’articolo 57, comma 2, del D.L. 5/2012, nel testo previgente, prevedeva che le autorizzazioni relative ad una serie di infrastrutture-insediamenti propri del settore energetico (gli stabilimenti di lavorazione e stoccaggio di oli minerali, i depositi costieri di oli minerali, i depositi di carburante per aviazione siti nelle aree aeroportuali, i depositi di stoccaggio di prodotti petroliferi (escluso il GPL) di capacità superiore a 10.000 metri cubi, i depositi di stoccaggio di GPL di capacità non inferiore a 200 tonnellate, gli oleodotti facenti parte della rete nazionale degli oleodotti) fossero rilasciate dallo Stato e, in specie, dal Ministero dello Sviluppo economico, di concerto con il Ministero delle Infrastrutture e dei trasporti, d’intesa con le Regioni interessate. Sono per altro fatte salve le particolari competenze in materia delle Regioni a Statuto speciale e delle Province autonome di Trento e Bolzano, nonché le normative in materia ambientale.

Il comma 3 interviene sul comma 4 del citato articolo 57, in particolare abbreviando il termine ivi previsto da 180 a 90 giorni.

Secondo la relazione illustrativa, la norma introduce un coordinamento delle "autorizzazioni ambientali" prevedendo tempi certi di rilascio, fatta salva la VIA.

Si ricorda che il comma 4 dell’articolo 57 del decreto “semplificazioni” assoggetta al termine finale di 180 giorni il rilascio di una serie di altri provvedimenti amministrativi (autorizzazioni, concessioni, concerti, intese, nulla osta, pareri e assensi) che siano eventualmente previsti, dalle normative di settore, per poter apportare le modifiche agli stabilimenti di lavorazione e ai depositi di oli minerali e agli oleodotti cui si riferisce il comma 58 dell’art. 1 della L. 239 del 2004.

Il comma 4 aggiunge al citato articolo 57 del decreto “semplificazioni” il comma 15-bis, che integra l’articolo 252 del Codice ambientale (D.Lgs. 152/2006) in materia di procedura di bonifica dei siti di interesse nazionale, per prevedere che il Ministero dell’ambiente e della tutela del territorio e del mare adotti procedure semplificate per le operazioni di bonifica relative alla rete di distribuzione carburanti.

Tali modifiche hanno l'obiettivo di ridurre i tempi di bonifica e gli oneri sulle imprese al fine di migliorare la competitività economica. La prima modifica riguarda i punti vendita ubicati nei Siti di interesse nazionale (SIN) ed è volta ad unificare le competenze per i procedimenti di bonifica per la rete carburanti in capo alle Regioni, i cui tempi di conclusione del procedimento amministrativo di bonifica possono essere molto più rapidi che non nei Siti di interesse nazionale, in ragione della complessità di quest'ultimi. Infatti, la gestione dei 57 Siti di interesse nazionale è molto complessa e la procedura conseguente risulta troppo articolata per questa specifica tipologia di siti di ridotte dimensioni, a cui sono state dedicate anche procedure semplificate nelle linee guida tecniche di analisi di rischio predisposte da ISPRA (appendice V, giugno 2009).

Il comma 5 aggiunge l’articolo 57-bis al decreto “semplificazioni” in materia di verifiche periodiche delle attrezzature a pressione. Tali verifiche comportano la fermata degli impianti, e pertanto la norma punta a coordinare la calendarizzazione delle verifiche con le esigenze di continuità operativa e produttiva, in particolare per gli impianti di produzione a ciclo continuo (ad esempio le raffinerie) e per la fornitura di servizi essenziali. La disciplina attualmente applicata per le verifiche periodiche di riqualificazione dell'integrità (con cadenza decennale) e del funzionamento (con cadenza biennale) delle attrezzature a pressione è costituita D.M. 329/2004.

Più in particolare, il comma 1del nuovo articolo 57-bis prevede che non si applichino agli impianti di produzione a ciclo continuo nonché a quelli per la fornitura di servizi essenziali le periodicità di cui alle Tabelle A e B del citato D.M. 329/2004, che riportano le frequenze della riqualificazione periodica delle attrezzature a pressione (ad esempio: tubazioni per gas, recipienti contenenti gas compressi, liquefatti e disciolti o vapori, bombole per apparecchi respiratori, estintori portatili).

Tali impianti sono monitorati in continuo e ricadono nel campo di applicazione dell’articolo 8 del D.Lgs. n. 334/1999, ovvero il loro gestore è tenuto a redigere un rapporto di sicurezza.

Sotto la responsabilità dell’utilizzatore deve essere accertata, da un organismo notificato per la direttiva 97/23/CE in materia di attrezzature a pressione, la sostenibilità della diversa periodicità in relazione alla situazione esistente presso l’impianto. Sulla base dell’accertamento potrà essere utilizzata una periodicità incrementale non superiore ad anni 3 rispetto a quelle previste per legge. La documentazione di accertamento deve essere conservata dall’utilizzatore per essere presentata, a richiesta, agli Enti preposti alle verifiche periodiche di sicurezza espletate dai competenti organi territoriali.

Con il comma 2del nuovo articolo 57-bis si prevede che per le infrastrutture e insediamenti strategici, per gli impianti a ciclo continuo e per quelli che rivestono carattere di pubblica utilità o servizio essenziale, in presenza di difetti che possono pregiudicare la continuità di esercizio di un'attrezzatura, a giudizio e sotto la responsabilità dell’utilizzatore, possono essere effettuati interventi temporanei di riparazione, anche con attrezzatura in esercizio, finalizzati a mantenere la stabilità strutturale dell'attrezzatura e garantire il contenimento delle eventuali perdite per il tempo di ulteriore esercizio fino alla data di scadenza naturale della verifica periodica successiva alla temporanea riparazione.

Tali temporanee riparazioni sono effettuate secondo le specifiche tecniche previste ai sensi dall’articolo 3 del presente D.M. n.329/2004, o norme tecniche internazionali riconosciute.

Si ricorda che il citato articolo 3 prevede che, su richiesta del Ministero dello sviluppo economico le specifiche tecniche concernenti l'esercizio delle attrezzature e degli insiemi di cui sono elaborate in collaborazione con l'ISPESL e con l'Ente Nazionale Italiano di Unificazione (UNI), tenendo conto delle normative emanate dal Comitato europeo di normazione, sentite le associazioni di categoria interessate, e successivamente approvate dal MiSE di concerto con il Ministero del lavoro e delle politiche sociali.

Il comma 6 assoggetta l’importazione di prodotti petroliferi finiti liquidi da Paesi non appartenenti all’Unione Europea, a partire dal 2012, ad autorizzazione del Ministero dello sviluppo economico, sentita l’Agenzia delle Dogane.

Tale autorizzazione è rilasciata sulla base di criteri determinati con decreto del Ministero dello sviluppo economico, di concerto con il Ministero dell’ambiente e della tutela del territorio, da adottare entro tre mesi dall’entrata in vigore del presente decreto, nel quale sono individuati i requisiti minimi per l’ottenimento dell’autorizzazione, tenendo anche conto dell’aderenza dell’impianto estero di produzione dei prodotti petroliferi oggetto di importazione alle prescrizioni ambientali, di salute dei lavoratori e di sicurezza, previste dalla disciplina comunitaria per gli impianti produttivi ubicati all’interno della Comunità.

La norma ha la duplice finalità di evitare

le distorsioni di mercato tra prodotti petroliferi prodotti in stabilimento ubicati all'interno dell'Unione europea, soggetti a severe normative ambientali e di sicurezza, rispetto a prodotti petroliferi raffinati in impianti che non sono soggetti a tali normative e quindi con costi di produzione sensibilmente minori;

il peggioramento delle condizioni ambientali complessive attraverso la delocalizzazione delle raffinerie in paesi extraeuropei che hanno vincoli ambientali minori.

Il comma 7 dispone un intervento di semplificazione amministrativa per le pensiline di carico di benzina su autobotti all'interno di depositi petroliferi che siano già adeguate alle prescrizioni in materia del Codice ambientale.

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Le leggi - D.L. 22 giugno 2012, n. 83 "Misure urgenti per la crescita del Paese" convertito in legge, con modificazioni, dalla legge 7 agosto 2012, n. 134 - Schede di lettura

Approfondimento: Le imprese partecipate dallo Stato

La Commissione X Attività produttive, commercio e turismo della Camera dei Deputati ha approvato nella seduta del 22 gennaio 2013 il documento conclusivo dell'indagine conoscitiva sulle caratteristiche attuali dello sviluppo del sistema industriale e il ruolo delle imprese partecipate dallo Stato, con particolare riferimento al settore energetico; l’indagine è stata deliberata il 25 ottobre 2011 e è stata avviata con le prime audizioni alla fine del successivo mese di novembre. Il documento conclusivo, pur non contenendo le consuete conclusioni politiche essendo stato posto in votazione a Camere sciolte, evidenzia il lavoro svolto dalla Commissione consistito nell'approfondimento del quadro normativo e nell'acquisizione di importanti elementi conoscitivi emersi nel corso delle audizioni.
La commissione Attività produttive ha effettuato una ricognizione puntuale sulle imprese che operano nei settori  energetico e della produzione industriale, approfondendo le prospettive del migliore utilizzo dello società partecipate, con particolare riferimento alle loro finalità economiche e alla loro capacità di integrarsi o meno per supportare il più completo tessuto produttivo del Paese.
Nel corso dell'indagine conoscitiva e delle varie e complesse audizioni svolte è emerso il grande potenziale dell'industria italiana e il ruolo decisivo dello Stato all'interno del sistema; tale importante presenza, come ha sottolienato il relatore in fase di approvazione del documento conclusivo, potrà, se adeguatamente valorizzata, favorire la ripresa economica di aziende italiane che rappresentano importanti asset del sistema produttivo. Le società partecipate dallo Stato agiscono in settori economici di particolare strategicità; ciò appare particolarmente rilevante per il settore energetico, bastipensare a realtà quali ENI, Enel, Snam Rete Gas, Terna, SOGIN. Altre operano nel settore dell'internazionalizzazione (ad es. la SACE) e della produzione industriale e della ricerca (Finmeccanica, Fincantieri, SOGIN, STMicroelectronics NV)».Il quadro normativo all’interno del quale operano le società  a partecipazione pubblica presenta aspetti di notevole complessità . Si tratta di una serie di disposizioni speciali, spesso introdotte in risposta ad esigenze contingenti, che si intrecciano con la disciplina codicistica di carattere generale. Nell'ultimo decennio il fenomeno si è amplificato anche grazie all'aumento del numero delle società controllate da amministrazioni regionali, provinciali e locali.

Il Ministero dell’economia e delle finanze è, tra i soggetti pubblici, quello che detiene il numero maggiore di società partecipate. 

Nel settore energetico partecipa direttamente a:

ENEL S.p.A. al 31,24 per cento. Enel è la più grande azienda elettrica italiana; opera nel campo della generazione di elettricità da impianti termoelettrici e rinnovabili con circa 40 GW di capacità installata. Di questi, circa 3 GW prodotti da impianti rinnovabili sono gestiti attraverso Enel Green Power EGP. Inoltre, Enel gestisce gran parte della rete di distribuzione elettrica del paese e offre soluzioni integrate di prodotti e servizi per l’elettricità e il gas ai sui 33 milioni di clienti;

ENI S.p.A al 4,34 per cento, mentre Cassa depositi e prestiti detiene una partecipazione del 25,76 per cento; L'attività svolta da ENI S.p.A.. interessa la produzione di olio, greggio e gas in decine di Paesi e anche in Italia; l’azienda svolge, inoltre, commercializzazione di gas ed energia, anche attraverso SNAM, e la Saipem (oggi Versalis), una delle società più grandi al mondo in ingegneria e costruzioni. Infine svolge alcune attività che possono essere considerate passività in quanto legate al risanamento ambientale, svolte da Syndial Spa;

GSE S.p.A., Gestore dei servizi elettrici, al 100 per cento; Il GSE promuove la sostenibilità ambientale attraverso l’incentivazione e lo sviluppo delle fonti di energia rinnovabile in Italia Le attività mirano a garantire agli operatori il sostegno economico per l’utilizzo delle fonti energetiche rinnovabili Inoltre svolge un'intensa attività dedicata ai rapporti internazionali, collaborando con i principali enti, istituzioni e associazioni di settore;

 SOGIN S.p.A., Società Gestione Impianti Nucleari, al 100 per cento. Sogin è la società di Stato incaricata della bonifica ambientale dei siti nucleari italiani e della messa in sicurezza dei rifiuti radioattivi provenienti dalle attività nucleari industriali, mediche e di ricerca. Inoltre esssa è impegnata nella più grande bonifica ambientale del nostro Paese per garantire la sicurezza dei cittadini, salvaguardare l’ambiente e tutelare le generazioni future. Oltre le quattro centrali nucleari italiane di Trino (VC), Caorso (PC), Latina e Garigliano (CE) sono stati affidati in gestione a Sogin gli impianti Enea di Saluggia (VC), Casaccia (RM) e Rotondella (MT) e l’impianto FN di Bosco Marengo (AL). Infine Sogin ha il compito di localizzare, realizzare e gestire il Parco Tecnologico, comprensivo del Deposito Nazionale dei rifiuti radioattivi.

In relazione al settore dell'internazionalizzazionepartecipa a

SACE S.p.A, società costituita – con decorrenza dal l° gennaio 2004 – attraverso la trasformazione in società per azioni del preesistente ente pubblico economico denominato Istituto per i Servizi Assicurativi del Commercio Estero .La società rilascia garanzie e coperture assicurative in relazione ai rischi di carattere politico, catastrofico, economico, commerciale e di cambio cui sono esposti gli operatori nazionali nella loro attività con l’estero. Inoltre SACE rilascia garanzie e coperture assicurative in relazione a operazioni che siano di rilievo strategico per l'economia italiana sotto i profili dell'internazionalizzazione, della sicurezza economica e dell'attivazione di processi produttivi e occupazionali in Italia, nonché in relazione ai rischi di mancata riscossione dei crediti vantati nei confronti delle amministrazioni pubbliche.

In relazione al settore della produzione industriale e della ricerca partecipa a:

Finmeccanica al 30, 20 per cento. Finmeccanica è il primo gruppo industriale italiano nel settore delle alte tecnologie e tra i primi dieci player mondiali nell’Aerospazio, Difesa e Sicurezza. Il Gruppo Finmeccanica è concentrato su tre settori strategici – Elicotteri, Elettronica per la Difesa e Sicurezza e Aeronautica. Finmeccanica è anche leader europeo nei Sistemi di Difesa, con un buon posizionamento a livello internazionale e vanta una presenza consolidata nel settore spaziale dove ha la leadership nel mercato dei servizi satellitari. Inoltre, dispone di significative competenze e di una consolidata posizione di mercato a livello mondiale nei settori dei Trasporti e dell’Energia. In questo ultimo campo Fincantieri opera con Ansaldo Energia, società Finmeccanica, il maggior produttore italiano di impianti termoelettrici, è presente sui mercati internazionali e si rivolge a enti pubblici, produttori indipendenti e clienti industriali.

Fincantieri - Cantieri Navali Italiani S.p.A. è uno dei più importanti complessi cantieristici navali d'Europa e del mondo: azienda pubblica italiana, già di proprietà dell'IRI, è oggi controllata da Fintecna, finanziaria del Ministero dell'Economia.

Il Ministero dello sviluppo economico partecipa direttamente a SIMEST - Società Italiana per le Imprese all'Estero - S.p.A, al 76 per cento. SIMEST è la finanziaria di sviluppo e promozione delle imprese italiane all'estero. E’ stata istituita come società per azioni nel 1990. è stata creata per promuovere il processo di internazionalizzazione delle imprese italiane ed assistere gli imprenditori nelle loro attività all'estero.

Approfondimento: Metano per autotrazione

Durante la XVI legislatura alcune proposte di legge (A.C. 2172 ed abbinate) riguardanti la commercializzazione del metano per autotrazione sono giunte all'approvazione, in testo unificato, dall'Assemblea della Camera. Tale testo mirava ad incentivare, specie nelle grandi aree metropolitane, nelle aree a rischio di superamento dei valori limite e delle soglie di allarme di inquinamento e sulla rete autostradale, l'impiego del metano per autotrazione (cui si riconosce la caratteristica merceologica di carburante), a motivo del suo ridotto impatto ambientale, della sicurezza intrinseca del suo utilizzo e della continuità delle forniture

Il testo unificato, ai fini della razionalizzazione e dell’incremento della rete degli impianti di distribuzione di metano per autotrazione, estende a tali impianti le disposizioni in materia di liberalizzazione dell’attività di distribuzione dei carburanti e di ristrutturazione della rete distributiva di cui al D.Lgs. 32/1998 e al D.L. 112/2008.

Si demanda quindi ad apposito decreto ministeriale l’individuazione dei criteri e delle modalità di

erogazione self-service negli impianti di distribuzione di metano e di GPL e di compressione domestici di metano;

erogazione contemporanea di carburanti liquidi e gassosi (metano e GPL) in impianti di rifornimento multiprodotto;

trasformazione degli impianti di distribuzione dei carburanti tradizionali siti nelle aree urbane, da dismettere, in impianti di distribuzione di metano.

Con altro decreto ministeriale, sentita la Conferenza unificata, si provvederà all’individuazione dei principi generali cui dovranno attenersi le regioni nel redigere i piani di sviluppo della rete di distribuzione del metano, prevedendo l’obbligo di installazione di impianti di distribuzione in rapporto alla densità abitativa e di autorizzazione di nuovi impianti che prevedano - specie nelle aree urbane e sulla rete autostradale - punti di rifornimento a metano, nonché la semplificazione delle procedure autorizzative per la realizzazione di nuovi impianti di distribuzione e per l’adeguamento di quelli già esistenti.

Per incentivare la realizzazione di impianti di distribuzione del metano, le condotte di allacciamento che collegano gli stessi impianti alla rete di metanodotti esistente vengono dichiarate di pubblica utilità rivestendo carattere di indifferibilità ed urgenza.

L’Autorità per l’energia elettrica e il gas (AEEG) provvede all’aggiornamento dei codici di rete, individuando regole specifiche relative all’accesso e allo stoccaggio dei volumi di metano per autotrazione e al superamento delle capacità giornaliere e annuali impegnate sulle reti di metanodotti.

Inoltre il provvedimento prevede anche norme per favorire e promuovere la produzione e l’uso di biometano come carburante per autotrazione anche in realtà geografiche dove la rete del metano non è presente. Il biometano è un biogas che attraverso un processo di raffinazione arriva ad una concentrazione di metano del 95%, ed è utilizzato come biocombustibile per i veicoli a motore, al pari del gas naturale. I Piani regionali sul sistema distributivo dei carburanti prevedono la possibilità per i comuni di autorizzare con iter semplificato la realizzazione di impianti di distribuzione di biometano anche presso gli impianti di produzione di biogas. I Piani regionali in particolare prevedono l’installazione di impianti di distribuzione del metano in rapporto alla densità abitativa e più in generale l'obbligo, nel rispetto dell’autonomia di Regioni ed enti locali, di autorizzazione di nuovi impianti di distribuzione, con particolare riguardo alle aree urbane e alla rete autostradale. All’AEEG spetta la determinazione delle condizioni tecniche ed economiche per l'erogazione del servizio di connessione di impianti di produzione di biometano alle reti del gas naturale.

Sono inoltre previsti incentivi alla ricerca nel settore del metano per autotrazione disponendo che, a decorrere dal 2011, è istituito un Fondo volto a finanziare progetti di ricerca diretti a promuovere l’uso del metano per autotrazione e a sviluppare nuove tecnologie motoristiche che riducano i consumi e le emissioni inquinanti. In particolare, si tratta dei progetti per una maggiore efficienza dei veicoli a metano, per lo sviluppo dell'utilizzo del bio-metano, di miscele metano-idrogeno, del GNL nei trasporti pesanti e per promuovere la realizzazione di impianti specializzati di distribuzione del metano per le pubbliche amministrazioi e le aziende municipalizzate al fine di favorire la diffusione di veicoli a metano e biometano.
 Ad alimentare il Fondo si provvede tramite un contributo a carico dei soggetti che forniscono il metano ai gestori degli impianti di distribuzione e dei proprietari di carri bombolai destinati al trasporto del metano.

Contenuta nel testo unificato anche l'istutuzione, presso il Ministero dello sviluppo economico, la Cassa per la gestione del metano per autotrazione, con il compito di determinare i predetti contribuiti, di provvedere alla punzonatura delle bombole serbatoio, alla loro verifica periodica e alla loro sostituzione se necessaria. L’amministrazione della Cassa è affidata ad un Comitato, composto da cinque membri, nominato con decreto del Ministro dello sviluppo economico, con il quale si provvede altresì a definire i criteri e le modalità di organizzazione e di funzionamento della Cassa stessa.

Dossier pubblicati

Metano per autotrazione - A.C. 2172 - Schede di lettura

Metano per autotrazione - A.C. 2172 - Elementi per l'istruttoria legislativa

Approfondimento: Prezzi e tariffe

Con il decreto-legge 194/2009 è stato prorogato a tutto il 2010 il blocco selettivo delle tariffe disposto con il decreto-legge 185/2008, che aveva peraltro previsto misure a regime per la riduzione delle tariffe elettriche e del gas. Il Senato ha istituito una Commissione straordinaria per il controllo dei prezzi.

Blocco e riduzione delle tariffe

L'art. 5, comma 7, del decreto-legge 194/2009 (A.C. 3210), ha prorogato al 31 dicembre 2010 il blocco selettivo delle tariffe, di cui all’art. 3, comma 1, del decreto-legge n. 185/2008, e ha previsto che sia esclusa dal blocco anche la regolazione tariffaria relativa ai servizi aeroportuali offerti in regime di esclusiva, ai servizi di trasporto ferroviario sottoposti a regime di obbligo di servizio pubblico e alle tariffe postali agevolate.

Si ricorda al riguardo che, per contenere i costi a carico dei cittadini e delle imprese l’art. 3 del decreto-legge 185/2008, (A.C. 1972), aveva disposto la sospensione dei meccanismi di adeguamento tariffario dall’entrata in vigore del medesimo decreto-legge e sino a tutto il 2009, fatta eccezione per i provvedimenti volti al recupero dei soli maggiori oneri effettivamente sostenuti e per le tariffe del servizio idrico e dei settori elettrico e del gas, per i quali settori è stata disposta una specifica disciplina.

In particolare, si è previsto l’affidamento all’Autorità per l'energia elettrica e il gas del monitoraggio sull'andamento dei prezzi di fornitura dell’elettricità e del gas e dell’adozione di misure e formulazione di proposte ai Ministri competenti, per assicurare alle famiglie i vantaggi derivanti dalla diminuzione del prezzo dei prodotti petroliferi. Sono state inoltre introdotte agevolazioni tariffarie delle utenze del gas a decorrere dal 1° gennaio 2009. Al fine di garantire minori oneri per le famiglie e le imprese riducendo il prezzo dell’energia elettrica, il decreto-legge 185/2008 ha dettato infine i principi per la riforma della disciplina del mercato elettrico  predisposta dal Ministro dello sviluppo economico.

Garante per la sorveglianza dei prezzi

Con l’art. 5 del decreto-legge 112/2008(A.C. 1386) sono state ridefinite le funzioni del Garante per la sorveglianza dei prezzi, prevedendo specifici poteri conoscitivi e un maggiore coinvolgimento delle associazioni di categoria e delle amministrazioni pubbliche.

Il Garante è stato audito dalla Commissione Attività produttive della Camera, nella seduta del 10 dicembre 2008, in relazione all’attività svolta per contrastare il rincaro dei prezzi e per la tutela del potere d’acquisto dei consumatori, e dalla Commissione straordinaria controllo prezzi del Senato, nell’ambito dell'indagine conoscitiva da questa promossa in materia di prezzi e tariffe (seduta del 18 marzo 2009).

Commissione straordinaria per il controllo dei prezzi

A seguito della mozione 1-00025 approvata dall'Assemblea nella seduta del 7 ottobre 2008, il Senato ha proceduto alla istituzione della “Commissione straordinaria per il controllo dei prezzi”, di durata triennale, alla quale sono stati affidati compiti di studio, osservazione e iniziativa, formulazione di proposte e relazioni all'Assemblea, votazione di risoluzioni alla conclusione dell'esame di affari ad essa assegnati, formulazione di pareri su disegni di legge e affari deferiti ad altre Commissioni.

Il Senato ha effettuato una "Indagine conoscitiva sulle determinanti della dinamica del sistema dei prezzi e delle tariffe, sull'attività dei pubblici poteri e sulle ricadute sui cittadini consumatori", alla cui origine si collocano gli episodi di aumento dei prezzi che nel 2008 hanno interessato la filiera produttiva e commerciale, dall'approvvigionamento delle materie prime fino alla vendita al dettaglio.

Tutela della clientela vulnerabile nel settore energetico

Gli strumenti di tutela dei clienti finali attualmente vigenti originano, dal punto di vista normativo, dalla disciplina comunitaria. Le prime direttive riguardanti il mercato interno dell’energia (direttiva 2003/54/CE per il settore elettrico e direttiva 2003/55/CE per il settore del gas) prevedevano già da parte degli Stati membri l’adozione di misure necessarie per proteggere i clienti vulnerabili nel contesto del mercato interno dell'energia, variabili a seconda delle circostanze particolari nello Stato membro in questione. Gli Stati membri, nell’interesse economico generale, possono imporre alle imprese che operano nel settore energetico obblighi relativi al servizio pubblico concernenti, tra l’altro, la protezione dei clienti vulnerabili, incluse misure idonee a permettere loro di evitare l’interruzione delle forniture.

Le successive direttive sui mercati energetici (2009/72/CE per il settore elettrico e 2009/73/CE per il gas) hanno sostanzialmente ribadito gli obblighi relativi al servizio pubblico e alla tutela dei consumatori previsti dalle precedenti direttive, ponendo maggior enfasi sul concetto di cliente vulnerabile la cui definizione è demandata ai singoli Stati membri.

Ciascuno Stato membro definisce infatti il concetto di cliente vulnerabile che può fare riferimento alla povertà energetica e, tra le altre cose, al divieto di interruzione della fornitura di elettricità a detti clienti nei periodi critici. Gli Stati membri garantiscono che siano applicati i diritti egli obblighi relativi ai clienti vulnerabili. In particolare, essi adottano misure di tutela dei clienti finali nelle zone isolate. I cittadini dell’Unione europea e, ove gli Stati membri lo reputino opportuno, le piccole imprese dovrebbero poter godere degli obblighi del servizio pubblico, soprattutto per quanto riguarda la sicurezza dell’approvvigionamento e i prezzi ragionevoli.

Tali direttive sono state recepite in Italia con il D.Lgs. 93/2011, sulla base della delega contenuta nella legge Comunitaria 2009.

Per il mercato del gas, tale decreto legislativo ha adottato una definizione di cliente vulnerabile che comprende, oltre a tutti i clienti civili (inclusi quelli che svolgono attività di servizio pubblico e/o di assistenza) anche i clienti non civili con consumi inferiori ai 50.000 mc annui (quindi le piccole imprese). L’articolo 17, comma 1, lettera p) della Legge comunitaria 2009 aveva infatti stabilito che anche i clienti non civili con consumi inferiori o pari a 50.000 metri cubi annui devono essere considerati clienti vulnerabili e pertanto meritevoli di apposita tutela in termini di condizioni economiche loro applicate e di continuità e sicurezza della fornitura. Per tali clienti, nell’ambito degli obblighi di servizio pubblico, l’Autorità per l’energia elettrica e il gas continua transitoriamente a determinare i prezzi di riferimento che le società di distribuzione o di vendita devono inserire nelle proprie offerte commerciali.

Per il settore elettrico, i clienti vulnerabili che non scelgono un fornitore sul mercato libero continuano ad essere riforniti di energia elettrica nell’ambito della maggior tutela, a cui hanno diritto i clienti domestici e le piccole imprese connesse in bassa tensione aventi meno di 50 dipendenti e un fatturato annuo non superiore a 10 milioni di euro, nonché a quei clienti che non sono forniti nel mercato libero: per questi clienti il servizio è erogato dall’esercente la maggior tutela e la funzione di approvvigionamento continua a essere svolta dall’Acquirente unico (D.L. 73/2007).

Da alcuni anni è poi stato attivato, prima solo per le forniture di energia elettrica e successivamente anche per quelle di gas, un meccanismo di tutela specificatamente rivolto ai clienti domestici che versano in situazioni di disagio economico o in gravi condizioni di salute. Le famiglie che attualmente ricevono il bonus elettrico e il bonus gas sono circa 1.700.000. Il sistema prevede che le due agevolazioni siano cumulabili come è cumulabile l’agevolazione riconosciuta ai malati che utilizzano in casa apparecchiature elettriche per il mantenimento in vita. Nei suoi aspetti operativi il sistema è regolato dalla delibera 6 agosto 2008, ARG/elt 117/08, per l’energia elettrica e dalla delibera 6 luglio 2009, ARG/gas 88/09, per il gas. Tale meccanismo ha inoltre previsto il riconoscimento della quota retroattiva valida dall’1 gennaio 2008 per i clienti elettrici e dall’1 gennaio 2009 per i clienti gas (si veda in proposito la relazione annuale dell'AEEG).

Il bonus gas

Nell’ambito delle misure adottate con il decreto-legge 185/2008 (“decreto anti-crisi”) (A.C. 1972), è stato introdotto, a decorrere dal 1° gennaio 2009, un regime di compensazione della spesaper la fornitura di gas naturale (articolo 3, commi 9 e 9-bis).

Il bonus gas, rientrante tra le disposizioni del "decreto anti-crisi" finalizzate a contenere i costi a carico dei cittadini e delle imprese, si affianca al bonus già previsto per il settore elettrico a tutela dei clienti domestici in particolari condizioni di disagio (clienti economicamente svantaggiati e clienti in gravi condizioni di salute), che costituisce uno dei cardini della riforma del sistema tariffario dell’elettricità conseguente alla completa liberalizzazione del settore elettrico (dal lato della domanda) avviata a partire dal 1° luglio 2007.

Destinatarie delle agevolazioni tariffarie per le utenze del gas sono le famiglie economicamente svantaggiate già aventi diritto all’applicazione di tariffe elettriche agevolate (cioè le famiglie con ISEE non superiore a 7.500 euro), comprese le famiglie con almeno 4 figli a carico e con ISEE non superiore a 20.000 euro. Si ricorda che l’ISEE - indicatore della situazione economica equivalente - è un indicatore usato per definire la situazione economica di coloro che chiedono di accedere ad agevolazioni, prestazioni sociali, servizi a tariffa agevolata o altri benefici assistenziali e che viene calcolato sulla base della composizione del nucleo familiare, dei redditi percepiti e del patrimonio immobiliare e mobiliare posseduto da ciascun componente.

La compensazione viene riconosciuta in modo differenziato in relazione alle diverse zone climatiche ed in forma parametrata al numero di componenti la famiglia, in modo tale da produrre una riduzione della spesa dell'utente medio, al netto delle imposte, indicativamente del 15%.

La procedura di accesso al bonus gas prevede la presentazione di un'apposita richiesta al comune di residenza secondo le modalità stabilite per l’accesso alle tariffe elettriche agevolate, in base alle quali vanno forniti determinati elementi informativi (dati anagrafici, alcuni dati contenuti nella bolletta, attestazione ISEE, ecc.).

Alla copertura degli oneri derivanti dalle agevolazioni tariffarie per il gas sono destinati stanziamenti di bilancio pari a 96,5 milioni di euro per il 2009 e in 88,1 milioni di euro per ciascuno degli anni 2010 e 2011.

Qualora tali risorse dovessero risultare insufficienti a coprire gli oneri derivanti dalle agevolazioni, la parte mancante deve essere posta a carico dei titolari di  utenze non domestiche mediante l’istituzione, da parte dell’Autorità per l’energia elettrica e il gas, di un’apposita componente tariffaria destinata ad alimentare un conto gestito dalla Cassa conguaglio del settore elettrico.

L'Autorità per l’energia elettrica e il gas ha provveduto alla definizione delle modalità applicative del bonus gas con la deliberazione ARG/gas 88/09 e successive modificazioni e integrazioni. Il bonus è operativo dal 15 dicembre 2009, data a partire dalla quale è possibile presentare al proprio comune di residenza le istanze di ammissione al beneficio (il termine del 1° novembre 2009 inizialmente previsto è stato differito a causa di motivi tecnici connessi al sistema informatico di raccolta e gestione delle richieste), e per le domande presentate entro il 30 aprile 2010 ha validità retroattiva al 1° gennaio 2009.

Risparmio ed efficienza energetica

Tramite decreti ministeriali, nel dicembre 2012 sono state modificate le linee guida per la certificazione energetica degli edifici e rideterminati gli obiettivi quantitativi nazionali di risparmio energetico attuabili col meccanismo dei certificati bianchi per il triennio 2013-2016. Infine, con il "conto termico", si sono incentivati la produzione di energia termica da fonti rinnovabili e i progetti di riqualificazione energetica degli edifici pubblici.

Incentivazione del risparmio e dell'efficienza energetica

Misure a favore del risparmio e dell’efficienza energetica sono contenute nella legge 99/2009 (A.C. 1441-ter).

La legge prevede la predisposizione, entro il 31 dicembre 2009, di un piano straordinario, da trasmettere alla Commissione europea, volto ad accelerare l'attuazione dei programmi per l'efficienza e il risparmio energetico. Il piano - che non risulta ancora predisposto - dovrà contenere misure di coordinamento e armonizzazione delle funzioni e compiti in materia di efficienza energetica tra Stato ed enti territoriali, misure di promozione di nuova edilizia a risparmio energetico e riqualificazione degli edifici esistenti, incentivi per lo sviluppo di sistemi di microcogenerazione, sostegno della domanda di certificati bianchi e certificati verdi, misure di semplificazione amministrativa per lo sviluppo reale del mercato della generazione distribuita, definizione di indirizzi per l’acquisto e l’installazione di prodotti nuovi e per la sostituzione di prodotti, apparecchiature e processi con sistemi ad alta efficienza, misure volte ad agevolare l’accesso delle piccole e medie imprese all’autoproduzione.

Viene inoltre rafforzato il regime di sostegno per la cogenerazione ad alto rendimento, in modo da adeguarlo a quello riconosciuto nei principali Stati membri dell'Unione europea.

La legge prevede anche alcune integrazioni al Codice ambientale (decreto legislativo 152/2006), relative ai requisiti tecnici e costruttivi degli impianti termici civili, finalizzate all’adeguamento della normativa nazionale in tema di risparmio energetico a quella comunitaria, con riferimento, in particolare, agli impianti a condensazione.

Inoltre il Parlamento ha convertito in legge due provvedimenti d’urgenza recanti misure a sostegno del risparmio e dell’efficienza energetica consistenti in detrazioni fiscali.

Il decreto-legge 185/2008 (A.C. 1972), è intervenuto sulla disciplina relativa alla detrazione IRPEF del 55% per le spese relative ad interventi di riqualificazione energetica degli edifici, introdotta dalla legge 296/2006 (finanziaria 2007) e prorogata sino a tutto il 2010 dalla legge 244/2007 (finanziaria 2008). Il decreto-legge ha disposto, in particolare, per le spese sostenute a decorrere dal 1° gennaio 2009, che i contribuenti interessati a tali detrazioni inviino all'Agenzia delle entrate apposita comunicazione e che la detrazione dall'imposta lorda debba essere ripartita in cinque rate annuali di pari importo.

La legge 220/2010 (A.C. 3778), legge di stabilità 2011, ha poi prorogato sino a tutto il 2011 il beneficio in questione, prevedendo che per le spese sostenute a decorrere dal 1° gennaio 2011 la detrazione deve essere ripartita in dieci rate annuali di pari importo.

Il D.L. 201/2011 (cd. "Salva italia", A.C. 4829) all'articolo 4 ha prorogato a tutto il 2012 gli incentivi già vigenti sul 55%, annunciando nel contempo che dal 2013 detti incentivi saranno sostituiti con le detrazioni fiscali del 36% già ora utilizzate per le ristrutturazioni edilizie.

Un’ulteriore agevolazione fiscale è stata introdotta dal decreto-legge 5/2009, convertito dalla legge 33/2009 (A.C. 2187). Si tratta di una detrazione IRPEF del 20% delle spese documentate sostenute entro il 31 dicembre 2009 per l'acquisto di mobili, elettrodomestici di classe energetica non inferiore ad A+, nonché apparecchi televisivi e computer.

Il decreto legislativo 56/2010 ha introdotto modifiche ed integrazioni al decreto legislativo 115/2008, di attuazione della direttiva 2006/32/CE concernente l’efficienza degli usi finali dell’energia e i servizi energetici. L'intervento normativo è volto a chiarire aspetti che potrebbero costituire un freno allo sviluppo dell’efficienza energetica e ad introdurre ulteriori elementi necessari allo sviluppo e alla promozione dei servizi energetici.

Con il decreto legislativo 15/2011 è stata recepita la direttiva 2009/125/CE sull’elaborazione di specifiche per la progettazione ecocompatibile dei prodotti connessi all’energia.

Il decreto legislativo di attuazione della direttiva 2009/28/CE sulla promozione delle energie rinnovabili, interviene anche sui sistemi di incentivazione dell'efficienza energetica. Si dispone che gli interventi di incremento dell'efficienza energetica (e di produzione di energia termica da fonti rinnovabili) sono incentivati mediante contributi a valere sulle tariffe del gas naturale per gli interventi di piccole dimensioni o, per le altre fattispecie, mediante il rilascio dei certificati bianchi di cui si razionalizza la disciplina.

Il D.M. 28 dicembre 2012 (cd. "Conto termico") si pone il duplice obiettivo di dare impulso alla produzione di energia termica da fonti rinnovabili (riscaldamento a biomassa, pompe di calore, solare termico e solar cooling) e di accelerare i progetti di riqualificazione energetica degli edifici pubblici. Per quanto riguarda le fonti rinnovabili termiche, il nuovo sistema promuoverà interventi di piccole dimensioni, tipicamente per usi domestici e per piccole aziende, comprese le serre, fino ad ora poco supportati da politiche di sostegno. L'incentivo coprirà mediamente il 40% dell’investimento e sarà erogato in 2 anni (5 anni per gli interventi più onerosi). Per quel che riguarda invece gli incentivi all’efficienza energetica per la Pubblica Amministrazione, il provvedimento mira a superare le restrizioni fiscali e di bilancio che non hanno finora consentito alle amministrazioni di sfruttare pienamente le potenzialità di risparmio derivanti da interventi di riqualificazione energetica degli edifici pubblici.

Il Piano d'azione nazionale

Nel giugno 2011 è stato predisposto il secondo Piano d’Azione Nazionale per l’Efficienza Energetica (PAEE 2011), che intende dare seguito in modo coerente e continuativo ad azioni ed iniziative già previste nel PAEE2007 e si propone di presentare proposte di medio-lungo termine.

Certificati bianchi

Nel gennaio 2005 (D.M. 20/07/04) ha preso avvio un meccanismo incentivante del risparmio energetico detto dei "certificati bianchi" o "titoli di Efficienza Energetica". Questo strumento di mercato serve promuovere l'efficienza energetica negli usi finali.

In particolare, i certificati bianchi servono per attestare il raggiungimento degli obiettivi di risparmio che le imprese distributrici di energia elettrica e gas devono conseguire, attraverso interventi e progetti per accrescere l'efficienza energetica negli usi finali di energia.

La valutazione ed il controllo dei risparmi è affidata all'Autorità per l'energia elettrica e il gas (AEEG) che certifica i risparmi energetici ottenuti e autorizza poi il Gestore del mercato elettrico (GME) ad emettere i "certificati bianchi" in quantità pari ai risparmi certificati, a favore dei distributori, delle società controllate dagli stessi distributori o a favore di società operanti nel settore dei servizi energetici (ESCO). Per dimostrare di aver raggiunto gli obblighi di risparmio energetico e non incorrere in sanzioni dell'Autorità, i distributori devono consegnare annualmente all'Autorità un numero di 'titoli' equivalente all'obiettivo obbligatorio.

Con il D.M. 28 dicembre 2012, pubblicato sulla G.U. del 2 gennaio 2013, sono stati determinati gli obiettivi quantitativi nazionali di risparmio energetico che devono essere perseguiti dalle imprese di distribuzione dell'energia elettrica e il gas per gli anni dal 2013 al 2016 e per il potenziamento del meccanismo dei certificati bianchi previsto dal decreto legislativo 28/2011. Si mira a raggiungere una riduzione di energia primaria di circa 25 Mtep, nel quadriennio 2013-2016, e un contenimento delle emissioni di CO2 pari a 15 milioni di tonnellate l’anno, introducendo un pacchetto di misure finalizzate a facilitare la realizzazione di nuovi progetti di efficienza energetica. Tra queste la semplificazione dell’iter di accesso al meccanismo, l’approvazione di nuove schede per la valutazione dei risparmi nei settori industriale,civile e trasporti, la semplificazione del processo di predisposizione di nuove schede, l’inclusione di nuove aree di intervento, l’ampliamento dei soggetti che possono presentare progetti. Al fine di stimolare la realizzazione di grandi progetti, industriali e infrastrutturali, in grado di generare significativi volumi di risparmi, sono previsti maggiori incentivi per gli investimenti effettuati. Ulteriori innovazioni del meccanismo, che sarà gestito dal Gestore dei Servizi Energetici (GSE), riguardano un maggior ruolo affidato al mercato (attraverso la piattaforma di scambio gestita dal GME) nella determinazione del valore del risparmio ed il rafforzamento dei controlli, a complemento delle semplificazioni, con un programma di verifiche ex post accompagnate da un sistema sanzionatorio efficace. Confermato il ruolo dell’Autorità per l’energia elettrica e il gas negli interventi di regolazione economica del sistema.

Certificazione energetica degli edifici

La certificazione energetica, attestante il fabbisogno annuo di energia di un edificio, è ritenuta a livello comunitario una delle azioni più efficaci per ridurre i consumi nel settore civile che assorbono una parte consistente dell’intero fabbisogno di energia.

A partire dal 2005 nel nostro Paese sono state emanate diverse normative che hanno reso obbligatoria la certificazione energetica degli edifici sia di nuova costruzione sia già esistenti (v. in particolare il decreto legislativo 192/2005 e successive modificazioni).

Le Linee guida nazionali per la certificazione energetica degli edifici sono state predisposte con D.M. 26 giugno 2009. Il 13 dicembre 2012 è stato pubblicato il D.M. 22 novembre 2012 che introduce alcune modifiche alle citate Linee Guida nazionali per la certificazione energetica degli edifici. In particolare, il decreto elimina la possibilità per i proprietari di determinati immobili di optare per l’autocertificazione della classe energetica più bassa (autocertificazione di classe G), come richiesto dalla Commissione Europea.

Nel corso dell’esame del decreto-legge 112/2008 (A.C. 1386), il Parlamento ha introdotto una norma che ha abolito l’obbligo di allegare l’attestato di certificazione energetica all’atto di compravendita di immobili, nonché l’obbligo, nel caso delle locazioni, di mettere a disposizione del conduttore lo stesso attestato, previsti dal D.Lgs. 192/2005. Resta invece fermo l’obbligo di redigere l’attestato di certificazione energetica nei casi previsti dal medesimo D.Lgs. 192/2005. Si segnala peraltro che il decreto legislativo 28/2011 sulle energie rinnovabili, intervenendo sulla trasparenza delle informazioni commerciali e contrattuali relative alla certificazione energetica degli edifici, all'articolo 13 dispone che nei contratti di compravendita o di locazione di immobili venga inserita apposita clausola con la quale l'acquirente o il conduttore danno atto di aver ricevuto le informazioni e la documentazione in ordine alla certificazione energetica degli edifici.

Inoltre il regolamento di cui al D.P.R. 59/2009 ha definito i criteri generali, le metodologie di calcolo e i requisiti minimi per la prestazione energetica degli edifici e degli impianti termici.

Si ricorda che specifiche disposizioni in materia di efficienza energetica degli edifici sono contenute anche nella succitata legge 99/2009.

Si segnala, infine, che il disegno di legge comunitaria 2011 (A.C. 4623) contiene la nuova direttiva 2010/31/UE sulla prestazione energetica nell’edilizia, che sostituisce la direttiva 2002/91/CE, abrogata dal 1º febbraio 2012.

La nuova direttiva europea

È pubblicata sulla Gazzetta ufficiale dell'Unione europea 315 del 14 novembre la nuova direttiva sull'efficienza energetica (direttiva 2012/27/UE del 25 ottobre 2012) , che modifica le direttive 2009/125/CE e 2010/30/CE e abroga le direttive 2004/8/CE e 2006/32/CE.

La direttiva contiene le indicazioni per gli Stati Membri per raggiungere l'obiettivo del 20% di risparmio energetico al 2020.

Tra le altre misure, ciascun Paese dovrà istituire un regime nazionale obbligatorio di efficienza energetica per garantire che i distributori di energia e/o le società di vendita di energia al dettaglio conseguano, tra il primo gennaio 2014 e la fine del 2020, un obiettivo di risparmio sugli usi finali dell'energia dell'1,5% l'anno sulla media dei volumi complessivi di vendita annuali.

Quanto all'efficienza nell'edilizia, gli Stati membri dovranno garantire dal 1° gennaio 2014 la riqualificazione del 3% della superficie totale degli edifici riscaldati e/o raffrescati posseduti e occupati dal loro Governo centrale con una metratura utile totale superiore a 500 mq. Da luglio 2015 l''obbligo riguarderà anche quelli fino a 250 mq. Le nuove norme dovranno essere recepite dagli Stati membri entro il 5 giugno 2014.

Approfondimenti

Certificazione energetica degli edifici

Dossier pubblicati

Sul decreto legislativo in tema di energie rinnovabili

Promozione delle fonti energetiche rinnovabili - Schema di D.Lgs. n. 302 - Direttiva 2009/28/CE (artt. 1, co. 3, e 17, co. 1, L. 96/2010) - Elementi per l'istruttoria normativa (14/12/2010)

Promozione delle fonti energetiche rinnovabili - Schema di D.Lgs. n. 302 - Direttiva 2009/28/CE (artt. 1, co. 3, e 17, co. 1, L. 96/2010) - Schede di lettura (14/12/2010)

Sulla nuova direttiva sull'efficienza energetica

Proposta di direttiva sull'efficienza energetica COM(2011)370

Approfondimento: Certificazione energetica degli edifici

Le prime disposizioni in materia di certificazione energetica degli edifici risalgono alla legge 9 gennaio 1991, n. 10 (Norme per l'attuazione del Piano energetico nazionale in materia di uso razionale dell'energia, di risparmio energetico e di sviluppo delle fonti rinnovabili di energia), volta a favorire e ad incentivare, tra l’altro, l'uso razionale dell'energia, lo sviluppo delle fonti rinnovabili e la riduzione dei consumi specifici di energia nei processi produttivi.

La legge al Titolo II recava, infatti, un quadro organico di disposizioni per il contenimento dei consumi di energia negli edifici concernente, tra l’altro, proprio la certificazione energetica degli edifici.

Successivamente le disposizioni in materia sono state riviste ed integrate dai decreti legislativi n. 192/2005 e n. 311/2006 con i quali si è provveduto al recepimento nel nostro ordinamento della direttiva 2002/91/CE relativa al rendimento energetico nell'edilizia che ha introdotta nell’Unione europea la certificazione energetica degli edifici intesa soprattutto come strumento di trasformazione del mercato immobiliare, finalizzato a sensibilizzare gli utenti sugli aspetti energetici all'atto della scelta dell'immobile.

La direttiva 2002/91/CE è stata adottata con l'obiettivo di migliorare la prestazione energetica degli edifici nella Comunità, tenendo conto delle condizioni locali e climatiche esterne, nonché delle prescrizioni riguardanti il clima degli ambienti interni e l'efficacia sotto il profilo dei costi; il miglioramento del rendimento energetico degli edifici è funzionale alla riduzione delle emissioni inquinanti di biossido di carbonio.

Si ricorda, a tale proposito, che nel preambolo dello schema del D.Lgs. 192/2005, il Governo sottolineava come tale direttiva risultasse già in parte attuata nell’ordinamento proprio dalla legge 9 gennaio 1991, n. 10, e dal D.P.R. 26 agosto 1993, n. 412, di attuazione della legge stessa. Alcune disposizioni della legge n. 10/1991 sono state in seguito abrogate e modificate ai fini del coordinamento con le disposizioni dei richiamati decreti legislativi.

Il decreto legislativo 19 agosto 2005, n. 192, recante Attuazione della direttiva 2002/91/CE relativa al rendimento energetico nell'edilizia, disciplinante - fra l’altro - la metodologia per il calcolo delle prestazioni energetiche integrate degli edifici e l'applicazione di requisiti minimi in materia, ha stabilito (in attuazione dell'art. 7 della direttiva 2002/91/CE) i criteri generali per la certificazione energetica degli edifici, prevedendone l’obbligo per gli edifici di nuova costruzione.

In particolare il D.Lgs. 192/2005 ha previsto che entro un anno dalla data della sua entrata in vigore (cioè entro l'8 ottobre 2006), gli edifici di nuova costruzione dovessero essere dotati, al termine della costruzione, di un attestato di certificazione energetica (ai sensi dell’art. 2, lett. d) del D.Lgs. 192/2005 per «attestato di certificazione energetica o di rendimento energetico dell'edificio» si intende “il documento redatto nel rispetto delle norme contenute nel presente decreto, attestante la prestazione energetica ed eventualmente alcuni parametri energetici caratteristici dell'edificio”), redatto secondo i criteri e le metodologie fissati dall'articolo 4 dello stesso D.Lgs. La certificazione, per gli appartamenti di un condominio, può basarsi, oltre che sulla valutazione dell’appartamento interessato, su una certificazione comune dell’intero edificio (per i condomini dotati di un impianto termico comune) o sulla valutazione di un altro appartamento rappresentativo del medesimo condominio e della medesima tipologia.

L’attestato ha una validità massima di 10 anni dal rilascio e deve essere aggiornato ad ogni intervento di ristrutturazione modificante le prestazioni energetiche dell'edificio. L’attestato comprende i dati relativi all'efficienza energetica propri dell'edificio, i valori vigenti a norma di legge e valori di riferimento, che consentano ai cittadini di valutare e confrontare la prestazione energetica dell'edificio. E’ inoltre corredato da suggerimenti in merito agli interventi più significativi ed economicamente convenienti per il miglioramento della prestazione energetica.

Il D.Lgs. 192/2005 all’art. 6 ha demandato al Ministro dello sviluppo economico la predisposizione - di concerto con i Ministri dell'ambiente e della tutela del territorio, delle infrastrutture e dei trasporti, d'intesa con la Conferenza unificata, sentito il CNR, l'ENEA e il Consiglio nazionale dei consumatori e degli utenti (CNCU) - delle Linee guida nazionali per la certificazione energetica degli edifici avvalendosi delle metodologie di calcolo definite con i decreti del Presidente della Repubblica di cui all'articolo 4, comma 1. Le Linee guida sono state recentemente emanate con il D.M. 26 giugno 2009, pubblicato nella Gazzetta Ufficiale del 10 luglio 2009.

Si ricorda che, ai sensi del su menzionato articolo 4, comma 1, del D.Lgs. 192/2005, con uno o più D.P.R. devono essere definiti:

a) i criteri generali, le metodologie di calcolo e i requisiti minimi finalizzati al contenimento dei consumi di energia e al raggiungimento degli obiettivi di cui all'articolo 1, tenendo conto di quanto riportato nell'allegato «B» e della destinazione d'uso degli edifici. Questi decreti disciplinano la progettazione, l'installazione, l'esercizio, la manutenzione e l'ispezione degli impianti termici per la climatizzazione invernale ed estiva degli edifici, per la preparazione dell'acqua calda per usi igienici sanitari e, limitatamente al settore terziario, per l'illuminazione artificiale degli edifici;

b) i criteri generali di prestazione energetica per l'edilizia sovvenzionata e convenzionata, nonché per l'edilizia pubblica e privata, anche riguardo alla ristrutturazione degli edifici esistenti e le metodologie di calcolo e i requisiti minimi finalizzati al raggiungimento degli obiettivi di cui all'articolo 1, tenendo conto di quanto riportato nell'allegato «B» e della destinazione d'uso degli edifici;

c) i requisiti professionali e i criteri di accreditamento per assicurare la qualificazione e l'indipendenza degli esperti o degli organismi cui affidare la certificazione energetica degli edifici e l'ispezione degli impianti di climatizzazione. I requisiti minimi sono rivisti ogni cinque anni e aggiornati in funzione dei progressi della tecnica.

Con il decreto legislativo n. 311 del 2006, recante disposizioni integrative e correttive del D.Lgs. 19 agosto 2005, n. 192, l’obbligo della certificazione energetica è stato esteso gradualmente a tutti gli edifici preesistenti all’entrata in vigore del D.Lgs. 192/2005 (8 ottobre 2005), purché oggetto di compravendita o locazione, al fine di rendere il provvedimento maggiormente aderente alle disposizioni dell’articolo 7 della direttiva 2002/91/CE (in particolare l'articolo 7 della citata direttiva stabilisce che in fase di costruzione, compravendita o locazione di un edificio, l’attestato di certificazione energetica sia messo a disposizione dell'acquirente o del conduttore che in tal modo è in grado di valutare e raffrontare la prestazione energetica dell'edificio ai fini della comparazione dei costi).

Per l'estensione dell'obbligo della certificazione è stato previsto un percorso graduale:

a) a decorrere dal 1° luglio 2007 agli edifici di superficie utile superiore a 1000 metri quadrati, nel caso di vendita dell'intero immobile;

b) a decorrere dal 1° luglio 2008 agli edifici di superficie utile fino a 1000 metri quadrati, nel caso di vendita dell'intero immobile con l'esclusione delle singole unità immobiliari;

c) a decorrere dal 1° luglio 2009 alle singole unità immobiliari, nel caso di vendita.

A partire dal 1° gennaio 2007, l’attestato di certificazione energetica è diventato prerequisito essenziale per accedere ad incentivi ed agevolazioni di qualsiasi natura destinati al miglioramento delle prestazioni energetiche – sia sgravi fiscali, sia contributi a carico di fondi pubblici o degli utenti – ed è stato reso obbligatorio per tutti gli edifici pubblici (o comunque in cui figura come committente un soggetto pubblico) in concomitanza con la stipula o il rinnovo dei contratti di gestione degli impianti termici o di climatizzazione, entro i primi sei mesi di vigenza contrattuale.

Inoltre, si stabiliva che, nel caso di trasferimento a titolo oneroso di interi immobili o di singole unità immobiliari, l’attestato di certificazione energetica dovesse essere allegato all'atto di trasferimento (art. 6, co. 3, D.Lgs. 192/2005) e che in caso di locazione lo stesso attestato dovesse essere messo a disposizione del conduttore o ad esso consegnato in copia conforme all'originale (art. 6, co. 4, D.Lgs. 192/2005). In caso di inadempimento si prevedeva la nullità del contratto che poteva essere fatta valere solamente dal compratore o, rispettivamente, dal conduttore (art. 15, co. 8, D.Lgs. 192/2005). Tali disposizioni relative all’obbligo di allegare l’attestato di certificazione energetica sono state in seguito abrogate dal decreto-legge n. 112/2008.

Al fine di semplificare il rilascio della certificazione energetica per gli edifici esistenti e renderla meno onerosa per i cittadini è stata prevista la possibilità di predisporre un attestato di qualificazione energetica, a cura dell’interessato, come si precisa nell’Allegato A del decreto (art. 6, co. 2-bis, D.Lgs. 192/2005), introdotto dall’art. 2, co. 3, D.Lgs. 311/2006.

Al riguardo, si segnala che l’allegato A definisce l’attestato di qualificazione energetica come il documento predisposto ed asseverato da un professionista abilitato, non necessariamente estraneo alla proprietà, alla progettazione o alla realizzazione dell’edificio, nel quale sono riportati i fabbisogni di energia primaria, la classe di appartenenza in relazione al sistema di certificazione energetica in vigore, ed i corrispondenti valori massimi ammissibili fissati dalla legge.

Pertanto, al di fuori di quanto previsto dall’articolo 8, comma 2, del D.Lgs. 192/2005 (come modificato dall’art. 3 del D.Lgs. 311/2006) l’attestato di qualificazione energetica è facoltativo ed è predisposto a cura dell’interessato al fine di semplificare il successivo rilascio della certificazione energetica. A tal fine, l’attestato comprende anche l’indicazione di possibili interventi migliorativi delle prestazioni energetiche che potrebbero permettere passaggi di classe energetica. L’estensore del documento provvede ad evidenziare sul frontespizio che il medesimo non  costituisce attestato di certificazione energetica dell’edificio.

Inoltre, il D.Lgs. 311/2006, introducendo una semplificazione temporanea per accelerare l'attuazione della normativa, all’articolo 5 (aggiungendo il comma 1-bis all’articolo 11 del D.Lgs. 192/2005) ha consentito il ricorso, in via provvisoria, alla procedura di qualificazione energetica in luogo dell’attestato di certificazione energetica nelle more dell’emanazione delle Linee guida nazionali per la certificazione energetica degli edifici prevista dall’articolo 6, comma 9, del D.Lgs. 192/2005. Le Linee guida sono state emanate con il D.M. 26 giugno 2009 (cfr. supra, nel testo). Si ricorda che il comma 1-ter dell’articolo 11 del D.Lgs. 192/2005 prevede che, trascorsi dodici mesi dall'emanazione delle Linee guida, l'attestato di qualificazione energetica perde efficacia ai fini di cui al precedente comma 1-bis.

Infine con il D.Lgs. 311/2006 sono state modificate anche le norme relative alle funzioni delle regioni e degli enti locali contenute nel citato D.Lgs. 192/2005 che all’articolo 9 precisa, in particolare, il ruolo delle regioni, delle province autonome e delle autorità competenti in merito agli accertamenti e alle ispezioni sugli edifici e sugli impianti, confermando le competenze in materia già attribuite in sede di decentramento amministrativo dall’articolo 30 del D.Lgs. 112/1998[1] e stabilendo altresì che le regioni e le province autonome di Trento e Bolzano riferiscano annualmente alla Conferenza unificata e ai ministeri competenti sullo stato di attuazione del decreto legislativo nei rispettivi territori.

Ai sensi del comma 3-bis dell'articolo 9, aggiunto dal D.Lgs. 311/2006, entro il 31 dicembre 2008 le regioni e le province autonome, in accordo con gli enti locali, sono tenute a predisporre un programma di riqualificazione energetica del patrimonio immobiliare, sviluppando tra l'altro la realizzazione di campagne di informazione e sensibilizzazione dei cittadini e la promozione, con istituti di credito, di strumenti di finanziamento agevolato destinati alla realizzazione degli interventi di miglioramento individuati con le diagnosi energetiche nell'attestato di certificazione energetica, o in occasione delle attività ispettive. Ai sensi del comma 5-bis dell'articolo 9, le regioni devono considerare, fra gli strumenti di pianificazione ed urbanistici di competenza, le soluzioni necessarie all’uso razionale dell’energia e all’uso di fonti rinnovabili, con indicazioni anche in ordine all’orientamento e alla conformazione degli edifici da realizzare, per massimizzare lo sfruttamento della radiazione solare.

Il decreto legislativo n. 192/2005 e i relativi decreti applicativi nelle materie di legislazione concorrente si applicano alle regioni e alle province autonome che non abbiano ancora adottato propri provvedimenti attuativi della direttiva 2002/91/CE fino all’entrata in vigore della normativa di attuazione adottata da ciascuna regione e provincia autonoma. Nell’adottare la normativa di attuazione le regioni e le province autonome sono tenute a rispettare i vincoli derivanti dall'ordinamento comunitario e i princìpi fondamentali desumibili dal decreto legislativo n. 192/2005 (art. 17).

Merita segnalare che la legge finanziaria 2008 (legge n. 244/2007) al comma 288 dell'articolo 1 ha disposto che a decorrere dall’anno 2009, in attesa dell’emanazione dei provvedimenti attuativi di cui all’articolo 4, comma 1, del D.Lgs. 192/2005, il rilascio del permesso di costruire sia subordinato alla certificazione energetica dell’edificio, così come previsto dall’articolo 6 del citato decreto legislativo, nonché delle caratteristiche strutturali dell’immobile finalizzate al risparmio idrico e al reimpiego delle acque.

Con il comma 289 dell'articolo 1 della legge finanziaria 2008 è stato inoltre previsto (attraverso la sostituzione del comma 1-bis dell'art. 4 del D.P.R. 380/2001) che, dal 1° gennaio 2009, i regolamenti edilizi comunali debbano vincolare, per gli edifici di nuova costruzione, il rilascio del permesso di costruire all’installazione di impianti per la produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili, in modo tale da garantire una produzione energetica non inferiore a: 1 kW per ciascuna unità abitativa e 5 kW per i fabbricati industriali di estensione superficiale non inferiore a 100 metri quadrati. Limitatamente alle unità abitative, la disposizione precisa che tale obbligo opera, in quanto compatibile con la realizzabilità tecnica dell’intervento.
Si ricorda che il suddetto termine del 1° gennaio 2009 è stato rinviato prima al 1° gennaio 2010 dal D.L. 207/2008 (art. 29, comma 1-octies), e poi al 1° gennaio 2011 dal D.L. 194/2009 (art. 8, comma 4-bis) (A.C. 3210).

Si segnala, inoltre, il D.Lgs. 30 maggio 2008, n. 115 recante Attuazione della direttiva 2006/32/CE relativa all'efficienza degli usi finali dell'energia e i servizi energetici e abrogazione della direttiva 93/76/CEE, che all’art. 18, comma 6, prevede, nelle more dell'emanazione dei decreti attuativi di cui all’art. 4, comma 1, del D.Lgs. 192/2005 e fino alla data di entrata in vigore degli stessi decreti, l’applicazione delle disposizioni contenute nell'allegato III dello stesso decreto legislativo, relative alle “Metodologie di calcolo della prestazione energetica degli edifici e degli impianti” e al riconoscimento dei “Soggetti abilitati alla certificazione energetica degli edifici”.

In materia di certificazione energetica si segnalano inoltre le disposizioni contenute nel decreto-legge 25 giugno 2008, n. 112 recante Disposizioni urgenti per lo sviluppo economico, la semplificazione, la competitività, la stabilizzazione della finanza pubblica e la perequazione tributaria, che all’articolo 35 - volto a semplificare la disciplina per l’installazione degli impianti all’interno degli edifici, rimettendola ad uno o più decreti del Ministro dello sviluppo economico, di concerto con il Ministro per la semplificazione – con il comma 2-bis ha disposto l’abrogazione di alcune disposizioni del D.Lgs. 192/2005 (introdotte dal D.Lgs. 311/2006) relative all’obbligo di allegare l’attestato di certificazione energetica.

Le disposizioni abrogate stabilivano in particolare che, nel caso di trasferimento a titolo oneroso di interi immobili o di singole unità immobiliari, l’attestato di certificazione energetica dovesse essere allegato all'atto di trasferimento (art. 6, co. 3) e che in caso di locazione lo stesso attestato dovesse essere messo a disposizione del conduttore o ad esso consegnato in copia conforme all'originale (art. 6, co. 4).

Conseguentemente, sono stati abrogati anche i commi 8 e 9 dell’art. 15, che prevedevano la nullità del contratto che poteva essere fatta valere solo dall'acquirente in caso di violazione dell'obbligo di cui all'art. 6, co. 3 (comma 8) o solo dal conduttore in caso di violazione dell'obbligo previsto dall'art. 6, co. 4 (comma 9).

Con il D.L. 112/2008 è quindi venuto meno l’obbligo di allegare l’attestato di certificazione energetica agli atti di compravendita, ma non l’obbligo di redigerlo, previsto dall’art. 6 del D.Lgs. 192/2005.

Con riferimento (anche) a tali disposizioni del D.L. 112/2008 la Commissione europea ha avviato una procedura d’infrazione nei confronti dell’Italia per il mancato rispetto della direttiva 2002/91/CE.

La Commissione europea ha in più occasioni invitato l’Italia ad adeguare la legislazione nazionale alla Direttiva 2002/91/CE. Il 24 novembre 2010 ha inviato all’Italia un parere motivato (p.i. 2006/2378) contestandole la non completa attuazione delle disposizioni contenute nella direttiva 2002/91/CE sul rendimento energetico degli edifici entro il termine massimo consentito del 4 gennaio 2009.

In particolare, la Commissione contesta all’Italia di non aver soddisfatto, nel proprio ordinamento quanto previsto dall’articolo 7 della direttiva, concernente l’obbligo di presentare un attestato di certificazione energetica in caso di vendita o locazione di un immobile, né l’obbligo di garantire l’indipendenza degli esperti certificatori (art. 10). Inoltre, nell’avviso della Commissione, l’Italia non avrebbe finora adottato alcuna misura relativa all'obbligo di ispezioni periodiche degli impianti di condizionamento dell'aria la cui potenza nominale è superiore a 12 kW per valutarne il rendimento, previsto dall’articolo 9 della medesima direttiva.

La Commissione ritiene che con l’abrogazione disposta dall’art 35 del D.L. 112/2008 delle disposizioni contenute nel D.Lgs. 29 dicembre 2006, n. 311, intese a dare piena attuazione al predetto art. 7 della direttiva 2002/91, in Italia non sia più vigente l’obbligo di consegna di un attestato di certificazione energetica in caso di vendita o di locazione di un immobile.

Inoltre, l’articolo 9 delle Linee guida nazionali per la certificazione energetica degli edifici contenute nel decreto 26 giugno 2009, secondo la Commissione, che consente al proprietario dell’immobile di optare per un’autocertificazione che dichiari l’edificio di classe energetica molto bassa, non consente in realtà ai consumatori acquirenti di valutare correttamente il rendimento energetico dell’edificio (art. 7, para 1, dir. 2009/33/CE) né fornisce le raccomandazioni per il miglioramento del rendimento formulate dall’esperto indipendente (art. 7, para 2, dir. 2009/33/CE).

Il D.Lgs. 28/2011, volto a recepire la direttiva 2009/28/CE sulla promozione delle energie rinnovabili, interviene anche sui sistemi di incentivazione dell'efficienza energetica. L'articolo 13 modifica il D.Lgs. 192/2005 per prevedere una maggiore trasparenza delle informazioni commerciali e contrattuali relative alla certificazione energetica degli edifici e all’indice di prestazione energetica degli immobili oggetto di compravendita.

In particolare, la lettera a) del comma 1 integra l’ambito di applicazione del D.Lgs. 192/2005 in modo da inserire tra le finalità, oltre ai criteri generali per la certificazione energetica degli edifici, anche il trasferimento delle relative informazioni in sede di compravendita e locazione.

Le lettere b) e c) intervengono sull'articolo 6 in merito all’obbligo di allegare l’attestato di certificazione energetica agli atti di compravendita o di locazione. Tale articolo viene integrato prevedendo che:

nei contratti di compravendita o di locazione di edifici o di singole unità immobiliari venga inserita apposita clausola con la quale l'acquirente o il conduttore danno atto di aver ricevuto le informazioni e la documentazione in ordine alla certificazione energetica degli edifici. Nel caso di locazione, la disposizione si applica solo agli edifici e alle unità immobiliari già dotate di attestato di certificazione energetica in base ai commi 1, 1-bis, 1-ter e 1-quater;

nel caso di offerta di trasferimento a titolo oneroso di edifici o di singole unità immobiliari, a decorrere dal 1 gennaio 2012, gli annunci commerciali di vendita riportano l'indice di prestazione energetica contenuto nell'attestato di certificazione energetica.

Sulla Gazzetta Ufficiale del 10 giugno 2009 è stato pubblicato il DPR 2 aprile 2009, n. 59 recante Regolamento di attuazione dell'articolo 4, comma 1, lettere a) e b), del decreto legislativo 19 agosto 2005, n. 192, concernente attuazione della direttiva 2002/91/CE sul rendimento energetico in edilizia, entrato in vigore il 25 giugno 2009.
Il DPR, che definisce i criteri generali, le metodologie di calcolo e i requisiti minimi per la prestazione energetica degli edifici e degli impianti termici per la climatizzazione invernale e per la preparazione dell'acqua calda per usi igienici sanitari è uno dei tre decreti attuativi del D.Lgs. 192/2005 come modificato dal D.Lgs. 311/2006. Esso attua solamente parzialmente le lettere a) e b) dell’art. 4, comma 1, del D.Lgs 192/2005, poiché (art. 1, comma 2) rinvia a successivi provvedimenti la definizione dei criteri generali, le metodologie di calcolo e i requisiti minimi per la prestazione energetica degli impianti termici per la climatizzazione estiva e per l’illuminazione artificiale degli edifici del settore terziario.
Il DPR attuativo della lettera c) dell’articolo 4, comma 1, che provvederà a fissare i criteri di accreditamento degli esperti e degli organismi a cui affidare la certificazione energetica è stato approvato dal Consiglio dei Ministri del 15 febbraio 2013.

Il decreto del Ministro dello sviluppo economico, di concerto con i Ministri dell’ambiente e delle infrastrutture, d'intesa con la Conferenza unificata, volto a definire le Linee guida nazionali per la certificazione energetica degli edifici in attuazione dell’articolo 6, comma 9, nonché gli strumenti di raccordo, concertazione e cooperazione tra lo Stato e le regioni in attuazione dell’articolo 5 del citato D.Lgs. 192/2005, è stato pubblicato nella Gazzetta Ufficiale del 10 luglio 2009 (D.M. 26 giugno 2009). Il 13 dicembre 2012 è stato pubblicato il D.M. 22 novembre 2012 che introduce alcune modifiche alle citate Linee Guida nazionali per la certificazione energetica degli edifici. In particolare, il decreto elimina la possibilità per i proprietari di determinati immobili di optare per l’autocertificazione della classe energetica più bassa (autocertificazione di classe G), come richiesto dalla Commissione Europea e viene data attuazione all’articolo 9 della Direttiva che impone agli Stati membri di adottare un sistema di ispezioni periodiche degli impianti di condizionamento d’aria di potenza maggiore di 12 kW, che contemplino anche una valutazione dell’efficienza dell’impianto e una consulenza agli utenti sui possibili miglioramenti e sulle soluzioni sostitutive o alternative.

Si segnala, infine, che il disegno di legge comunitaria 2011 (A.C. 4623) contiene la nuova direttiva 2010/31/UE sulla prestazione energetica nell’edilizia, che sostituisce la direttiva 2002/91/CE, abrogata dal 1º febbraio 2012.

Le agroenergie

Come per tutto il settore della produzione di energie rinnovabili anche per le agroenergie il sistema degli incentivi è stato ridefinito nel 2011 e si applicherà per i nuovi impianti a decorrere dal 2013. La facoltà di optare per il nuovo sistema è attribuita ai soli impianti di produzione di energia elettrica, alimentati da bioliquidi sostenibili ed entrati in esercizio prima del 2013. Carattere di novità hanno gli incentivi diretti al settore del biometano.

Disposizioni comunitarie (dir. 2009/28/CE) hanno stabilito che nel 2020 la quota di energie da fonti rinnovabili - energia elettrica, calorica, per i trasporti - non possa essere in Italia inferiore al 17% di quella complessivamente consumata; il contributo delle FER nel settore dei trasporti è stato limitato al 10%.

I documenti nazionali di attuazione della politica comunitaria-(PAN)Piano di Azione Nazionale (PAN) per le energie rinnovabili dell’Italia, e D.lgs. n. 28/2011 - prevedono che le biomasse di origine agricola e forestale possano soddisfare il 58% della produzione di energia calorica, ed il 20% di quella elettrica; per l'autotrazione saranno fondamentali i carburanti di seconda generazione, che potranno coprire il 62% del fabbisogno energetico con la produzione di biodisel, ed il 20% con il bioetanolo (cosìINEAAnnuario dell'agricoltura italiana, ed. 2011).

In merito va precisato che le biomasse - se non diversamente specificato - oltre che avere origine agricola (comprendente sostanze vegetali e animali), silvicola, e provenire dalle industrie connesse, comprese la pesca e l'acquacoltura, includono gli sfalci e le potature provenienti dal verde pubblico e privato, ed includono anche la parte biodegradabile dei rifiuti industriali e urbani (art. 2 del decreto legislativo n. 28).
Dalla biomassa si possono peraltro estrarre bioliquidi, ovvero combustibili liquidi destinati a scopi energetici diversi dal trasporto ma compresa la produzione di elettricità, il riscaldamento ed il raffreddamento, nonché i biocarburanti (liquidi o gassosi) per autotrazione, che includono: il biodiesel, prodotto analogo al gasolio ma ottenuto da oli vegetali e grassi animali, e il bioetanolo, prodotto attraverso un processo di fermentazione di biomasse ricche di zucchero (cereali, le colture zuccherine, gli amidacei e le vinacce). L'etanolo così estratto può essere usato puro, come componente delle benzine, o per la preparazione dell'ETBE (etere etilbutilico), un derivato ad alto numero di ottano (maggiore è il numero di ottano, più è alto il potere antidetonante del carburante, più elevato il rapporto di compressione che si può adottare). Il biogas (che ha trovato una definizione nel D.M. del 6/7/12) è il gas prodotto dal processo biochimico di fermentazione anaerobica di biomassa e contiene - in misura variabile - metano. Con il termine biometano si intende il gas che - attraverso un processo di raffinazione che eleva la concentrazione di metano - presenta caratteristiche e utilizzo corrispondenti al gas metano; è prodotto con la fermentazione dei residui organici provenienti da vegetali in decomposizione, carcasse e liquami zootecnici, fanghi di depurazione, scarti dell'agro-industria, colture dedicate. Oltre all'utilizzo nel trasporto, il gas può anche essere impiegato per produrre calore o elettricità.

Incentivi per l'utilizzo dei prodotti agricoli nella produzione di energia elettrica

Il sistema degli incentivi delineato nel 2011, mentre non cambia sostanzialmente per gli impianti entrati in esercizio entro il 2012, viene completamente rinnovato per gli impianti che entreranno in esercizio a decorrere dal 2013. Ad essere sensibilmente modificato è soprattutto il sistema dei cosiddetticertificati verdidei quali usufruiscono principalmente gli impianti generatori di energia calorica che utilizzano biomasse agricole e forestali.

Alla produzione di energia elettrica da impianti alimentati da fonti rinnovabili entrati in esercizio entro il 2012 si continua pertanto ad applicare il precedente sistema, con i correttivi di cui all'art. 25 del decreto legislativo 28/2011. Va aggiunto in merito che la legge di stabilità 2013 (comma 364, L. 228/12) ha integrato tale articolo 25 attribuendo ai titolari di impianti di produzione di energia elettrica, alimentati da bioliquidi sostenibili ed entrati in esercizio prima del 2013, la facoltà di modificare il sistema di incentivazione vigente, con effetto a decorrere dal 1º gennaio 2013.

Per i nuovi impianti si applicheranno i nuovi meccanismi di incentivazione previsti dall’articolo 24 dello stesso decreto che detta (comma 2, lettere g) edh)) criteri specifici per l'adozione degli incentivi riservati agli impianti alimentati da biomasse, biogas e bioloquidi.
Tali fonti energetiche debbono rispondere ai requisiti di sostenibilità stabiliti con il D.lgs. n. 55/2011, al quale ha fatto seguito il decreto ministeriale del 23/1/12 sul "Sistema nazionale di certificazione" per biocarburanti e bioliquidi, che attesterà la sostenibilità delle materie sottoposte alle verifiche del sistema.

Per la definizione degli incentivi, le norme (lett. g) ) stabiliscono in primo luogo che si debba tener conto della provenienza e della tracciabilità della materia prima: entrambi i requisiti sono stati disciplinati con il D.M. 2 marzo 2010seguito dalla circolare del Mipaaf del 31 marco 2010, esplicativa del sistema di tracciabilità delle biomasse da filiera.

La misura dell'incentivo deve inoltre essere quantificata in modo da privilegiare:
- l'utilizzo delle biomasse legnose trattate per via esclusivamente meccanica, per la produzione di energia calorica;
- l'utilizzo dei bioliquidi, come carburante per autotrazione;
- l'utilizzo del biometano, sia come combustibile per l’immissione nella rete del gas naturale, che come carburante per i trasporti.

 Gli incentivi debbono inoltre essere idonei a promuovere (lett. h)) un uso efficiente: di biomasse rifiuto e sottoprodotto; di biogas da reflui zootecnici o da sottoprodotti delle attività agricole, agro-alimentari, agro-industriali, di allevamento e forestali; di prodotti di coltivazioni dedicate non alimentari; lo stesso trattamento incentivante devono ricevere biomasse, bioliquidi e biogas provenienti da filiere corte, contratti quadro e da intese di filiera.

Per l'utilizzo delle menzionate fonti rinnovabili, ancora il comma 2 (lett. h)), deve essere promossa anche la realizzazione di impianti - operanti in cogenerazione, nonché impianti di micro e minicogenerazione - di proprietà di aziende agricole, e asserviti alle attivà aziendali, alimentati da biomasse o biogas.
Sulla base dell’articolo 2 del D.lgs. n. 20/07, di attuazione della direttiva 2004/8/CE sulla promozione della cogenerazione, si intende: per cogenerazione la generazione simultanea in un unico processo di energia termica ed elettrica o di energia termica e meccanica o di energia termica, elettrica e meccanica; per unità di piccola cogenerazione un'unità di cogenerazione con una capacità di generazione installata inferiore a 1 Mwe (lettera d), e per unità di microcogenerazione quella con capacità di generazione massima inferiore a 50 kWe (lettera e)).

Lo stesso articolo 24, con il comma 3 detta criteri diversi per l'incentivazione degli impianti di potenza non inferiore a 5MW elettrici e - a prescindere dalle dimensioni - per gli impianti previsti dai progetti di riconversione del settore bieticolo-saccarifero, approvati sulla base dell'art. 2 del D.L. n. 2/06 che ha inteso affrontare la grave crisi nella quale all'epoca versava il settore. Va detto che gli incentivi di cui al comma 3 sono gli unici per i quali è ammessa la cumulabilità, altrimenti esclusa dall'articolo 26, che detta le modalità applicative. La cumulabilità con altri incentivi pubblici è ammessa fino al 40% del costo dell'investimento per: i soli impianti - di potenza elettrica fino a 1 MW - di proprietà di aziende agricole o gestiti in connessione con aziende agricole, agro-alimentari, di allevamento e forestali, alimentati da biogas, biomasse e bioliquidi sostenibili (lett. c)); ed è anche ammessa  per gli impianti alimentati da biomasse e biogas che derivino da prodotti agricoli, di allevamento e forestali, ottenuti nell'ambito di intese di filiera o contratti quadro, oppure di filiere corte, cioè ottenuti entro un raggio di 70 chilometri dall'impianto (lett. e)).
Le intese di filiera, ovvero accordi pattizzi che legano più soggetti della stessa filiera agroalimentare, sono disciplinati dall’art. 9 del D.lgs. 102/05; i contratti quadro, contratti sottoscritti dalle associazioni di produttori per regolare la commercializzazione della propria produzione secondo le linee definite dalle intese di filiera, sono regolati dall’art. 10 dello stesso D.L. n. 102/05. Le norme sono state completate dal D.M. 12 maggio 2010 che, per consentire il decollo della filiera, ha consentito alle imprese del settore della trasformazione agroenergetica di stipulare contratti quadro anche in assenza di intese di filiera.

Per la definizione delle modalità attuative dell'articolo 24 è stato adottato (come richiesto dal comma 5) il decreto interministerialeD.M. 6 luglio 2012del Ministro dello sviluppo economico, con il concerto del Ministro dell’ambiente e di quello delle Politiche agricole, sentita l’AEEG.
 Disposizioni specifiche per gli impianti alimentati da biomassa, biogas, e bioliquidi sostenibili sono scritte all'articolo 8, mentre l'articolo 26 prevede l'innalzamento del premio per gli gli impianti alimentati da biogas - operanti in regime di cogenerazione ad alto rendimento - che prevedano il recupero dell’azoto dalle sostanze trattate allo scopo di produrre fertilizzanti (l'incremento è di di 30 euro/MWh).

Incentivazione dell'uso di biometano

Completamente nuove sono le norme volte ad incentivare la produzione e l’uso di biometano contenute negli articoli 20 e 21 del D.lgs. n. 28/2011.
Le norme  demandano all’Autorità per l’energia elettrica e il gas (AEEG) la definizione delle condizioni alle quali gli impianti di produzione di biometano potranno allacciarsi alla rete del gas, ma definiscono il contenuto che le direttive dell'Autorità dovranno avere per rispondere alle esigenze di sicurezza fisica e di funzionamento del sistema.

Gli incentivi per il prodotto immesso nella rete del gas naturale, concessi su domanda del produttore, sono così determinati sulla base dell'energia prodotta:
a) il biometano destinato alla produzione di energia elettrica può beneficiare degli incentivi previsti per l’utilizzo delle fonti rinnovabili, determinati con gli articoli 24 e 25 dello stesso provvedimento, a condizione di essere impiegato in impianti di cogenerazione ad alto rendimento;
b) il biometano usato per i trasporti può beneficiare del rilascio di certificati verdi validi per assolvere all’obbligo previsto dal comma 1 dell’art. 2-quater del D.L. 2/06, ovvero di immettere in consumo nel territorio nazionale una quota minima di biocarburanti e degli altri carburanti rinnovabili;
c) il biometano immesso nella rete del gas naturale potrà in alternativa beneficiare dell’erogazione di un incentivo che deve essere definito nella durata e nel valore con il decreto interministerale, tuttora in attesa di essere adottato, previsto per consentire l'attuazione dell'intero articolo 21.

Completa il nuovo regime d’incentivazione l’articolo 8   che demanda alle regioni la semplificazione del procedimento di autorizzazione alla realizzazione di nuovi impianti di distribuzione di metano e di adeguamento di quelli esistenti (comma 1), e dichiara di pubblica utilità con carattere di indifferibilità e di urgenza la realizzazione di impianti di distribuzione di metano e le condotte di allacciamento che li collegano alla rete esistente dei metanodotti (comma 2).

Norme dirette al settore agricolo

Benefici fiscali in favore delle produzioni agroenergetiche, sia sul versante delle imposte dirette che quello delle imposte indirette, sono stati concessi in ragione del soggetto produttore, individuato nell'azienda agricola.

Per quanto riguarda l’imposizione diretta, già la legge finanziaria 2006 (art. 1, comma 423 della L. n. 266/05)  aveva ricondotto nell’ambito del reddito agrario, con il conseguente trattamento fiscale agevolato effettuato su base catastale, l’attività svolta dalle aziende agricole diretta alla produzione e alla cessione di energia elettrica mediante l’utilizzo di fonti rinnovabili agroforestali, qualificandola come "attività connessa" all’attività agricola (ai sensi dell'art. 2135, terzo comma, del codice civile).

Le norme sono state novellate con la successiva Finanziaria 2007 (art. 1, comma 369 L. 296/06) che ha esteso i benefici in precedenza disposti anche alla produzione e cessione di energia calorica. La riscrittura della norma ha anche ampliato il campo delle fonti rinnovabili che possono beneficiare del regime di favore, ammettendo anche l'energia di origine fotovoltaica, nonché proveniente dall’utilizzo di carburanti vegetali o di prodotti chimici derivanti da prodotti agricoli provenienti prevalentemente dal fondo coltivato. Tali attività si considerano tutte produttive di reddito agrario.

Per quanto riguarda l’imposizione indiretta, ed in particolare le accise, sono terminati nel 2010 i programmi che hanno previsto agevolazioni impositive per biodiesel e bioetanolo, per i quali resta come unico incentivo quello della quota obbligatoria di prodotto da miscelare con il combustibile fossile.
Le norme – scritte nell’articolo 22-bis del D.lgs. n. 504/95, ma introdotte nel 2006 e nell’anno successivo modificate – avevano disposto che fosse applicata al biodisel destinato ad essere impiegato in miscela con il gasolio un’aliquota di accisa corrispondente al 20% di quella ordinaria applicata al gasolio come carburante. L’agevolazione, disposta per il quinquennio 2007/2010, era limitata ad un contingente prestabilito.
Le medesime norme avevano anche introdotto – per il periodo 2008/2010 - un’accisa agevolata per il bioetanolo di origine agricola, l’etere etilterbutilico (ETBE), e gli additivi e riformulanti prodotti da biomasse.

Restrizioni invece sulla concessione di incentivi alla istallazione di impianti fotovoltaici nelle aree agricole sono state previste già con il D.lgs. n. 28/11 allo scopo di contenerne la rapida diffusione con conseguente snaturamento del territorio a vocazione agricola. Non ritenute sufficienti le restrizioni disposte con il comma 4 dell'articolo 10 del decreto n. 28, è intervenuto il D.L. n. 1/12, sulle liberalizzazioni, negando qualunque diritto agli incentivi per gli impianti collocati a terra, che oltre a sottrarre rilevanti aree alla coltivazione ha determinato un rilevante impatto sul mercato degli affitti. La norma assicura inoltre la priorità di connessione alla rete elettrica per un solo impianto di produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili, di potenza non superiore ai 200 kw, per ciascuna azienda agricola.
Le norme salvaguardano gli impianti realizzati e da realizzare sul demanio militare, nonché quelli, alle condizioni stabilite, che siano in procinto di essere realizzati o prosimi ad entrare in funzione.

Produzione di energia nelle aziende agricole

Dal 6°censimentodell'agricoltura, condotto dall'ISTAT nel 2010, si possono trarre anche dati sulla produzione di energia rinnovabile nelle aziende agricole. Quelle censite sull'intero territorio nazionale sono state poco meno di 1.621.900; di queste, 21.573 aziende dichiarano di avere 22.974 impianti di produzione di energia rinnovabile nel 2010. La diffusione territoriale rivela una forte presenza di tali aziende nell'Italia settentrionale: quasi 8.800 si collocano nelle aree del Nord-est, ed altre 4.560 nel Nord-ovest. Nella sola provincia di Bolzano 3.400 aziende hanno istallato 3.675 impianti che non solo consentono una notevole autonomia nell'approvvigionamento, ma avviano anche le aziende verso quella diversificazione del reddito auspicata per il settore primario: infatti, sono 3.485 le aziende presenti sull'intero territorio nazionale che riescono a ottenere una qualche remunerazione dalla produzione di energia, e 954 di queste sono nella provinca autonoma di Bolzano.

Nel panorama meridionale, escluse le Isole, la sola Puglia mostra una presenza significativa di impianti (1.118) per la maggior parte costituiti da pannelli fotovoltaici; importante la presenza degli impianti eolici - quasi un quarto di tutti quelli sull'intero territorio nazionale - da porre in correlazione con le scelte amministrative locali.

La preferenza delle aziende agricole si è diretta principalmente verso l'istallazione di pannelli fotovoltaici (il 75% di tutti gli impianti) favoriti dal contenuto investimento necessario, e dalle sensibili agevolazioni previste fino al 2010.
Seguono gli mpianti che producono energia , sia elettrica che calorica, da biomassa (poco più di 2 mila) la metà dei quali si concentra nelle regioni più vocate del Nord-est: 580 nella sola provincia di Bolzano.

L'idroenergia è prodotta in gran parte nella provincia di Bolzano dove sono ubicati 250 dei 480 impianti nazionali. Interessante è anche la distribuzione dei 332 impianti di produzione di biogas: 142 si trovano in Lombardia ed altri 120 sono più o meno equamente distribuiti tra Veneto, Piemonte ed Emilia-Romagna. Si tratta evidentemente di impianti connessi con grosse aziende zootecniche per le quali non solo rappresentano un valido smaltimento dei reflui, ma anche una importante fonte di reddito. E' questo il settore infatti dove è più alto il numero degli impianti con redditività: dei 332 totali, 195 produce una remunerazione.

Infine, se in linea generale non risulta una particolare correlazione fra impianti e dimensioni aziendali; fanno eccezione la produzione di idronergia e quella di biogas, per le quali si conferma la necessità di aziende di grandi dimensioni. In entrambi i casi la maggior concentrazione degli impianti è situata in aziende con una superficie agricola utilizzata non inferiore ai 100 ettari; in particolare sono 93 gli impianti del primo tipo e 156 quelli per la produzione di biogas.

Energia nucleare

Per effetto del decreto-legge 34/2011, e poi del D.P.R. 114/2011 che ha dato esecuzione all'esito del referendum abrogativo del 12 e 13 giugno 2011, sono venute meno tutte le disposizioni introdotte nell'ordinamento italiano a partire dal 2008 per promuovere la realizzazione di nuovi impianti pe l'energia nucleare e la produzione di questo tipo di energia. Il D.P.R. ha anche abrogato la disposizione che disciplinava l'istituto della "strategia energetica". Il decreto "salva Italia" (D.L. 201/2011) ha soppresso l'Agenzia per la sicurezza nucleare.

L’energia nucleare è stata uno degli argomenti principali della politica energetica del primo triennio della XVI legislatura, sia per le azioni intraprese dal Governo fino al 2010 per realizzare una nuova strategia nucleare, sia per le iniziative referendarie assunte nell’opposta direzione di escludere la realizzazione di impianti di produzione di questo tipo di energia.

La ripresa di una pianificazione nucleare è stata un aspetto centrale della politica energetica del Governo negli anni 2008-2010. A tal fine l’art. 7 del decreto-legge 112/2008 (A.C. 1386), nell’introdurre nell'ordinamento uno strumento di indirizzo e programmazione generale in materia energetica denominato “Strategia energetica nazionale” (SEN), aveva espressamente previsto, tra le politiche di settore da sviluppare, anche quella finalizzata alla produzione di energia da fonte nucleare mediante impianti di nuova generazione da realizzare appositamente. In particolare, la SEN contemplava la realizzazione sul territorio nazionale di impianti di produzione di energia nucleare e la promozione della ricerca sul nucleare di quarta generazione o da fusione.

In linea con la Strategia energetica nazionale l'art. 25 della legge 99/2009 (A.C. 1441-ter) aveva disposto una delega al Governo per la disciplina della localizzazione nel territorio nazionale di impianti di produzione di energia elettrica nucleare e di fabbricazione del combustibile nucleare nonché dei sistemi di stoccaggio e per il deposito definitivo dei rifiuti radioattivi, e per la definizione delle misure compensative in favore delle popolazioni interessate. La delega prevedeva altresì che venissero stabiliti le procedure autorizzative e i requisiti soggettivi per lo svolgimento delle attività di costruzione, di esercizio e di disattivazione dei citati impianti.

A tale delega il Governo, acquisiti i pareri parlamentari sullo schema di decreto presentato (atto n. 174), ha dato attuazione con il decreto legislativo 31/2010. Tra i punti più significativi di questo decreto vanno evidenziati: la definizione di una Strategia del Governo in materia nucleare, propedeutica all’avvio delle procedure localizzative ed autorizzative; la previsione di un ruolo rilevante delle Regioni interessate, chiamate ad esprimere un’intesa, propedeutica all'intesa con la Conferenza unificata, fin dalla fase di localizzazione, e poi anche nell’ambito della procedura di autorizzazione per gli impianti nucleari e per il deposito nazionale dei rifiuti radioattivi; la possibilità di concludere i procedimenti delle intese, sia con le Regioni sia con la Conferenza unificata, attraverso le forme di sussidiarietà già previste dalla normativa vigente e nel rispetto del principio di leale collaborazione; la fissazione di appositi requisiti tecnici, professionali e organizzativi per gli operatori autorizzati alla realizzazione e all'esercizio di impianti nucleari; l’istituzione di “Comitati di confronto e trasparenza” per ciascun sito, finalizzati a garantire alla popolazione l’informazione, il monitoraggio ed il confronto pubblico sull’attività concernente il procedimento autorizzativo, la realizzazione, l’esercizio e la disattivazione del relativo impianto nucleare, nonché sulle misure adottate per garantire la protezione sanitaria dei lavoratori e della popolazione e la salvaguardia dell’ambiente; la previsione di uno stretto coinvolgimento dell’Agenzia per la sicurezza nucleare - quale autorità nazionale per la regolamentazione tecnica, il controllo e l'autorizzazione ai fini della sicurezza nel settore nucleare, istituita dalla legge 99/2009 (e poi soppressa dal D.L. 201/2011, cd. Salva Italia) - in ogni passaggio procedurale, al fine di garantire i massimi livelli di sicurezza per l’ambiente, la popolazione ed i lavoratori; la fissazione di tempi procedurali tali da contemperare le esigenze di sicurezza sopra richiamatecon la celere attuazione della Strategia nucleare.

Successivamente, il decreto legislativo 41/2011, correttivo del suddetto D.Lgs. 31/2010, ha ulteriormente integrato e precisato la normativa in materia, sia semplificando le procedure di valutazione e di autorizzazione dei nuovi impianti nucleari, sia prevedendo una riduzione dei tempi di costruzione, sia dando più flessibilità al procedimento di localizzazione del Deposito nazionale dei rifiuti radioattivi, sia ancora accelerando lo smantellamento degli impianti nucleari esistenti e definendo in maniera più esaustiva i requisiti tecnici richiesti per la costruzione e l’esercizio degli impianti nucleari e del Deposito nazionale. Il provvedimento inoltre, adeguandosi a quanto statuito dalla Corte costituzionale (cfr. infra), ha previsto la necessità di acquisire il parere (obbligatorio ma non vincolante) della Regione interessata in ordine al rilascio dell’autorizzazione unica per la realizzazione di un impianto nucleare. Sullo schema iniziale, trasmesso dal Governo alle Camere (schema di decreto legislativo n. 333) le Commissioni riunite Ambiente e Attività produttive della Camera il 16 marzo 2011 hanno espresso parere favorevole con condizioni e osservazioni. Al Senato, il parere favorevole con osservazioni è stato espresso dalla Commissione Industria nella seduta del 22 marzo 2011. A seguito di tali pareri, il Consiglio dei Ministri n. 133 del 23 marzo 2011 ha approvato definitivamente il provvedimento, poi pubblicato sulla Gazzetta Ufficiale n. 85 del 13 aprile 2011.

A queste iniziative del Governo favorevoli alla ripresa di una politica energetica nucleare si è contrapposta l’iniziativa popolare concretizzatasi con la raccolta delle firme necessarie per la presentazione di un referendum abrogativo sulle norme in materia di energia nucleare. Tale referendum abrogativo - dichiarato ammissibile la Corte Costituzionale con la sentenza n. 28/2011 - è stato indetto per il 12-13 giugno 2011.

Prima di tale scadenza Governo e Parlamento sono tuttavia intervenuti nuovamente sulla materia disponendo – anche a fronte della esigenza internazionalmente riconosciuta di una riflessione sulla materia dell’energia nucleare dopo l’incidente alla centrale giapponese di Fukushima – prima, con il decreto-legge 34/2011 (A.C. 4307), la sospensione della realizzazione dei piani in materia di energia nucleare, e poi, con le modifiche apportate dalla legge di conversione (legge 75/2011), la abrogazione delle norme sopra citate del triennio 2008-2010 sulla ripresa dei programmi in tema di energia nucleare.

Tuttavia, la Corte di Cassazione (in veste di Ufficio Centrale per il referendum) non ha ritenuto che fossero, con queste modifiche, venuti meno tutti i presupposti per lo svolgimento del referendum abrogativo già indetto. Essa ha di conseguenza riformulato, con ordinanza 1° giugno 2011, il quesito referendario per adeguarlo alle modifiche legislative intervenute ad opera della legge di conversione, e in particolare ha indirizzato il quesito alla abrogazione dei commi 1 ed 8 dell’articolo 5 del decreto-legge 34/2011. La Corte Costituzionale (sentenza n. 174/2011) ha confermato la ammissibilità del quesito referendario anche in tale riformulazione.

In proposito, il decreto-legge 34/2011 (A.C. 4307), nell’abrogare le norme in materia di energia nucleare ha comunque:

precisato che "al fine di acquisire ulteriori evidenze scientifiche, mediante il supporto dell'Agenzia per la sicurezza nucleare, sui profili relativi alla sicurezza nucleare, tenendo conto dello sviluppo tecnologico in tale settore e delle decisioni che saranno assunte a livello di Unione europea, non si procede alla definizione e attuazione del programma di localizzazione, realizzazione ed esercizio nel territorio nazionale di impianti di produzione di energia elettrica nucleare" (articolo 5, comma 1)

dettato (art. 5, comma 8) una nuova formulazione della norma sulla “Strategia energetica nucleare” sostitutiva di quella originaria dell’art. 7 del D.L. 112/2008, dandole il seguente tenore: "Entro dodici mesi dalla data di entrata in vigore della legge di conversione del presente decreto il Consiglio dei Ministri, su proposta del Ministro dello sviluppo economico e del Ministro dell'ambiente e della tutela del territorio e del mare, sentita la Conferenza permanente per i rapporti tra lo Stato, le regioni e le province autonome di Trento e di Bolzano e acquisito il parere delle competenti Commissioni parlamentari, adotta la Strategia energetica nazionale, che individua le priorità e le misure necessarie al fine di garantire la sicurezza nella produzione di energia, la diversificazione delle fonti energetiche e delle aree geografiche di approvvigionamento, il miglioramento della competitività del sistema energetico nazionale e lo sviluppo delle infrastrutture nella prospettiva del mercato interno europeo, l'incremento degli investimenti in ricerca e sviluppo nel settore energetico e la partecipazione ad accordi internazionali di cooperazione tecnologica, la sostenibilità ambientale nella produzione e negli usi dell'energia, anche ai fini della riduzione delle emissioni di gas ad effetto serra, la valorizzazione e lo sviluppo di filiere industriali nazionali. Nella definizione della Strategia, il Consiglio dei Ministri tiene conto delle valutazioni effettuate a livello di Unione europea e a livello internazionale sulla sicurezza delle tecnologie disponibili, degli obiettivi fissati a livello di Unione europea e a livello internazionale in materia di cambiamenti climatici, delle indicazioni dell'Unione europea e degli organismi internazionali in materia di scenari energetici e ambientali".

Il referendum abrogativo si è quindi tenuto, come già previsto, nei giorni 12 e 13 giugno 2011 e ha visto prevalere nettamente i voti favorevoli all’abrogazione dei citati commi 1 e 8 dell'articolo 5 del D.L. 34/2011. Con D.P.R. 114/2011 è stata data formale esecuzione all’esito referendario.

Si segnala infine che la legge 99/2009 ha previsto all’articolo 38, comma 1 l'approvazione, da parte del CIPE, di un Piano operativo per la promozione della ricerca e innovazione nel settore energetico, anche con riferimento allo sviluppo del nucleare di nuova generazione.

Giurisprudenza costituzionale

La Corte Costituzionale, con sentenza n. 278/2010, ha respinto i ricorsi di numerose Regioni che avevano impugnato alcune disposizioni della legge 99/2009 in materia nucleare e in particolare la norma di delega di cui all'art. 25. Inoltre la Corte, con sentenza n. 331/2010, ha dichiarato illegittime le leggi regionali con cui Puglia, Basilicata e Campania avevano vietato l'installazione sul loro territorio di impianti di produzione di energia nucleare, di fabbricazione di combustibile nucleare e di stoccaggio di rifiuti radioattivi. Successivamente, invece, la Corte ha dichiarato l’illegittimità dell’art. 4 del decreto legislativo 31/2010 nella parte in cui non prevede che la Regione interessata, anteriormente all’intesa con la Conferenza Unificata, esprima il proprio parere in ordine al rilascio dell’autorizzazione unica per la costruzione e l’esercizio degli impianti nucleari (sentenza n. 33/2011), che peraltro ha dichiarato inammissibili o infondate tutte le altre numerose questioni di legittimità costituzionale poste dalle Regioni ricorrenti con riferimento al citato decreto legislativo).

Atti di sindacato ispettivo

Con l’interpellanza 2-00057, svolta alla Camera nella seduta del 27 gennaio 2009, sono state richieste delucidazioni sul piano di sviluppo delle centrali nucleari nel nostro Paese, con particolare riguardo alla individuazione dei siti, alla messa in sicurezza delle scorie e al reperimento delle risorse per finanziare il progetto (v. Strategia energetica nazionale).

Anche con l'interrogazione a risposta immediata 3-00833, svolta alla Camera nella seduta del 13 gennaio 2010, sono state richieste delucidazioni in merito agli orientamenti del Governo sull'individuazione dei siti degli impianti per la produzione di energia nucleare.

Dossier pubblicati

Sul decreto-legge n. 34/2011

D.L. 34/2011 - A.C. 4307 - Disposizioni urgenti in materia di cultura, stampa e televisione, spettro radioelettrico, nucleare, Cassa depositi e prestiti, ed enti del Servizio sanitario nazionale dell'Abruzzo - Elementi per l'istruttoria legislativa (28/04/2011)

Sull'energia nucleare

L'energia nucleare in Italia (28/01/2009)